稳油控水服务

围绕调剖、调驱、堵水、储层污染解堵等海上油田重大技术需求，通过技术攻关和现场应用，建立了与开发政策相适应的稳油控水技术体系，形成了多项经济性和适用性拳头技术产品——微球调驱、层内生气调驱、泡沫调驱、化学调剖、堵水、HGSC复合解堵等。

稳油控水业务覆盖渤海、南海东部、南海西部各大油田，并拓展到印尼、伊拉克等海外市场，有效地为客户解决油田开发各阶段稳产、增产问题。

微球调驱
层内生气调驱
泡沫调驱
纳米分散体调驱
化学调剖
堵水
HGSC复合解堵
螯合解堵

工艺简介

微球是采用反向微乳聚合方法合成的冻胶分散体，平均尺寸为百纳米级，在水中分散均匀、易于进入注水地层，随后缓慢吸水膨胀发挥封堵作用。产品具备的“注得进、堵得住、能移动”等深部调驱的特点。

微球深部调驱技术的机理是通过膨胀后的微球封堵高渗透条带的孔喉，再不断变形、运移，逐级封堵和改变水驱液流方向，扩大水驱波及系数，达到深部调驱提高采收率的目的。

技术指标

目前已开发三大类、30余种微球产品，主要技术指标如下表所示：

种类	类型	工艺需求	地层适应情况	初始尺寸	完全膨胀时间	最终膨胀尺寸
纳米球	NM-2	深部调驱	＜2000mD	10～200nm	7～30d（可调）	数微米
复合球	FH-260	深部调驱	2000～5000mD	300～1000nm	7～20d（可调）	数微米～十几微米
核壳球	HK-4100	封窜	2000～5000mD	300～1500nm	7～20d（可调）	数十微米

技术适用性

指标	微球适应性条件
储层分布	解决层内及平面矛盾，扩大水驱波及体积
含水率	井组平均含水50%～95%
连通性	目标层段连通性好，注采对应率65%以上
孔喉分布	油藏孔道直径＜50μm
温度	油藏温度≤130℃
矿化度	＜200000ppm

配套体系、软件及工具

微球产品设计评价技术、微球-地层匹配决策方法、微球调驱参数优化设计技术、微球调驱数值模拟技术、产出液微球检测技术等。

使用方法

连接在注水管线上在线注入，不需混合熟化装置，占地面积小、使用设备少、简单易操作。

应用情况

目前，微球调驱技术在渤海区域累计实施27井组，单井组平均增油7761吨，统计平均吨剂增油83吨，投入产出比1:5以上。

典型案例

渤海油田某井组微球调驱作业效果：井组含水由72%降至64%，日产油量由240吨/天增加至320吨/天；有效期超过1年，有效期内累计增油2.1万吨，吨剂增油达到138吨，投入产出比1:7.5，经济效益显着。

工艺简介

层内生气技术通过向目的层注入生气剂和释气剂，在油层内反应生成气体，与注入药剂共同作用于油层，达到解堵、调剖和驱油效果。通过调节各药剂用量，可实现解除近井地带堵塞和污染、扩大注入水波及体积、降低油水界面张力、改善水油流度比等目的。

技术指标

生气剂有效含量＞98%，无结块

分散剂有效含量＞98%，无异物

释气剂有效含量≥31%，无异物

技术适用性

指标	层内生气技术适应性条件
储层分布	油水井对应关系明确，纵向非均质性强
地层压力	≥Pb（饱和压力）
地层温度	≥40℃
剩余油饱和度	≥40%
原油粘度	≤300mPa·s
综合含水	40%~90%

配套体系、软件及工具

通过油藏工程方法建立了层内生气调驱选井（选层）决策方法，构建出调驱效果预测模型和调驱效果评价方法，编制了层内生气调驱决策软件，实现措施井优选、施工工艺参数优化。

使用方法

连接施工流程并试压；配制药剂；交替注入生气剂和释气剂溶液；按次序注入剩余段塞；注入顶替水，焖井后恢复注水。

应用情况

截至目前，层内生气调驱技术在渤海区域累计施工108井次，累计增油23万吨。

典型案例

渤海某油田某井吸水剖面不均，周边受效油井4口。对该井采取层内生气措施，视吸水指数由37.4m³/(MPa•d)上升至45.3 m³/(MPa•d)，周边油井产液、产油上升，含水下降，效果显着。

工艺简介

纳米分散体调驱技术是油田生产事业部的一项新型调驱技术。该技术核心药剂为纳米分散体，可将地层油水分散为纳米级液滴，通过微观改性降低油藏油水界面张力、改善水油流度比，大幅提升驱油效率；同时减弱储层差异，改善水驱前缘，一定程度上打开了新的驱替通道，提高油田采收率。

纳米分散体配图:

技术指标

凝固点	普通型：-1 ℃，抗寒型：- 18 ℃
配伍能力	<80℃温度下，可与任意离子性质药剂配伍，无沉淀无絮凝
降低界面张力能力	3～4个数量级
静态油砂洗油率	地层温度下，1小时内洗油率大于80%
实验室提高采收率	0.5%药剂浓度下：1）对比水驱，药剂提高原油采收率>10%； 2）聚合物介入条件下对比纯聚合物调驱，聚合物+药剂提高原油采收率>15%

技术适用性

指标	纳米分散体调驱技术适应性条件
油藏特征	尽量均质，优势孔道发育不成熟
地层温度	<80 ℃
矿化度	< 100,000 mg/L
剩余油饱和度	≥40%，潜力较大
开发特征	注水支持度高，对应关系明确
井组含水	<95%

使用方法

连接在注水管线上在线注入，不需混合熟化装置，占地面积小、使用设备少、简单易操作。

应用情况

目前在渤海油田完成2井应用，井组含水最低下降10%，累计递减增油超过1.0×104m³，降水增油效果明显。

典型案例

渤海油田某井组微球调驱作业效果：井组含水由72%降至64%，日产油量由240吨/天增加至320吨/天；有效期超过1年，有效期内累计增油2.1万吨，吨剂增油达到138吨，投入产出比1:7.5，经济效益显著。

措施效果：日产液下降300m³情况下，累计递减增油6158m³，含水最高下降10%，有效期持续8个月。

工艺简介

化学调剖工艺通过向注水井注入可以在地层大孔道或裂缝中流动的凝胶，降低高渗层段的渗透率，减小层间渗透率差异，达到控制注入水窜流、调整层间吸水状况的目的，从而实现增大注入水的波及体积，提高油井产量。该技术以有机凝胶体系为主，配合无机凝胶体系，可以针对不同油藏情况进行调整，具备工艺简单、成本低廉、体系安全等优点而广泛应用于海上油田控水稳油措施。

技术指标

聚合物延缓交联调剖体系技术指标

成胶时间：60℃下12～120hrs，可调

成胶强度:可流动弱胶至不流动强胶，成胶后强度为60000～100000mPa•s

抗盐性能：矿化度30000～50000ppm

成胶强度稳定时间6个月以上

多功能复合凝胶调剖剂技术指标：

耐温可以达到140℃

抗盐性能优，凝胶化反应不受高矿化度及多价阳离子影响

成胶强度稳定时间12个月以上

成胶前流动性好，可以实现深部调剖

成胶后附着性高，耐冲刷能力强

技术适用性

指标	聚合物延缓交联调剖体系技术	多功能复合凝胶调剖剂技术
开发特征	井组水窜特征明显	注入水方向性窜流明显
地层温度	＜90℃	40℃~120℃
渗透率	500~6000mD	2000~200000mD，裂缝开度＜2mm
矿化度	＜30000ppm	＜200000ppm

使用方法

在地面完成配液，熟化完毕后经过过滤器，由柱塞泵泵注入地层。随之顶替注入水，测试压降曲线，关井候凝，恢复注水。

应用情况

调剖工艺措施近两年累计措施达40井次，措施增油量平均约3000吨，降低井组平均含水3～5%，投入产出比1:3以上。

典型案例

渤海油田某油井：存在问题：1. 注水井前缘已推进至油井，存在大孔道水窜，含水上升明显；2. 层内、平面非均质性较强。措施效果：措施有效期内日均增油15吨/天，含水率降低9%，纯增油2432吨，递减增油3156吨。

工艺简介

油田生产事业部目前具备化学笼统堵水和水平井分段封隔堵水两项技术。化学笼统堵水针对出水状况不明或多点出水的油井，利用堵剂自控选择性进行封堵封窜，调整油井产液剖面，具有工艺简单、成本低廉、体系安全等特点；水平井分段封隔堵水技术，通过光纤测井、阵列式多相流组合测井等找水技术精准确定水平井出水层段（点），配合井下封隔器或化学材料，实现定位卡水或化学封堵出水点的目的，具有成功率高、封堵强度大、有效期长等特点。

技术指标

针对不同的油藏特征，开发出冻胶系列堵剂、两相复合堵剂、HSG水性凝胶等多套堵水体系。针对不同地层有不堵剂配方，主要技术指标如下：

耐温：50～130℃

突破压力梯度：5～11.67MPa/m

实验封堵率：95～99.8%

堵剂油水选择性能：堵水率/堵油率＞5

技术适用性

指标	技术适用性
开发特征	多层开发、层间非均质性强导致的小层水窜或底水锥进导致高含水
剩余油饱和度	剩余油饱和度较高，潜力大
油井含水	＞90%
水窜层渗透率	＜10000mD
矿化度	＜200000ppm

使用方法

化学笼统堵水技术：在地面完成配液，由柱塞泵泵注入地层。挤注完毕后，顶替注入水，关井候凝，启泵，变频生产，先以小排量生产，后续根据含水情况调整产液量。

水平井分段封隔堵水技术：动管柱作业，下入挤注管柱，定点注入化学封隔材料，起出挤注管柱更换卡水管柱，完成定点堵水，而后恢复电泵生产管柱。恢复生产时先以小排量生产，后续根据含水情况调整产液量。

应用情况

堵水业务在渤海油田及南海油田共施工20井次，累计增油3.9万吨。

典型案例

应用案例：渤海油田某井;开发问题：第四防砂段发育水窜层，含水100%导致停产；措施效果：含水由100%最低下降至20%，增油7000吨以上，油井重新恢复产油，有效期大于7个月。

工艺简介

HGSC复合解堵技术协同“化学生热、气体增能、螯合溶解、渗透清洗”四大功效，有机结合了机械法、化学法和热力法的解堵思路，可高效解除井筒及近井地带由于重质组分沉积造成的有机堵塞，以及少部分由于金属离子结垢造成的无机堵塞，释放油井产能，提高油井产量。该技术以化学生热体系为主，复配螯合体系及有机清洗体系，可同时应对有机及无机污染，具备工艺简单、成本低廉、体系安全等优点。

技术指标

重质组分清洗效率≥90%

腐蚀速率＜1g/(m²•h)

配伍性好，无可观测的沉淀和絮凝

技术适用性

有过高产期的地产井

由于有机质沉积导致堵塞的井

适用于中高孔渗地层

含水率≥40%

配套体系、软件及工具

本技术可配合动管柱作业，配套水力冲洗头作业；

可实现并泵注入，配套反应抑制剂作业。

使用方法

作业时无需特殊设备，工艺流程如下：(1) 泥浆泵(酸化泵)挤注前置液段塞；(2) 关井浸泡；(3) 泥浆泵(酸化泵)挤注HGSC-A+B体系段塞及HGSC-C体系段塞；(4) 关井浸泡。

应用情况

HGSC复合解堵技术自2013年至今，在渤海油田已实施40余井次，措施成功率100%，增液见效率98.2%，增油见效率90.6%，累计增油量超过8.6万吨。

典型案例

渤海油田S-G5井自2011年底开始环空补液生产，2011年至2013年共检泵4次。通过热洗、反洗井等作业均无明显效果，产液量不增，含水上升，分析认为地层存在污染。

HGSC复合解堵作业之前平均日产液48方/天，日产油3.4方/天，作业后日产液74.5方/天，日产油60.7方/天，增产效果显着。

工艺简介

螯合解堵体系一种环保型油井解堵体系，适用于解除在油井生产过程中近井眼地层孔隙内、炮眼及筛管段形成的钙镁垢、固相微粒堵塞，具有渗透力强、分解速度快、无沉淀等优点。体系中的特种添加剂使其具备长效防膨、防垢与抑砂作用，解除堵塞伤害的同时，减少地层大量出砂可能，可实现对油气层防护。主剂为多氮杂环环状结构，作为多齿配体将多价金属离子“固定”至环状结构内部，状态稳定，主剂螯合能力极强，显酸性，具有缓蚀阻垢特性。与水介质中钙镁铁等金属离子形成聚羧酸盐配离子，在金属表面形成一层致密的保护膜，缓蚀性能强，对金属腐蚀速率极低。

技术指标

pH（鲜液）：1~3/6

pH（残液）： 6

表面张力：≤28mN/m

界面张力：≤3mN/m

钙垢溶蚀率：≥90%

粘土溶蚀率：10~20%

防膨率：≥85%

缩膨率：≥25%

破乳率（2h）：≥95%

腐蚀速率（4h，65℃）：≤1.5g/(m²·h)

技术适用性

缓速体系，可实现深部解堵处理；

钙、镁、钡、锶、铁等多种无机垢堵塞的解除；

粘土矿物膨胀、微粒运移等多种敏感性矿物伤害解除；

钻完井滤液、固相侵入等外来流体入侵对储层造成的伤害；

低腐蚀、二次伤害极低，低返排要求；

与原油不产生乳化现象，返出液可直接进生产流程；

适应温度范围：50～100℃。

应用情况

该技术在渤海油田成功应用53井次，累计增油量超过17万方。

典型案例

渤海油田某井于2017年8月实施螯合解堵作业，日产油由0方/天增加至最高89方/天，累增油超过15000方。