稠油水平井堵水技术研究与应用
稠油热采水平井精准堵调技术研究应用
232022年2月下 第04期 总第376期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技河南油田采油二厂稠油热采水平井控制地质储量181.8万吨，主要分布于新庄南三块、杨楼杨浅3、井楼八区和一区等区块，采出程度仅为19.01%，整体开发效果差，具有很大开发潜力。
随着吞吐轮次的增加，边水水淹不断加剧，氮气泡沫抑水效果逐渐变差。
同时，凝胶泡沫笼统抑水技术会加大凝胶体系在非目的封堵层段的损失，使得凝胶抑水半径缩小，从而导致整体措施效果变差。
针对这些问题，通过开展稠油热采水平井精准堵调技术研究，细化凝胶体系配方，优化精准堵调技术工艺参数及调剖管柱设计，改善稠油热采水平井笼统调剖封堵针对性不强的问题，实现精确有效定点封堵，改善稠油热采井的开发效果。
1.稠油热采水平井现状调研分析，优选潜力井河南油田热采区块水平井受边水影响28口井，控制地质储量57.5万吨，采出程度25.1%。
其中，南三块水平井距油水边界线较近，边水侵入造成局部水淹，严重影响油井正常生产，且南三块水平井已实施过多轮次氮气泡沫调剖，措施效果明显变差。
经过反复梳理讨论，对南三块12口水平段生产的水平井制定下步措施如下：（1）已实施精准找堵水：XQ25-P8、XQ24-P5、XQ24-P6、XQ25-P 11、XQ25-P2、XQ25-P13，其中XQ25-P8生产效果好，维持现状；XQ24-P5、P6择机实施找水后第三轮调剖；XQ25-P11按需实施调剖；XQ25-P2全井段出水，暂缓调剖；XQ25-P13机械堵水待观察，可根据生产情况适时调剖；（2）可实施精准找堵水：XQ24-P1、XQ25-P7、XQ25-P2，其中XQ24-P1、XQ25-P7井生产较好，维持现状；XQ25-P12井本周期含水明显上升，生产效果变差，下步可考虑实施精准找水；（3）其它井代替：XQ24-P7、XQ25-P4，X3206代替XQ24-P7、XD1代替XQ25-P4；（4）维持现状：XQ24-P4，该井B 靶点有产，维持现状生产。
油井堵水技术调研报告
油井堵水技术调研报告目录1国内外油井堵水技术的发展现状 (2)1.1技术现状分析 (3)1.2国内外现状分析及发展趋势 (7)1.3与国内外技术对比、存在差距及发展目标 (9)2国内外化学堵水剂的发展现状 (10)2.1水泥类堵水剂 (13)2.2树脂型堵剂 (14)2.3无机盐沉淀型调剖堵水剂 (15)2.4凝胶型堵剂 (15)2.5冻胶型凝胶 (16)3油井裂缝性堵水技术在国内的应用 (17)3.1国内外裂缝堵水技术的发展概况 (17)3.2油井出水机理研究 (18)3.3堵剂及室内物理模拟实验研究 (19)3.4现场堵水实践 (20)3.5结论与建议 (21)5对堵水技术发展的一些建议 (21)5.1堵水工艺 (21)5.2堵水材料 (22)“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本、提高油田开发效益的必由之路。
堵水是从生产井实施的一项“稳油控水”的重要工艺技术措施。
本文检索了国内外相关文献和资料，对现有的堵水技术和堵水化学产品进行分类，希望能够对裂缝性水淹油井堵水技术的发展提供一些参照。
1国内外油井堵水技术的发展现状我国自20世纪50年代起即开始进行堵水技术的探索研究，1957年-1959年在老君庙油田实施堵水66井次，所用堵剂主要是原油、松香皂、火油水泥和水泥等，成功率61.7%。
1979年原石油部在玉门组织了6大学科12项配套技术的攻关，成立了全国油田堵水技术协调小组，在全国全面展开了油田堵水调剖的研究和应用。
20世纪80年代初、中期，油田堵调技术得到了大发展，从单纯油井堵水转为注水井调剖，进而发展到油水井对应封堵，大幅度地提高了堵水调剖效果。
20世纪80年代后期和20世纪90年代，各油田普遍加大堵调研究与推广力度，使其发展形成配套技术和以区块或油田为对象的堵调综合治理。
有的（如胜利油田）已发展到工业化推广应用的规模。
概括地讲，我国堵水调剖技术的发展大致可分为四个阶段：（1）单纯油井堵水阶段；（2）单纯注水井调剖阶段；（3）油水井对应堵调阶段；（4）区块整体堵调阶段。
石油开采井下作业堵水技术的应用分析
石油开采井下作业堵水技术的应用分析摘要：在近几年，如何提高采油速度、维持油井产量并不断升高已经成为主要问题，因此强化油井产能实施了一些措施，这些措施将会使油井见水周期缩短和产出液含水率上升很快，随着油田的开发，油井出水问题越来越突出。
油井堵水技术是运用机械、化学等方法，对产水油井的高含水井段或层段进行临时封隔或阻隔，从而改善油井产液剖面，减少产水量的技术。
本文结合工作经验将对油田井下堵水技术进行研究和讨论。
关键词：石油开采化学堵水技术应用要点注水是保持油层压力、使油藏具有足够驱油动力的重要手段之一，但随着油田注水开发的深入，油井产水会逐渐升高，油井过早见水或出水过多，会造成注入水绕道而过，驱替液出现低效或无效循环，使差油层挖潜困难，还可能出现水圈闭的死油区，从而降低采收率。
同时，由于产水增加，必然会使机械举升、地面的脱水费用增加，造成极大的浪费。
为此，随着不同含水开发阶段的需要，油田开发相适应的堵水技术，满足了不同开发阶段的采出剖面调整需要，对油田的稳油控水、提高油层动用程度及可持续发展起到了极其重要作用。
1、石油开采井下作业堵水的必要性1．1油井出水的原因和危害1．1．1油井出水原因油井出水一般包括两种，主要是同层水、异层水。
下面我们就对其简单介绍一下，同层水包括注入水、边水和底水；异层水包括由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水。
由于地层渗透率的非均质性及油水流度比的差异，使注入水易沿高渗透地层突进，造成油井含水上升较快。
在注入水的的长期冲刷下，特别是强采强注时使地层胶结物受到破坏，在油水井之间形成高渗透、大孔道地层，也会引起油井上升很快。
油水同层时，由于流体压力梯度大于游水重力梯度时易引起底水锥进。
由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水。
1．1．2油井出水危害若油井产水就会极大程度影响经济效益，对于出水井，如不及时采取措施，地层中可能出现水圈闭的死油区，注入水绕道而过，从而降低采收率，造成极大的浪费。
水平井堵水技术在稠油油藏中的应用
SPE 106908水平井堵水技术在稠油油藏中的应用Francesco Verre和Martin Blunt，石油工程师学会,伦敦帝国学院，AlanMorrison Tony McGarva, Chevron摘要分析水平井堵水技术在稠油油藏中的适用有两种不同的处理方法：无机凝胶和相对渗透率改性剂（RPM）。
在此文件的第一部分，已经给出稠油油藏行为的大概描述，调查处理方法是否适合于这种类型的油藏。
然后分析结果应用到实际情况下，Captain油藏。
Captain是一个利用水平井进行开发的高均质稠油油藏。
由于大量生产油井高含水的出现，它一直被视为要进行堵水试点项目的候选。
考虑对Captain的性质采用六种不同的情景模拟研究来测试处理方法对生产井的处理效果。
这些都是在利用水平井开发的稠油油藏中发现的典型的生产者/喷油器的配置。
目的是要分析不同油藏条件下的不同的产水机理和评估处理的效果。
还调查了注水率，原油粘度，喷油器处理和聚合物吸附的影响。
研究表明，产水机理对堵水的处理效果有很大的影响。
特别的是，如果凝胶适用于整个井中，稠油油藏的水锥现象可以得到有效的治理。
以及，值得注意的是，渗透率变化的影响：低Kv /Kh的比率有可能对处理注入形成优惠的路径从而有效地拖延来自横向喷油器/含水层的水，而并非来自水锥。
聚合物的吸附对高渗透层性能有负面的影响。
处理方法对低含水油井，低粘度油没有效果，而且不适合注水井。
一、引言水驱油藏可能会导致高含水的出现。
随着时间的推移，由于要处理和消除产水的必要性，生产成本将增加。
特别是稠油油藏由于与水不利流动性的对比，受早期水突破和通常生产高产水率的影响。
堵水技术通过减少产水量降低成本提高原油采收率。
相比传统的三次采油技术，堵水技术的费用较低，但处理效果严格依赖于油藏类型，凝胶体系的应用，凝胶动力学，和凝胶在油藏中的放置位置。
这项研究旨在探讨堵水技术在均质稠油油藏水平井中的适用性，分析不同井的结构和流体性质。
活化稠油堵水技术的应用及效果评价
69.7 3
6570 167.03
600
500 400 300
33.7 2
15.3
6 2995
8.4 112.
619.3
176. 2
24 8
15.40 7200 源自710067
30
3
106. 1 9219 2
9 0
0
2006
2007
年度
井次 投入 累增油 吨油成本 单井增油 有效期
稠化油堵水2007年工作总结 工艺改进及效果分析
稀油区块受注采井网控制，为断块剩余油在平面上呈零星分布，富集在断块的边角地区和 注采关系欠完善的井区，纵向上存在于油层物性差和厚油层的顶部，因此选择断块边部井，最 好是注水为逆向驱替或单向受效井。如锦16兴的东北边角地带剩余油分布较集中，中部和东南 部剩余油呈点状零星分布，应优先选择。
稠油区块受注汽轮次增加和原层段采出程度较高的影响，其剩余油主要存在于纵向上未动 用或动用程度差的油层，所以选择有一定产能、生产周期较短的油井或调、补层井。
技术机理
堵水机理
3.稠化油在岩石表面吸附原理 稠化油中的乳化剂，稠油中的胶质、沥青质等都是表面活性剂，注入地层后吸附在
岩石孔壁上，发生润湿反转作用，改变其润湿性，即由亲水性变为亲油性，使得原油吸 附在岩石孔壁上，达到收缩水流通道，阻碍水的流动，降低出水层回压的目的。 4.稠化油对油层的疏通原理
稠化油注入到油层，特别是含油饱和度高的油层时，由于外注压力较高，加之油层 回压较低，此时可起到疏通油层、提高油层回压，形成合理的层间压差关系，缓解层间 矛盾，从而有利于原油产出的作用。
时间 粘度
160
14000
140
12000
稠油热采水平井堵水技术研究应用
稠油热采水平井堵水技术研究应用摘要：水平井技术已成为稠油油藏开发的主要技术之一，受边底水内侵、汽窜等因素影响，水平井高含水问题突出。
在室内实验和数值模拟研究基础上，针对不同的出水规律，形成了适用于弱边水及汽窜井的氮气泡沫调剖控水技术，适用于B点为主出水的插管桥塞卡封配合水泥堵水技术，适用于单点、多点出水或不明确出水点的强边水水平井的温敏可逆凝胶堵水和凝胶复合颗粒堵水技术等稠油热采水平井堵水系列技术。
关键词：稠油油藏水平井堵水技术随着主力稠油油藏进入高轮次吞吐阶段，受边底水内侵、井间汽窜和油井井况变差等因素影响，乐安稠油进入产能迅速递减阶段，为实现产能平稳接替，2007年以来乐安油田针对薄层、出砂、超稠等低品味油藏，应用了裸眼精密滤砂管为主的热采水平井配套开发新技术，实现了草20、广9、王140等稠油新区的规模开发。
目前乐安油田稠油水平井产量占稠油产量的70.6%。
因此稠油水平井产量稳定对稠油产量稳定至关重要。
但是由于边水内侵、汽窜等因素影响造成水平井高含水问题突出，含水大于95%水平井73口，占开井数的38%，高含水问题突出，已成为制约乐安油田稳产的关键因素。
一、稠油水平井堵水技术难点由于稠油油藏的开发方式及水平井复杂的井身结构，决定了机械堵水或者机械卡封的难度较大，也导致常规堵剂及封堵方式不能满足稠油水平井堵水的要求。
目前稠油热采水平井主要采用裸眼精密滤砂管完井方式，这种精密滤砂管挡砂精度高（100～200μm），在挡砂的同时，也阻挡了堵剂的进入，堵剂容易在滤砂管处架桥形成堵塞。
因此，堵水过程中不仅对堵剂粒径要求高，而且施工难度大，风险高。
另外由于水平段筛管的连通性，出水位置难以精确判断，多数情况下只能进行笼统堵水。
同时由于稠油油藏采用热采开发方式，要求堵剂耐高温。
二、稠油水平井堵水技术特点针对稠油水平井堵水难点，通过不断研发，初步形成了氮气泡沫调剖、插管桥塞配合水泥封堵、温敏可逆凝胶和凝胶复合颗粒堵剂四类适应于不同出水类型、不同封堵半径、相对定点堵水的封堵方式。
欢喜岭油田稠油堵水技术研究
欢喜岭油田稠油堵水技术研究摘要：针对欢喜岭采油厂欢616块受底水上升影响，区块处于全面水淹状态的情况，通过对区块水淹特点、剩余油分布研究确定应用化学隔板堵水技术，研制由酚醛树脂凝胶+超细水泥组成的堵水剂。
在施工工艺上进行堵水位置和封堵半径优化，研制带单流阀插入式封隔器保证堵水效果。
实施后有效的控制了欢616块底水上升速度，实现了区块产量整体上升，措施效果明显，为欢616块高含水期高效开发摸索出了一条有效技术途径。
关键词：欢616块化学隔板堵水技术施工工艺欢616块莲花油层是欢喜岭油田于1997年全面投入开发区块，该块为一套巨厚块状稠油层，具有单层厚度大、隔层发育不稳定的特点，油层下部底水发育。
受底水上升影响，油井水淹时间20个月，1999年避水侧钻，由于油井水淹加剧，2002年不断有油井因高含水关井。
2008年通过水淹特点及剩余油分布规律分析，研究与应用了化学隔板堵水技术，实现区块产量整体上升，有效控制了底水上升速度，为区块高含水期高效开发摸索出一条有效技术途径。
一、欢616块概况1.地质概况欢616块构造上位于辽河西部凹陷西斜坡欢署上台阶中段，东北与欢60相邻，西南为欢127块。
开发目的层为沙三下莲花油层，油层埋深-854～-895m，油层平均厚度14.2m，含油面积0.7Km2，地质储量165×104t，平均有效孔隙度28%，平均有效渗透率0.85μ2，泥质含量7.62%，原油密度（50℃）0.984g/cm3，原油粘度（50℃）2879.2mpa.s。
区块原始地层压力8.4Mpa，油藏平均温度45℃，地层水型为NaHCO3，地层水矿化度2879.2mg/L。
欢616块莲花油层为块状底水油藏，油层间隔层发育较差，隔层发育较不稳定，厚度在0-10m之间，大部分区域隔层小于1m，甚至不发育。
2.生产情况欢616块莲花油层于1997年采用141m井距、正方形井网、蒸汽吞吐方式全面投入开发，由于隔层发育差底水能量足，油井水淹时间在20个月，1999年避水侧钻后初期有明显效果，但受底水锥进导致油水界面上移，油井很快水淹。
水平井化学堵水技术应用探讨
水平井化学堵水技术应用探讨管紫君摘㊀要：油井堵水及相关配套技术在高含水油田控水稳产措施中占有重要地位㊂近年来，堵水技术取得了许多新进展，形成包括弱凝胶㊁胶态分散凝胶等多种堵水技术，为我国高含水油田改善水驱开发效果㊁提高采收率发挥着重要作用㊂目前区块有多口水平井先后发生底水锥进，占总井数３８％㊂虽然采用堵水㊁间开㊁控制提液量等手段，见到一定效果，但仍然未从根本上解决问题㊂Ａ井注汽投产后，一直处于高含水生产，平均液量４５ｍ３，油３９ｔ；目前日产液量３９３ｍ３，日产油量２８ｔ，含水９２％㊂文章分析认为有外来水体侵入，给生产造成不利影响㊂因此，通过对水平井出水原因及类型分析，开展了水平井化学分段堵水技术试验㊂关键词：水平井；出水类型；原因分析；堵水技术一㊁引言在油田开发不同阶段，水平井与直井相比，在开层㊁动用边部储量㊁老区挖潜㊁边底水油藏开发方面优势明显，为区块的高效开发提供了有力的技术支持㊂高升油田研究区块为厚层块状底水稠油油藏，区块中部和西部地区由于砂体隔夹层很薄，而且采出程度高达３９％，地层亏空非常大，油水界面上移至目前的１６５０ １６６０ｍ，上升了１０ｍ左右，因此，底水脊进或沿高渗通道窜进，造成油井含水升高，水淹严重㊂二㊁出水原因分析１．钻井因素Ａ井所处的Ⅵ砂体为底水油藏，油水界面为－１６９０ｍ，水平段Ａ点距目的层顶面４ｍ，距底面２１ｍ，Ｂ点距目的层顶面５ｍ，距底面１７ｍ，因此，可以排除钻遇水层而导致的出水㊂２．油藏因素从高２－莲Ｈ６０３测井解释的结果来看，整个水平段油层为中孔低渗，但在１７８９０ ２００１８ｍ井段，即位于脚跟到水平段中部具有较大的渗透率级差，最大为１１８μｍ２，有高渗层带存在，而在脚尖部位均为低渗透，渗透率差异基本不大㊂因此，脚跟（Ａ点）部位具有潜在的水窜通道㊂３．水性分析对Ａ井的水样进行了分析，Ｃｌ－含量为１８７９３８ｍｇ／Ｌ，总矿化度为６９５１４７ｍｇ／Ｌ，而该油藏原始地层水Ｃｌ－含量为２１０１ｍｇ／Ｌ，总矿化度为７６１４ｍｇ／Ｌ，而注入水Ｃｌ－含量为１２１８２ｍｇ／Ｌ，总矿化度为４５９２８７ｍｇ／Ｌ，因此，可以判定出水的水源为地层水㊂三㊁堵水工艺方案设计油井出水是油田尤其是注水油田开发进入中后期普遍存在的问题㊂对于高渗层大孔道区块整体调驱井组，通过调驱剂在地层运移在深部成胶后，堵塞大孔道，扩大水驱波及面积，改善吸水剖面㊂多年的研究工作和油田实践证明，注水井调剖见效快㊁效益高，是提高注水开发效果的关键技术措施㊂文章研究一种用水玻璃为主剂㊁甲醛为活化剂以及其他添加剂制备堵水剂㊂通过对该堵水剂的配方进行筛选，使堵水剂凝胶时间长㊁凝胶强度高，矿场应用中取得显著效果㊂通过对比分析，在不同油井进行油井堵水现场试验，并进行效果追踪和评价，充分发掘油井堵水效能潜力，进一步提升油井堵水效果和施工成功率㊂根据对Ａ井以上综合分析，判断该井是脚跟部位出水，导致油井高含水㊂因此，将采用复合段塞堵剂和液体桥塞暂堵工艺相结合的堵水方式，对未出水部位油层暂堵的同时，对脚跟出水部位进行封堵，从而解决油井出水矛盾，提高水平井动用程度，增加油井产量㊂（１）凝胶段塞预堵１８７５－２１１３井段为了使预堵剂进入目的层，采用分段注入工艺管柱（球座＋节流阀＋扶正器＋ＬＫ３４１－１２８封隔器＋扶正器＋油管）下到１８７５ｍ处，向１８７５ ２１１３井段注入凝胶堵剂，实施预堵㊂预堵剂采用复合段塞堵水调剖剂Ⅰ，成胶强度高，封堵效果好，在注汽条件下可分解破胶㊂处理半径设计为２ｍ，预堵剂用量为：Ｑ预堵剂＝πˑ２２ˑ２３８ˑ１６７％＝５００ｍ３（２）液体桥塞保护脚尖利用原管柱注入液体桥塞，使之充满脚尖部井段和近井地带，４８ｈ后形成高强度凝胶体，达到暂堵保护的目的㊂液体桥塞为地下聚合有机凝胶㊂在地面配制成低黏度的液体，注入地层后，在温度和引发剂的作用下，生成高强度的弹性凝胶体，具有较高的承压作用和封堵能力㊂在注汽条件下可分解破胶㊂处理半径设计为０５ｍ，液体桥塞用量为：Ｑ液体桥塞＝πˑ０５２ˑ２３８ˑ１６７％ʈ３０ｍ３（３）脚跟部堵水起出原管柱，下入光管，对目标井段实施封堵㊂封堵段塞采用复合段塞堵水调剖剂Ⅱ＋复合段塞堵水调剖剂Ⅲ组合段塞方式，其中，复合段塞堵水调剖剂Ⅱ为强凝胶，起到推水和深部封堵的作用，注入剂量较大；复合段塞堵水调剖剂Ⅲ为无机封口剂，耐温性能好，起到封口和防止强凝胶被蒸汽破坏的作用，注入剂量较少㊂由于１８７５ ２１１３井段被暂堵保护，堵剂将进入１８０５ １８７５井段㊂堵剂用量计算如下：Ｑ强凝胶＝πˑ４２ˑ７０ˑ１６７％ʈ６００ｍ３Ｑ无机封口剂＝πˑ１２ˑ７０ˑ１６７％ʈ４０ｍ３２４分段注汽后复产封堵结束后，提出施工管柱，下入分段注汽管柱，对１８９０ ２１１３井段求产㊂四㊁堵水效果Ａ井于２０１８年１０月２９日堵水，２０１８年１２月２６日复产，日产液量从２６６ｍ３下降到２１０ｍ３，日产油量从０５３ｔ上升到３０ｔ，最高达５９ｔ，含水从９８％下降到８５９％，最低下降至７５％，见到了明显的增油降水效果㊂五㊁结语通过对Ａ井水平井钻井㊁油藏㊁出水水质等方面分析，找到了该井出水部位，为下一步水平井成功堵水提供了可靠的依据㊂水平井化学分段堵水技术的成功实施为区块稳油控水提供了技术支持，取得了水平井堵水重大技术突破，解决了稠油油藏水平井底水锥进难题㊂参考文献：［１］朱怀江．水平井调堵技术最新进展［Ｊ］．油田化学，２０１４，２１（１）：８５－９０，９６．作者简介：管紫君，中油钻采工艺研究院油田化学技术研究所㊂００２。
稠油油藏水平井堵水调剖技术研究应用
插管塞配合耐高温水泥封堵B靶点附近出水点
插管式可捞挤灰桥塞（水平井用）结构示意图
可取式挤灰桥塞由座封及锚定机构、锁定及解封机构、滑套开关及防粘机构、插管及打捞机构组成。 插入挤灰桥塞，打开滑套开关进行挤灰作业，挤灰结束后，上提管柱拔出插管，滑套开关关闭。
应用超细水泥基料+水泥增强剂，复配形成一种高强度水泥，达到改善水泥热稳定性，提高耐温力，保持水泥强度的目的。
开发现状
243口
8814t/d
91.2％
采出程度
可采程度
14.60％
90.13
采油速度
0.32
剩余速度
17.2％
468
778t/d
日注汽量
累油汽比
36.2t/d
3.2t/d
778m3
0.496t/t
一是由于油层厚度小，储量丰度低，直井开发达不到经济技术政策界限，经济效益差； 二是部分储量油稠、储层物性差，早期注汽质量差，导致无法正常生产； 三是油藏埋藏浅、岩性疏松出砂严重，部分储层敏感性强，注采两难。
01
该井2007年4月新投，水平段1136-1265米，原油粘度18465mpa.s。
02
氮气泡沫调剖试验
03
草20-平23井泡沫调剖试验
04
堵水调剖实施情况及应用效果
热采第一周期生产230天，累液15208方，累油608吨，平均66.1/2.6/96％，峰值油量5吨；含水由93％逐渐上升到98％，日产油由3-4吨降至1.3吨，停前70.2/1.26/98.2%。 氮气泡沫调剖试验 草20-平23井泡沫调剖试验
0～50％
50％～80％
80％～90％
90％～100％
油水井高效堵水堵漏技术、作用机理和应用
封 堵 高 压 盐 水
1 口
封 窜 堵 漏
5 口
修 复 套 损 井
23 口
挽 救 废 弃 井
7 口
其 它 堵 漏 井
112 口
合计145口井
现场应用示例
文33-107井
（油井堵套漏、封层）
井况
该井经堵漏后解，决又问焕题发了青春， 1措98施4年前4，月产投油产，的含一水口9老9%井，，
措施后产完油自钻8由井-1段深3套3t/3漏d00,含、米水。30%， 该井变经2形注00破水0年裂见4段效月套后大漏，修。 S220下产020，量年4，稳75月到米换3的0封挤t/未堵d成，封。层
水泥 形成
0
超细 无封堵层 水泥 形成
0
0
全部穿过 模拟漏失
层
0
全部穿过 模拟漏失
层
表3 化学堵剂YLD-Ⅰ施工性能研究
编号
表观 粘度
mPa.s
塑性 粘度
mPa.s
动切 力
Pa
初切/ 初凝/
终切 终凝
Pa
h
1 15.5 15.0 0.5 2.5/5.0 15/17.4
2
27.5 25.0 2.5 2.8/5.5 12/13.5
该挽井救投了入这了口三近濒个2于难00报题万废。元的大油修井费。。
胡侧2-36井
（油井封窜堵漏）
该井于2000年4月投产， 因固井质量差而造成套管外窜，
含水达99%，无产油量。 实施新型的化堵技术后， 成功地进行了封窜，堵住了水层， 措施前产油0t/d，含水100%， 措施后，产油16t/d，含水20%。
主要研究内容
高强度微膨胀化学堵剂 引入的材料
主要主调要节功堵能剂主是的要功能是使化学
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究1. 引言1.1 研究背景红河油田位于中国云南省西部，是我国重要的油气生产基地之一。
随着油田开发的深入，水平井在油田开发中的应用日益广泛。
由于油藏地质条件复杂，存在着各种水力通道和渗流通道，导致水平井在生产过程中出现了堵水问题，严重影响了油田的正常生产。
为了解决水平井堵水的技术难题，近年来红河油田开展了水平井找堵水工艺技术应用研究。
通过系统研究水平井堵水的机理和特点，结合现有的堵水工艺技术，探索适合红河油田的堵水方案，取得了一定的进展。
在这样的背景下，本文将对红河油田水平井找堵水工艺技术的应用进行深入研究，旨在为提高油田水平井的生产能力和稳定性提供技术支持。
通过借鉴国内外相关研究成果，结合红河油田的实际情况，探讨水平井堵水问题的解决方案，为红河油田的油气生产和开发贡献力量。
1.2 研究目的研究目的：通过对红河油田水平井找堵水工艺技术的应用研究，探讨该工艺技术在提高油田开发效率、降低生产成本、延长油井寿命等方面的作用，为红河油田的油田开发工作提供技术支持和参考依据。
通过实验和理论研究，进一步完善和改进该工艺技术，提高其在红河油田的适用性和效果，为红河油田的油田生产及管理提供技术支持和借鉴经验。
通过本研究，为国内其他油田的水平井找堵水工艺技术的应用提供参考和借鉴，推动我国油气勘探开发技术的创新与提升。
1.3 研究意义为水平井找堵水工艺技术在红河油田的应用具有重要的意义。
水平井是一种提高油田开发效率的重要手段，但由于地层的特殊性，水平井常常遇到水平段漏水等问题，严重影响了油田的生产效率。
研究和应用堵水工艺技术对于解决水平井漏水问题具有重要意义。
红河油田是我国重要的油田之一，采油难度大，对于提高油田的采油率和经济效益具有重要意义。
通过研究水平井找堵水工艺技术的应用，可以有效提高红河油田的采油效率，并为其他油田的开发提供借鉴和指导。
研究红河油田水平井找堵水工艺技术的意义在于提高油田的开发效率，促进油田产业的可持续发展。
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究1. 引言1.1 研究背景红河油田是我国重要的油气田之一，其地质条件复杂，水平井在开发中起到了重要作用。
随着水平井的应用不断增加，水平井堵水问题也逐渐凸显出来，严重影响了油田的生产效率和经济效益。
水平井堵水问题的出现主要与油层岩石性质、地层产能、地质构造等因素相关。
在过去的石油开采过程中，针对水平井堵水问题，通常采用传统的封堵措施，效果并不理想。
研究水平井找堵水工艺技术应用成为当前亟需解决的问题之一。
本文旨在通过对红河油田水平井找堵水工艺技术的研究，提出有效的解决方案，优化油田生产效率，降低生产成本，提高油气采收率，为油田的可持续发展提供技术支持和参考。
【研究背景】的探讨将为后续的研究提供理论指导和实践基础。
1.2 研究目的研究目的是通过对红河油田水平井找堵水工艺技术应用进行研究，提高水平井的堵水效率和井下作业效率，降低井下作业风险，减少生产成本，提高油田开发效益。
通过深入研究水平井堵水问题的特点和存在的挑战，探索有效应对措施，寻求切实可行的解决方案。
通过具体案例分析水平井找堵水工艺技术的应用实践，总结经验和教训，为今后的油田开发提供参考和借鉴。
本研究旨在探讨水平井找堵水工艺技术的优势和局限性，为行业发展提供科学依据和决策支持。
通过对研究成果的总结和前景展望，为进一步研究提供思路和建议，推动水平井堵水工艺技术的不断创新和完善。
1.3 研究意义通过对红河油田水平井堵水问题进行研究，可以有效提高油藏开发效率，减少井下作业难度，降低采油成本，实现更加经济高效的油气生产。
研究水平井找堵水工艺技术应用，有助于提高油田开发技术水平，增强我国油气勘探开发能力，推动油田勘探开发技术的不断创新与进步。
通过案例分析和技术优势与局限性的评估，可以为红河油田及其他类似油田的水平井找堵水工艺技术应用提供参考，提升油田开发水平，促进我国油气产业的可持续发展。
2. 正文2.1 红河油田概况红河油田位于中国云南省红河自治州境内，是中国重要的陆相油气田之一。
水平井堵水技术研究及实施效果
管理与维妒清洗世界Cleaning World 第36卷第11期2020年11月文章编号：1671-8909 (2020) 11-0087-002水平井堵水技术研究及实施效果贾雨蒙(辽河油田分公司，辽宁盘锦124010)摘要：受边底水侵入、上覆水层下灌以及邻井水窜等因素影响，水平井开发过程中常面临高含水问题，造成 控制储量无法用效动用，增加机采系统动力消耗以及脱水费用成本等，不利用油藏持续稳定开发。
本文以M油藏为例，针对其水平井开发过程中水淹严重问题，开展了化学分段诸水及多段塞选择性堵水技术研究，现场应用 12 口井，措施成功率100%,取得较好增油效果，可为同类型油藏提供借鉴经验。
主题词：水平井；诸水技术；实施效果中图分类号：TE243 文献标识码：A1概况M油藏为厚层块状边底水油藏，水体能量充足，利用直井开发，底水锥进严重，剩余油主要集中在底水 锥间带，继续开发潜力大。
自2011年开始，规划部署水平井挖掘底水锥间带 剩余油，取得较好开发效果，但随着采出程度提高，同样面临底水锥进问题，水平段水淹严重，目前有水平 井152 口，日产液2 960 t,日产油量686 t,综合含水 76.8%,其中含水大于90%的水平井有55 口，井数占 比36.2%,平均单井日产液28.l t,日产油2.2 t,含水 高达92.1%,亟需开展水平井堵水技术攻关研究，控制 含水上升速度，提高水平井日产油水来。
2水平井出水原因分析M油藏水平井出水原因主要有三方面：一是水平 井主要部署在底水锥间带，随着采出程度增加以及生产 压差不合理，井筒周围产生的压降使油水界面呈锥形上 升，边底水侵入，水平段逐步水淹，此类型共有45 口，井数占比81.8%,边底水侵入为主要原因；二是上覆水 层下灌，因套管存在漏点或固井质量差导致管外窜槽，直井段上部水层或表层水下窜至水平井层位致水淹，共 有3 口井，占比5.5%;三是邻井影响，同一开采层位 的相邻直井水淹，水体通过油层窜通侵入水平井，共有 7 口井，井数占比12.7%。
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究
红河油田水平井找堵水工艺技术应用研究一、引言二、红河油田概况红河油田位于中国云南省中部，是中国南方最大的陆相盆地油田之一。
红河油田地处高原山地，地质条件复杂，有着丰富的石油资源储量。
油田主要开采油气藏地质特征为地层倾角小、构造简单、单向透水、裂缝发育、岩溶作用强、透水性差。
水平井在红河油田的开发应用较为广泛，但因地质条件的复杂性，水平井堵水问题较为突出。
三、水平井堵水原因1. 油层水平井裂隙通透性大，渗流路径复杂，易形成多层连通导致水流通量增加；2. 水平井井壁附近地层岩溶作用造成井壁裂隙增多，通透性增强；3. 注入作业中，钻井液和地层水流混合造成孔隙度增大，引发水流大量涌入；4. 油层水平井地层附近受微生物影响，导致岩屑沉积增多，阻碍油水分离。
以上种种原因导致了水平井的堵水问题，因此寻找有效的堵水技术是十分迫切的。
四、现有的水平井堵水工艺技术1. 选用堵水剂：选用高分子聚合物等聚合物类堵水剂，通过堵塞油层裂隙来实现堵水效果；2. 岩石胶凝堵水：使用水基或油基封堵材料对地下浅层地层进行封堵，以实现裂隙填充和水流通道封堵；3. 化学反应堵水：通过调整注入液的酸碱度和离子种类，从而引发地层地柱的化学反应，实现堵水目的；4. 机械封堵工艺：通过冲压、射流或挤压，将固体颗粒或填料注入地下地层，将裂隙填满，实现堵水目的。
以上工艺技术是目前水平井堵水领域较为常见的技术方法，然而在实际应用中，这些方法都存在着一定的问题和局限性。
1. 水平井堵水特性分析：通过围岩崩塌机理分析、地层渗透性测定、堵水剂渗透性试验等方式，深入分析水平井堵水特性，为选取合适的堵水工艺技术提供数据支持；2. 堵水效果评价：选取具有代表性的水平井进行堵水实验，通过注入不同种类的堵水剂、采用不同的堵水工艺技术，对堵水效果进行评价和比较，找出最适合红河油田水平井的堵水工艺技术；3. 技术优化研究：在实验的基础上，进行技术参数优化研究，通过改进堵水剂配方、优化注入参数，提高堵水效果，降低堵水成本；4. 环境友好性评估：对红河油田水平井堵水工艺技术的环境友好性进行评估，提出环境保护建议和措施，保证堵水过程对环境的最小影响。
稠油热采水平井插管堵水工艺应用及效果分析
场 机 械 石 油 矿
０Ｉ Ｌ ＦＩ ＥＬＤ
Ｅ ＱＵＩ Ｐ ＭＥ ＮＴ
２ ０ １ ３ ， ４ ２ （ １ １ ）： ８ ７ ～８ ９
文章 编号 ： １ ０ ０ １ — ３ ４ ８ ２ （ ２ ０ １ ３ ） １ １ － ０ ０ ８ ７ — ０ ３
ｒ ｅ ａ ｌ ｉ ｚ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｃ ｏ ｌ ｕ ｍｎ ａ ｎ ｃ ｈ ｏ ｒ Ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｓ ｅ ａ ｌ ， ｐ ｌ ｕ ｇ ｇ ｉ ｎ ｇ， ｉ ｎ ｊ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｉ ｎ ｔ ｅ ｇ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ
稠 油 热 采水 平 井 插 管 堵水 工 艺应 用及 效 Байду номын сангаас 分 析
王 峰 ， 杨 法仁 ， 董智慧 ， 马志刚 ， 张 郡
（ 河南 油 田 第二采油厂 ， 河南 唐河 ４ ７ ３ ４ ０ ０ ）
摘要： 针 对稠 油 热采 水平 井含 水上 升 而常规机 械封 堵 工 艺难 以适 应 的 问题 ， 采 用稠 油热采 水平 井双 封插 管 堵水 工 艺 ， 解 决稠 油热采 水 平井 的机 械 堵 水 问题 ， 实现 管柱 锚 定 、 坐封 、 丢 手 和 注采 一 体化 。 介 绍 了堵水 工艺 管柱组 成 、 工作 原理 、 技 术参数 和 特 点 。实践 证 明 ， 双封 插 管 堵 水 工艺 管柱 取 得 了
（ Ｎｏ ． ２ Ｏｉ ｌ Ｐｒ ｏ ｄｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｐｌ ａ ｎ ｔ ， Ｈｅ ｎ ａ ｎ Ｏｉ ｌ ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ， Ｔａ ｎ ｇ ｈ ｅ ４ ７ ３ ４ ０ ０ ， Ｃｈ ｉ ｎ ａ ）
稠油底水油藏水平井堵水稳产技术研究
稠油底水油藏水平井堵水稳产技术研究新海27块为稠油底水油藏，以水平井开发为主，由于水平井油层动用不均，大部分水平井高含水。
针对筛管完井方式水平井难以分隔堵水的问题，研究了水平井分段堵水管柱和堵剂组合，准确封堵目的层，保证堵水的有效率。
堵水后针对稠油开采难度大和堵剂的耐热效果问题，采取注CO2和注热水降粘的方法，通过现场应用取得了很好的稳产效果。
标签：堵水；动用不均；分段堵水管柱；堵剂组合；水平段海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏，有45口水平井，含水大于95%的井33口，占总井数73.4%，水平井的高含水严重影响断块的开发效果。
通过对水平井产出剖面分析[1]，发现水平井高含水是由于水平段油层动用不均，油层高渗透部位水淹，出液量高，而中低渗透部位动用差，出液量少。
因此需要对水平井局部水平段进行堵水，来提高水平井产能。
该断块水平井堵水技术难点在于，油藏边、底水发育，水油体积比62：1，堵剂要具有良好的封堵性能；此外，水平井全部为筛管完井，割缝衬管（筛管）完井堵水困难[2]，割逢衬管（筛管）与岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动，在实践上要实现分层堵水成功率很小。
因此，此类水平井要堵水，必须在堵剂或工艺技术上有创新。
1、堵水技术研究1.1堵剂组合针对该块水平井堵水难点，此次研究应用笼统注入暂堵工艺。
在实验室中我们采用以下四种封堵剂，进行配比组合，弱凝胶+液体桥塞配成暂堵剂作为保护段塞，强凝胶+无机堵剂配成封堵剂用于主体段塞。
暂堵剂要求进入地层进行暂堵处理后，必须能在一定时间范围内自行破胶液化，以免堵塞地层[3、4] 。
1.2堵水管柱研制针对水平段出水的不同位置，为了有效的将不同堵剂注入到目的层段，减少对其他水平筛管段的污染，实现针对性分层封堵，研制了水平井分段堵水工艺管柱。
管柱结构包括液压扩张封隔器、节流阀、扶正器、注入阀等[5、6]。
其中，小直径长胶筒封隔器外径Φ128mm，内径Φ55mm，承压差15MPa，耐温120℃，有效密封距离为0.8～1.5m。
石油开采井下作业堵水技术的应用
石油开采井下作业堵水技术的应用在石油开采过程中，石油堵水技术是一项十分重要施工技术，对石油开采井下作业的顺利进行有着很大的影响。
油井堵水技术一般多用于油层比较厚、比较多，各个油层之前差异比较大的高含水的油井。
堵水技术的有效应用能够有效的控制严重出水的层位，防止油井出水不良状况发生，保证井下作业顺利进行。
另外，堵水技术的合理应用也能够降低石油开采的风险与隐患，提高井下作业的安全性。
基于此，本文对石油开采井下作业堵水技术进行研究，以供参考。
标签：石油开采;井下作业;堵水技术引言随着经济的快速发展，各个行业在对一些新型技术进行选择和利用时，有了非常明显的提升。
尤其是在对石油进行开采时，技术越来越先进，这样不仅可以保证石油开采效率，而且还可以保证石油开采质量。
石油开采过程中，油井的堵水技术在其中具有非常重要的影响和作用，具有不可替代的意义。
该技术的应用，可以对油井出水的不良情况起到良好的限制作用，同时还可以保证产液剖面的正常。
与此同时，在实践中将油井堵水技术科学合理的应用到其中，还可以实现对石油开采过程中一系列隐患、风险问题的有效预防，为石油井下开采的安全性和稳定性提供保障。
1堵水技术的基本原理近年来，我国的油田勘探和开发工作日益增多。
我们发现，几乎在所有的油田中，都存在石油含水的问题。
高含水率影响石油的品质以及井下作业的安全问题，是需要进行防控的。
一般来讲，出现地下位层含水率较高的情况，主要原因是有漏水点导致水分的渗透，因此要运用堵水技术对渗漏进行封堵。
传统的堵水技术采用机械封堵，本质上是一种物理形式的堵水措施，效果并不好，因此近年来随着科学技术的不断发展。
常用的堵水方式主要是运用堵水剂，堵水剂进行堵水是一种化学堵水方法，即形成一层高渗透性的膜，利用水油分子大小不同的特单，从而达到过油不过水的目的。
其中一些堵水剂带有选择性，能够对水分子产生一定的针对性，这样就不会在进行堵水的时候影响石油的产量，更加适用于当代的石油开采作业，满足了我们在控水的同时提升出油量的需求。
超前注水油藏裂缝性见水油井堵水技术研究与应用
0 引言为补充油层能量和驱替原油，油藏往往会进行注水开发。
然而，由于油层的非均质性，注入水优先顺着高渗透流动通道（又称优势流动通道）流动，导致出现水驱波及体积减小、驱油效率降低和油井过早见水等一系列问题[1-4]。
注水开发油藏难以避免地会出现油井含水居高不下，尤其是在超前注水油藏中油井见水早，含水率高[5]。
因此，油井堵水一直是注水开发油藏重点研究内容。
国内油井堵水试验最早始于1957年玉门油田，其后在大庆油田、大港油田、长庆油田以及塔里木油田等地也多有研究。
1 油井堵水技术分类油井堵水模式发展出5大类，主要有区块整体堵水、选择性堵水、不同来水堵水、深部堵水和多种措施结合堵水。
堵水技术也从机械堵水发展到化学堵水[6-8]，如图1所示。
机械堵水可分为机械式可调层堵水、液压式可调层堵水、重复可调层堵水、遇油/水自膨胀封隔器堵水、水平井重复可调机械找水堵水、电控机械找水堵水以及水平井智能机械找水堵水。
化学堵水可分为聚丙烯酰胺堵水、交联聚合物类堵水、水玻璃-氯化钙类堵水、油基水泥浆类堵水、干灰砂类堵水、木质素类堵水、凝胶类堵水和活化稠油类堵水。
机械堵水应用在井筒，化学堵水应用在储层内部孔隙和裂缝。
化学堵水剂按其作用机理可分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。
选择性堵水剂作用机理：当油水在不同的通道中流动时，选择性堵水剂可以堵塞水流通道而不会堵塞油道；当油水在同一通道流动时，选择性堵水剂只能降低水相渗透率。
非选择性堵水剂作用机理：非选择性堵水剂优先进入高渗透区和裂缝，堵塞通道可能是水流通道，也可能是油流通道。
Chen Lifeng 等人[9]认为，选择性堵水剂在油田的成功应用极其少，主要原因是投资回报率低、高温高矿化度条件下效果差、易减产。
选择性堵水剂用于小孔道（如孔隙和微裂缝），堵水强度很低，一般小于0.1 MPa。
与选择性堵水剂相比，非选择性堵水剂具有更高的封堵强度，适用于人工裂缝和天然大裂缝[1， 10， 11]。
乐安稠油油藏水平井堵水调剖技术研究应用
乐安 油 田首 次 应 用 了水 平 井 精 密 筛 管 防砂 完 井 技
术 ， 完井方 式具 有 以下 技术 特点 ： 该 （） １ 多级 管外 封 隔 器 加 防砂 筛 管完 井 实 现分 段
开采 ， 提高 了防砂 效果 。
组 、 河街 组 、 陶组 油层 。 沙 馆
ｌ 水平 井应 用情 况及存在 问题
截 至 ２０ ０ ８年 ６月 底 ， 后 在 乐安 油 田草 １ 先 ３沙
一
、
沙二 、 三 、 １ 沙 草 ３孔店 、 ２ 草 ０馆 陶 、 古 １ 广 ９ 草 、
新 区成 功投 产水平 井 近 １ ０井次 ， 括套使 用 寿命 长 ， 于后 期作 业 。 ２ 。 ａ ， 便
（） ４ 避免 了固井水 泥 浆 污染 油层 ， 同时 节省完 井
费用 。
作 者简 介 ： 永 明 ，９０年 生 ，０ ３年 毕 业 于 山 东 理 工 大 学 机 械 翟 １８ ２０ 设 计 制 造 及 自动 化 专 业 ， 现从 事 稠 油 工 艺 技 术 研 究 及 新 工 艺 、 新 技 术 的推 广 应 用 。 电话 ：５ ６ ７ ３ ０ ０４ —８ ７ １ ２
裸 眼／ 次
自 １９ ９ １年 以来 ， 为开 发难 动用 储量 及 提高 和改
善薄 油层 的开采 效果 ， 开展 了水 平 井开 采稠 油试验 。
１９ ９ ０年 ９月 份 完 成 了 我 国第 １口热 采 水 平 井～ 草
２ 一平 １井 ， 产 后 峰值 产 油 量 达 １ １ｔｄ 收到 了 ０ 投 ８ ／ ，
关键词 ： 乐安 稠 油 ； 平 井 ； 水 ； 水 堵 调剖 ； 气 泡 沫 氮
活性稠油堵水研究
1
0.9
NB35-2相渗曲线
0.8
0.7
相对渗透率或含水率（小数）
0.6
0.5
kro
0.4
0.3
0.2
krw
0.1
0 0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
采油技术服务公司
含水饱和度
11
二、NB35-2油田活性稠油堵水体系研究
5000 0
40720 初始
38760 1月后
35122
33593
2月后
70天后
采油技术服务公司
16
二、NB35-2油田活性稠油堵水体系研究
2、常规堵水主要依靠活性稠油在地层条件下乳 化增粘来实现对出水层位的封堵。
油水乳状液的形成条件之一是具备外力的搅拌，但是 油层渗流作用所提供的搅拌作用不足以形成均匀稳定的乳 状液，因此，地层条件下增粘作用有限，形成的稠油堵剂 强度大大降低。
优点：工艺简单、成本相对较低。
采油技术服务公司
13
二、NB35-2油田活性稠油堵水体系研究
2、常规活性稠油堵水技术研究
（1）增粘性能： 南堡35-2油田的原油含水在50%以下时，形
成的稠油乳状液粘度随含水增加而增大，当含水为50%，粘度达到最大 ，之后随含水增加，稠油乳状液粘度开始下降。
50000 40000 30000 20000
渤海油田在目前产量及地质储量构成上， 稠油占有很大的比例，这为渤海油田开展 活性稠油堵水提供了有利条件。
采油技术服务公司
8
汇报提纲
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稠油水平井堵水技术研究与应用
摘要：水平井开采技术是稠油油藏开发的主要技术之一，乐安稠油水平井高含
水问题突出，制约了水平井开发效果。
在高含水治理过程中，针对不同含水阶段、出水类型，制定了不同的堵水方式。
其中在高含水阶段（80%-95%），边水影响
相对较弱的情况下，采用高温氮气泡沫调剖；在特高含水阶段（>95%），针对多
点出水，采用复合堵水技术；针对单点出水，采用定点封堵工艺。
初步形成适应
于不同状况的稠油热采水平井堵水系列技术。
关键词：稠油油藏；水平井；堵水技术
前言
乐安稠油油藏开发过程中，针对薄层、出砂、超稠等难点，应用以裸眼精密
滤砂管为主的热采水平井配套开发新技术，实现了草20、广9、王140等稠油新
区的规模开发。
受边水内侵、汽水窜等因素影响，水平井高含水问题突出，含水
大于95％水平井103口，占开井数的40.4%，并且逐年增长，已成为制约稠油油
藏稳产基础的关键因素。
1 稠油水平井堵水技术现状
1.1 水平井堵水难点
稠油油藏的开发方式及水平井复杂的井身结构，决定了常规封堵方式及堵剂
不能满足稠油水平井堵水的要求。
特别是精密滤砂管完井方式，一方面由于筛管
和岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动，定点、分层堵水难度大；
另一方面精密滤砂管的多层复式结构，在挡砂的同时，也阻挡了堵剂的进入，封
堵过程中，堵剂容易在滤砂管中沉积形成堵塞。
同时堵剂具有耐高温性能，满足
稠油油藏热采开发方式；施工安全可靠。
1.2 水平井堵水技术现状
针对稠油水平井高含水治理难题，近些年来进行了不断的探索和攻关，先后
开展了高温氮气泡沫调剖、超细水泥封堵、插管桥塞配合水泥封堵、温敏凝胶、
凝胶颗粒堵水、凝胶+氮气泡沫堵水、凝胶+凝胶颗粒复合堵水等技术试验，寻求
稠油水平井汽水窜的治理方法。
目前初步形成了针对不同含水阶段和出水类型的
堵水系列技术。
技术思路是将高含水水平井治理为两个阶段，一是含水率80%-95%的高含水
阶段，边水突破，未形成较大的水窜通道，边水影响相对较弱，采用高温氮气泡
沫调剖；二是含水大于95%的特高含水阶段，汽窜通道进一步发育，同时受蒸汽
冲刷作用，储层渗透率及孔喉增大，结合测井解释结果，对多点出水状况，采用
凝胶+凝结颗粒复合堵水；对单点（单段）出水，采取定点堵水。
2 稠油水平井堵水技术研究
2.1 高含水阶段的氮气泡沫调剖技术
高温氮气泡沫调剖作用机理是利用泡沫剂在地层大孔道中产生的泡沫来降低
蒸汽的渗流能力，使注汽压力升高，迫使其后注入的蒸汽转向未驱替带，起到堵水、调整吸汽剖面、实现水平段均匀动用的目的。
同时泡沫剂是一种表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，改善岩石表面的润湿性，提高驱油效率。
泡沫具有“遇油消泡、遇水生泡”的特性，属于弹性封堵，不受精密筛管挡砂精度的限制，
能够适应不同出水点水平井的堵水，施工简便，目前该技术已成为稠油水平井堵
水的主导工艺。
2.1.1 泡沫剂的性能评价。
筛选出发泡性能好、封堵能力强的DP-4泡沫剂，同时加强施工井现场抽检取
样化验，重点评价泡沫剂的半衰期和起泡性能，并建立抽检化验台账，确保施工
用泡沫剂质量。
泡沫剂注入时机选择：含水高于80%后，泡沫封堵压差明显增大。
低含水井
首先预注蒸汽，再注泡沫剂；高含水井直接注蒸汽泡沫剂段塞。
泡沫剂现场注速
根据蒸汽注入速度确定，一般选择0.15-0.3m3/h。
2.2 特高含水封堵技术
在含水大于95%的特高含水阶段，针对不同的出水类型，分别采用复合堵水
及定点堵水的方式，提高措施有效性。
2.2.1复合堵水技术
针对水平段多点出水的类型，采用凝胶+凝胶颗粒复合堵水技术，达到深部堵
水的目的。
其机理是在地层深部，注入凝胶并进行交联，形成凝胶段塞，建立第
一道堵水屏障；在近井地带，注入凝胶颗粒堵剂，建立高强度的封堵带，防止蒸
汽冲刷。
2.2.1.1凝胶深部堵剂
为实现油井地层深部堵水，通过凝胶主剂、浓度、交联剂筛选、耐温等性能
优化实验，确定了油井堵水的高强度凝胶，该堵剂在120 ℃高温下不脱水，成胶
强度无明显变化。
通过优化结合现场实际情况，选择浓度0.35%的高分子聚合物主剂+4#交联剂0.6%+2#调节剂0.5%的现场施工配方。
2.2.1.2 凝胶颗粒堵剂
针对近井地带生产压差大，受蒸汽冲刷等特点，通过开展各类堵剂的过筛性
能评价、堵剂组分筛选、堵剂耐温性能、悬浮性等评价实验，自主研制出了过筛
率高，耐温性能强、悬浮性好且价格低廉的凝胶颗粒堵剂。
该堵剂泵入特性良好，也有较好的滞留能力。
2.2.2 定点堵水技术
2.2.2.1 插管塞卡封配合堵剂封堵技术
针对B端出水为主的高含水水平井，结合水平井管柱特点，提出了水平井插
管桥塞卡封配合堵剂封堵技术：即通过在水平出水点前端打插管桥塞封堵筛管内
渗流通道，并配合水泥对下部出水点进行封堵，达到封堵底部出水点的目的。
插管塞卡封配合堵剂封堵机理：插入挤灰桥塞，打开滑套开关进行挤灰作业，挤灰结束后，上提管柱拔出插管，滑套开关关闭。
由于水平井插管桥塞具有防卡
性能稳定、独特的防粘结构、具有一定的可钻性的突出特点，能够确保水平井水
泥堵水技术施工安全性。
3 现场应用效果
2015年以来，实施水平井堵水94井次，累产油66531t，增油40143t。
平均
单井增油427吨，措施有效率91%，油汽比提高0.10。
4 结论
（1）水平井技术是稠油开发的主导技术之一，受边水内侵、汽窜等因素影响，
水平井高含水问题突出，并且高含水水平井呈逐年增长趋势，严重制约稠油油藏稳产增长。
（2）根据不同含水阶段，采取不同的治理手段，形成了稠油水平井堵水技术系列。
其中高含水阶段采用高温氮气泡沫调剖，特高含水采用高强度的堵水技术，有效抑制边水内侵，提高开发效果。
（3）针对不同的出水类型，采取相应的技术手段，提高了措施针对性，最大限度了保障水平段产油能力。
参考文献
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