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涩北气田堵水方法研究 学 生： 钟 丽 指 导 老 师： 王 健 教授 院 系： 石油工程学院 绪 论 涩北气田堵剂配方体系筛选 涩北气田堵水方法研究 结论与建议 涩北气田属于第四系生物成因气藏，气藏埋藏层位浅、含气井段长、储层多而薄、岩性疏松、有边水等，并且纵向上表现为砂泥岩层交互、气水层交互、高中低产层交互，层间非均质性强与储层易出砂等，给气田的高效开发带来了许多困难。 涩北气田气层岩性以灰色粉砂岩和泥质粉砂岩为主, 高粘土、高泥质、高矿化度、欠压实, 地层砂粒度平均中值0.04－0.07mm，泥质含量40%，粘土含量28%。储层连通孔隙度26%－33%，渗透率(23－154)× , 平均孔喉半径5.76 , 属孔隙式胶结。气藏平均单井无阻流量22.97× ，气藏产能差别较大, 全气田以II、III 类气藏居多，气藏单井产量中等。 1.2涩北气田出水特征 分析气井出水类型及特征，通过分析主要包括边水、气层水、层间水、底水类型和复合型等类型。 改进的聚合物交联技术 改进的聚合物交联技术是在凝胶形成的过程中产生一些气的通道，在井底附近重新建立气的渗透率。 聚合物桥键吸附技术 该方法主要是通过聚合物在地层孔喉中的桥键吸附来选择性地大幅度降低水相相对渗透率而较小幅度降低气相相对渗透率，达到选择性堵水不堵气的目的 。 研究内容： 分析气井出水规律； 针对气藏温度和矿化度条件，研制出适合的化学堵剂配方； 对堵剂的成胶时间、强度、稳定性、封堵率等进行评价； 研究堵水方法和工艺。 研究方法： 通过文献调研了解国内外在气井堵水方面的新技术，新工艺。运用选择性化学堵剂（聚合物凝胶）封堵出水层位。通过借鉴国内外在油井堵水方面的工艺技术得到适合涩北气田出水情况的堵水方法。试验配置符合涩北气田地层矿化度和温度的聚合物凝胶，并通过实验室试验对凝胶的成胶时间、强度、稳定性、封堵率等进行评价。 2 涩北气田堵剂配方体系筛选 2.1实验条件 实验温度60℃； 矿化度86400mg/L。 2.2实验仪器 旋转粘度仪 、电热鼓风恒温干燥箱 、精密天平 、调速搅拌器 、磨口烧瓶、烧杯、滴管、玻璃棒、移液管、量筒、磁力搅拌器等。 2.3化学药品 聚丙烯酰胺HPAM （分子量为1900万）、酚醛交联剂、盐热稳定剂等。 2.4化学试剂母液的配制 有机酚醛交联剂； 稳定剂，1.0%的母液； 除氧剂，1.0%的母液； 用淡水或模拟地层水配置聚合物母液：1000ml淡水或模拟地层水中均匀分散8.0g聚合物，母液浓度8000mg/L； 将一定质量的聚合物母液放入100ml的广口瓶，加入一定质量的交联剂、稳定剂和水，搅拌均匀，放入60℃烘箱，适时取出小样测定其粘度，评价相关性能。 选取超高分子量（1900万）聚丙烯酰胺HPAM为主剂，有机酚醛为交联剂，CRC为盐热稳定剂，用盐水配堵液。堵剂配方在气层温度为60℃和矿化度为86400mg/L条件下，具有较高的强度（胶体强度达到G级或H级），成胶时间可调 。 2.5 聚合物HPAM浓度的优选 2.6交联剂浓度的筛选 2.7盐热稳定剂CRC浓度的筛选 由以上几组实验可以得出HPAM/有机酚醛堵剂的最佳配方为：聚合物HPAM浓度0.8%+酚醛交联剂浓度0.8%+盐热稳定剂CRC浓度100mg/L。 2.9稳定性实验 堵水技术分为机械堵水和化学堵水两大类。根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水又分为选择性堵水和非选择性堵水。根据堵水剂注入工艺不同，化学堵水又分为单液法和双液法两种 。 针对涩北气田层位多的具体情况，采用借鉴油井选择性化学堵水的技术。 化学堵水的基本原理 油井化学堵水是将化学剂经油井注入到高渗透出水层段，以降低近井地带的水相渗透率，控制注入水、底水和边水的产出，提高原油产量的一种工艺技术，所用化学剂叫堵水剂。 针对涩北气田气井不同的出水类型采用不同的工艺 采用选择性堵剂封堵同层水 将具有选择性的堵水剂注入封堵层，减少水的产出； 封堵底水 一般采用在底水上面建立隔板的方法来控制底水的锥进，在油水界面上0.5-2.0m处的0.5-1.0m间隔内将套管密集射孔，然后向密集射孔段挤入建立隔板的物质，以阻止底水锥进； 封堵水层和高含水层 对于油水分层清楚且中间有致密隔层的井，可采用向封堵层注入堵水剂的方法进行封堵。 选择性堵水适用于封堵同层水以及不易用封隔器与油层分开的水层。用作选择