DN调堵技术.

高渗大孔道封堵技术DN调堵技术丹诺（北京）石油技术服务有限公司汇报提纲第一部分DN调堵技术的提出第二部分室内评价实验第三部分施工工艺第四部分现场实施情况储层的非均质性：宏观非均质：层间非均质、平面非均质、层内非均质；微观非均质：孔间非均质、孔道非均质、表面非均质；流体非均质：原油、天然气和水之间各方面性质的差异。储层非均质性综合评价表DN调堵技术的提出大孔道成因（30微米到5毫米）：疏松地层出砂；注水冲刷；蒸汽驱冲刷；地层高温破坏胶结物；注聚冲刷（粘度高）；原生或次生裂缝（压裂）。高渗条带、大孔道的危害：生产井出水；生产井出砂；驱替效率低。DN调堵技术的提出DN调堵技术的提出1、具有一定抗压强度2、抗高温、高矿化度3、保护中低渗透区4、可胶结疏松砂粒固结岩块材料种类优点缺陷普通水泥浆单位成本低、材料易得、强度大、适用温度广水泥颗粒大、稠化时间短、成功率低、有效期短沉淀型堵水剂单位成本比较低，施工安全，封堵效果好容易堵塞油层、污染地层树脂型堵水剂强度高，对微细缝隙穿透能力强，水密性好反应速率快，安全系数低，无选择性，单位成本极高凝胶型堵水剂单位成本比较低，对微细缝隙穿透能力强耐温性好剪切强度低，高温反应速率无法控制，易被水冲释冻胶型堵水剂注入性好、单方成本较低易受温度、矿化度的影响，堵剂用量大，封堵强度低。几种常用封堵剂优缺点对比DN调堵技术的提出汇报提纲第一部分DN调堵技术的提出第二部分室内评价实验第三部分施工工艺第四部分现场实施情况复合堵剂：粉末状材料，微溶于水；增粘剂：粉末状材料。不溶于水、可分散于水中，主要作用是增加液体粘度；促凝剂：粉末材料。可溶于水，主要功能是调节液体固化时间；缓凝剂：粉末材料。可溶于水，主要功能是调节液体固化时间；水：普通生活用水，就地取材。若生产用水矿化度很高，需对水做些处理。室内评价实验配制调堵液体水化固化调堵液成份DN调堵液是一种无机复合堵剂，由5种成份配制成悬浮液。室内评价实验DN堵剂固化后的情况粘度：15-30mpa.s；密度：1.15-1.30g/cm3；稳定性：静止1小时测量上下密度差为0；稠化时间：6h-15d；凝固后抗压强度：1～3MPa（可调）固化体渗透率：30毫达西左右固化体抗温能力：〈300℃调堵液性能调堵液优势具有两大优势：一是不会堵塞中低渗区二是调堵液较聚合物类用量少。DN堵剂封堵大孔道后的情况岩芯：实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，几何尺寸为：高×宽×长=4.5×4.5×15cm，为模拟地层中大孔道情况，沿岩心长度方向钻孔，孔深分别3cm、6cm和9cm，孔径分别为0.8cm、1.6cm和2.5cm。在孔中填砂，砂粒粒径35-40目。室内评价实验调堵液封堵能力测试岩心参数孔长3cm孔长6cm孔长9cmØ0.8cmØ16cmØ25cmØ0.8cmØ16cmØ25cmØ0.8cmØ16cmØ25cm钻孔前渗透率KW(×10-3µm2)296329622964296129642963296029642962堵前渗透率KW(×10-3µm2)307135203750319039504315332142004965堵后渗透率KW(×10-3µm2)998825723953686545910583452封堵率1(%)66.372.175.667.876.981.669.380.384.7封堵率2(%)67.576.680.770.182.687.472.686.190.91、堵后渗透率均在几百毫达西，可以做到“堵而不死”；2、随大孔道增大（孔径孔深增加），封堵率增大。室内评价实验双管并联实验，并联双方为钻孔岩心和不钻孔岩心，注入调堵液后，测试、计算封堵率等。室内评价实验单块岩心封堵率(%)3000毫达西以上钻孔岩心68.977.281.170.583.488.073.186.991.5未钻孔岩心55.354.955.554.755.654.155.853.354.0单块岩心封堵率(%)100-1000毫达西未钻孔岩心0.51.70.60.30.51.40.31.40.8钻孔岩心31.143.254.435.449.973.839.461.487.4单块岩心封堵率(%)100毫达西以下未钻孔岩心1.10.40.40.90.61.00.20.81.1钻孔岩心23.642.656.130.552.670.936.562.278.7室内评价实验岩心参数孔长3cm孔长6cm孔长9cmØ0.8cmØ16cmØ25cmØ0.8cmØ16cmØ25cmØ0.8cmØ16cmØ25cmDN调堵液对存在大孔道的高、中、低渗透区都能进行有效的封堵。0.020.040.060.080.0100.00.00.30.60.91.21.50.0000.0050.0100.0150.020PV数含水率、采收率（%）含水率采收率压力水驱候凝24h后续水驱室内评价实验注入堵剂模拟水驱油实验参数调剖剂渗透率极差JK模型渗透率Kw（-3µm2）含油饱和度（%）采收率（%）水驱调驱增幅DN调堵液12.5钻孔岩心420080.050.957.36.4未钻孔岩心33569.48.549.340.9从表中可以看出，水驱结束注调堵液后，模型各小层采收率呈现不同程度增加，其中未钻孔岩心采收率增幅较大，钻孔岩心采收率增幅较小，有效的启动了低渗区的剩余油，表现出较好的调剖效果。室内评价实验0204060801000.00.30.60.91.21.5PV数分流率（%）钻孔岩心未钻孔岩心水驱候凝24h后续水驱室内评价实验双管并联分流率实验各小层阶段分流率参数调剖剂渗透率极差JK小层渗透率Kw（×10-3µm2）分流率（%）水驱后续水驱DN调堵液12.5钻孔岩心420099.079.6未钻孔岩心3351.020.4从分流率可以看出，在水驱阶段，随注入PV数增加，高渗透层分流率增加，低渗透层降低。在注入调堵液后续水驱阶段，随注入PV数增加，高渗透层分流率先减小后增大，低渗透层分流率先增大后减小，在后续水驱结束时，与水驱结束时相比较，高渗层分流率从99.0%降低到79.6%，表现出了较强的液流转向能力。室内评价实验第一部分DN调堵技术的提出第二部分室内评价实验第三部分施工工艺第四部分现场实施情况汇报提纲施工工艺选井条件：1、固井质量好，没有窜槽漏失等情况；2、优先选择纵向水淹不均匀，尚有增产潜力的油井；3、单层厚度大，一般大于5米；4、产液量大、含水高；5、层内和平面非均质严重的井。调驱泵（水泥车）剪切泵喇叭口：填砂后，下至2675米，冲砂后下至2845米油管施工工艺1、配方优选施工前，取现场配液水样进行配方优化筛选，确定堵剂的最佳配方。2、DN调堵剂用量计算：π×处理半径2×有效厚度×孔隙度×KK---视油井和水井的情况进行修正3、测目标井的吸水指数通过测试吸水指数，可以了解该井吸入能力，通过压力稳定情况确定施工压力范围和排量，提高堵剂进入大孔道的有效率。施工工艺4、DN调堵剂挤注方式：对处理层的具体要求可选择分层挤注和笼统挤注两种方式，挤注堵剂的排量和压力依靠井的具体情况具体分析，挤注压力不超过地层破裂压力的80%。5、挤注堵剂完毕后，在井口安装压力表，观察井口压力的变化情况，关井候凝72小时，开井下生产管柱生产。6、区域性连片选井，便于观察整体的效果。施工工艺第一部分DN调堵技术的提出第二部分室内评价实验第三部分施工工艺第四部分现场实施情况汇报提纲稠油井应用案例-大庆油田黑帝庙葡浅10-7井完井日期：2004年7月；井深：353米；油层套管：159毫米（下深349米）；油层位置：270.4-280.3米，厚度10米；渗透率：1343毫达西；孔隙度：30.4%;含油饱和度：39.4%；作业目的：封堵汽窜通道。现场实施情况卡井施工前施工后（298天平均数值）累计增油(m3)产液(m3)产油(m3)产水(m3)含水（%）产液(m3)产油(m3)产水(m3)含水（%）葡前10-712.80.4012.496.68.51.616.9782361.8修井待措施有效期已经达到298天，目前日产油仍然有0.6方；井口温度由43℃下降到31℃。现场实施情况稠油井应用案例-大庆油田黑帝庙6-更61井完井日期：2001年12月；井深：347米；油层套管：177.8毫米（下深345米）；油层位置：256.6-268.8米，厚度12.2米；渗透率：2339毫达西；孔隙度：32.7%;作业目的：封堵气窜通道。现场实施情况作业项目设计处理范围（米）设计挤注量（方）实际挤注量（方）地层预处理液≥4.48～≥5.253535DNTR封堵浆≥2.06～4.487550过顶替液≥0～2.062025吞吐气驱封堵现场实施情况从连通状况看，蒸汽突进，井间汽窜方向如图所示。随着稠油热采吞吐轮次周期增多，以及汽驱开采时间延长，地层孔道加大，蒸汽水突进，井间、层间干扰、单向窜、井间互窜增多、注汽矛盾突出。井位图现场实施情况措施井号葡浅5-51葡浅6-51葡浅7-更51葡浅7-62葡浅8-更7射开厚度m11.811.07.43.24.83.211.82.8渗透率md1295.53798362628311864290933581587连通注汽葡浅4-更41葡浅7-52葡浅7-更5葡浅7-71葡浅7-71射开厚度11.410.0渗透率md1932.5154.928312909井号用量(m3)用时（h）排量(m3/h)注入油压(MPa)注入套压(MPa)葡浅5-5111224.54.60.8-3.02.8葡浅6-5112136.63.32.4-2.72.7葡浅7-更5112325.54.82.6-4.13.6葡浅7-628722.63.81.8-4.02.8葡浅8-更713327.74.83.5-4.03.6现场实施情况井号措施前2013年3月平均值措施后2013年12月16日措施后日平均值产液m3/d产油m3/d产水m3/d含水%产液m3/d产油m3/d产水m3/d含水%产液m3/d产油m3/d产水m3/d含水%葡浅5-513.703.710021.20.8382.60.671.93葡浅6-5115.70.515.2979.41.48858.841.113.67葡浅7-更513.50.13.4960.200.2984.10.133.93葡浅7-626.10.25.99712.10.511.69613.20.3212.86葡浅8-更73.103.11006.10.65.5908.250.797.45口井32.10.831.397.529.83.726.187.536.93.0429.891.7措施单井效果对比表现场实施情况生产天数5716193923封堵后邻井见效情况已施工井受效邻井注气井现场实施情况5口措施井相连通的关联油井，在没有其它增油措施的影响下，受封堵井间接受效，而且效果突出。目前共增油284吨。统计2013年3月与措施后平均产能对比受效邻井生产情况效果分析井号措施前2013年3月平均值措施后2013年12月16日措施后日平均值产液m3/d产油m3/d含水%产液m3/d产油m3/d含水%产液tm3/d产油m3/d含水%10口井33.14.686.134.77.578.343.310.1676.5井号措施前2013年3月平均值措施后平均值备注产液m³产油m³含水%产液m³产油m³含水%葡浅4-更40.601000.830.4644.5葡浅5-68.50.3976.610.5192葡浅5-更59.40.9908.360.8190葡浅6-423.80.8803.961.4762.8葡浅6-6210.1901.730.4474.5葡浅J6-52.81.5483.691.4261.5葡浅7-72101000.400.2830葡浅8-61.20.1977.713.555葡浅8-更810.1952.020.2587葡浅8-更423.80.8786.181.028310口井33.14.686.143.