工艺简介

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技术指标

目前已开发四大类、20余种产品，主要技术指标如下表所示：

种类	工艺需求	地层适应情况
凝胶类	调剖/调驱	1000～100000mD
颗粒类	深部调驱	50～5000mD
气体类	调剖/调驱	50～5000mD
活性剂类	调驱	50～5000mD

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、地层匹配决策方法、优势通道识别技术、调驱参数优化设计技术、调驱数值模拟技术、产出液检测技术等。

使用方法

常规调剖需要单独的熟化装置，气体类调剖需要专用设备，其余作业均可连接在注水管线上在线注入，占地面积小、使用设备少、简单易操作。

应用情况

目前，调剖/调驱技术在渤海区域及南海区域累计实施500余井次，单井组平均增油3500吨，投入产出比1:3。

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。

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工艺简介

化学驱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，目前拥有聚合物体系、预交联颗粒体系、表面活性剂体系，依据油藏性质及目标井组待解决的问题选择相应的药剂体系或是组合应用。

技术指标

技术适用性

指标	聚合物延缓交联调剖体系技术
开发特征	井组水窜特征明显
地层温度	＜90℃
渗透率	500~6000mD
矿化度	＜30000ppm

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。

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舱控水两项技术。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；水平井分舱控水技术，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。目前拥有7种堵水体系，氮气泡沫体系、初低黏聚合物凝胶体系、温控暂堵体系、散射凝胶体系、水性复合凝胶体系、暂堵保护体系、环空化学封隔体系，依据油藏性质及目标井待解决的问题选择相应的药剂体系或是组合应用。

技术指标

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

工艺简介

采用以ZoneSHIELD套管封堵剂为核心的井筒完整性治理技术，针对由动/静态密封失效、水泥环损伤等导致的井筒完整性问题，具有工期短、有效期长、不影响生产等优点。该技术应用的封剂体系，能够实现自主沉降到窜漏位置，渗入细微孔隙，且不与油水混浆，既保证了封堵强度，又成功解决了在高温条件下安全配液，低温条件下完全固化的难题，保证了封堵剂注入过程中的安全作业。

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技术指标

初始粘度低＜150mPa‧s

不溶于水和油，具有自主沉降性

高抗压强度，胶结强度>150 MPa/m

技术适用性

动/静态密封失效的生产井

水泥环损伤的生产井

套管腐蚀破损的生产井

配套体系、软件及工具

本技术采用自动化环空插管注堵剂设备、磁力钻、导流槽等配套设备和工具，提高了该项技术对现场复杂作业情况的适应性。

使用方法

作业时可根据需要进行套管钻孔、翼阀插管等辅助作业，工艺流程如下：(1)套管钻孔或翼阀插管；(2)少量多次配制封堵剂；(3)利用柱塞泵挤注ZoneSHIELD套管封堵剂进环空；(4)关闭注入阀门，候凝。

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50余井次，措施成功率100%。增液见效率98.5%，累计增油量超过10.2万吨。

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

该技术在渤海油田累计应用超过150井次，增油超过23万方。