新海27块水平井堵水技术研究与试验效果分析
水平井堵水技术现状调研
水平井堵水技术现状调研作者：杨建清朱妍婷付琛韦雪史树彬来源：《中国科技博览》2016年第25期[摘要]水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。
同时水平井由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。
文章结合水平井出水类型及完井方式的特点，总结了水平井堵水技术实施关键，即出水类型及水淹层段确定、堵剂开发技术、堵剂的放置技术。
[关键词]水平井堵水现状调研中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0121-01前言水平井的理论在上个世纪20年代就被提出，40年代开始进行工业实验。
目前，水平井几乎已应用于世界上所有的油气田，成为油气田开发中的一项重要技术，其主要应用于底水油藏、裂缝油藏、稠油油藏和超薄油藏等复杂油藏的开采中。
我国水平井的研究起步相对较晚，于九十年代初期才开始进行水平井的研究和应用工作，但技术的进步与发展非常迅速。
到目前为止，水平井在新疆、冀东、辽河、胜利等油田和海上油田都已经达到了相当的规模，在其它各个油田亦被较为广泛的应用。
水平井技术在老油田调整挖潜和新油田的整体高效开发中取得了显著的经济效益和社会效益。
水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。
但水平井存在的最大缺点就是由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。
水平井比常规直井更容易产水，所以，如何进行有效的堵水便成了水平井生产中的一个非常关键的问题。
水平井的堵水问题要比普通油井复杂的多。
水平井堵水技术的复杂性是由水平井完井方式的特殊性及出水类型决定的。
1 水平井的完井方式水平井的完井方式主要有三种，即裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管（筛管）完井。
水平井治理对策的研究与应用
水平井治理对策的研究与应用作者：张钦花来源：《石油知识》 2015年第3期张钦花（辽河油田公司金马油田开发公司辽宁盘锦124010）摘要：随着二次开发程度的不断深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，产量递减迅速。
通过开展构造储层再认识、低效水平井综合治理、水平井找堵水等研究及应用，实现了新海27块产量稳定，巩固二次开发持续稳产。
关键词二次开发；水平井；含水上升；综合治理新海27块构造上位于辽河断陷盆地中央凸起南端，是海外河油田主力开发区块，为原始含油饱和度较低的厚层块状（边）底水普通稠油油藏，主要开采层位为东营组d1I段油层，油藏埋深1375 - 1465m，含油面积28km2，地质储量6.727×l06t。
2004年以来，在二次开发理念指导下，废弃原直井井网实施“水平井整体替代直井”二次开发，取得了显著成效：区块产量达到一次开发高峰水平，采油速度提高10倍，采收率翻番，成为二次开发示范区块。
随着二次开发的深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，断块产量递减迅速。
针对油藏地质开发特点及水平井出现问题，通过系统评价油层动用状况及水平井段水淹程度，以水平井侧钻、水平井堵水及扩边增储为方向，开展水平井综合治理研究。
1油藏概况新海27块受大洼断层和海35断层南北夹持的短轴背斜构造，储层属于三角洲前缘沉积体系，油层厚度为6 - 30m，平均孔隙度314%，渗透率1927um2，含油饱和度58%，地面原油黏度5000mPa．s，油水体积比62:l。
该块1993年以141米井距、正方形井网、直井依靠天然能量投入开发，产量高峰达到350t。
2004年实行水平井二次开发以来，截止2014年投产水平井56口，日产油256t，采油速度1.3%，综合含水926%，阶段累产油143×l06t。
二次开发后，由于底水抬升导致生产效果变差，初期实施33口水平井含水由初期的617%上升到96.2%，日产油由327t下降到96t，80%的水平井处于低效生产状态，产液剖面测试水平段动用程度40%，亟待开展水平井综合治理。
新海27块顶部差油层水平井开发部署研究与效果分析
新海27块顶部差油层水平井开发部署研究与效果分析新海27块顶部差油层是主力开发层系顶部发育的一套低阻油层，因岩性细、电阻低，一直以来未深入研究。
近几年通过构造、储层特征研究、测井二次解释及油藏类型研究等加强该油藏综合地质研究，在底部隔层评价基础上优化井位部署，按照“分层开发”的思路在有利部位部署7口水平井。
优先实施侧钻水平井海191-K25CH初期日产油26.8t，目前稳定在10t，取得显著效果。
1 概况新海27块主力开发层系含油面积2.83km2，石油地质储量672.66×104t。
从2004年开始废弃原直井井网进行二次开发，目前水平井开井43口，直井开井20口，日产油223t，综合含水94.7%，累产油131.1×104t，累产水1016.1×104m3，采油速度1.22%，采出程度19.5%，区块进入高含水末期阶段。
主力开发层系顶部发育一套低阻油层，即顶部差油层，电阻率一般8～20Ω•m，低于上、下油组水层电阻率，测井解释多为差油层。
虽为低阻油层，但潜力较大。
有4口老井试采，初期直井产能6～8t，单井最高累产油5370t。
当前顶部差油层地质体和产能不太落实，为了巩固二次开发效果，有效开发该油藏，开展构造、储层特征研究，测井二次解释、油藏特征研究以及试采井生产特征研究。
2 综合地质研究2.1井震结合精细构造研究在全区建立9条地层对比剖面，在驼峰状电阻、低时差标志层控制下对比349口老井，同时利用海181-30井零偏VSP对部署区顶部差油层进行标定。
经过三维地震解释后认为该块为受大洼断层和海35断层南北夹持、内部被4条断层切割的短轴背斜构造，构造高点位于海183-28井附近，为1362.4m，构造幅度40m，构造面积3km2。
在断层控制下，进一步划分为5个断鼻，构造形态北、东缓（1°～ 2°），南、西陡（6°～7°）。
2.2 储层特征研究储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河道坝和河道间，其中位于水下分流河道的砂体十分有利。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策随着二次开发程度不断深入，新海27块基础井网水平井后期出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等生产实际矛盾，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
针对油藏特点，在剩余油再认识基础上，提出了改善开发效果的技术对策。
标签：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽1 油藏概况新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。
针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。
但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
2 剩余油分布规律再认识在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。
通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。
2.1 纵向剩余油分布特征新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。
2.2 平面剩余油分布特征将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：（1）断层控制的剩余油。
在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。
（2）井网控制不住形成的剩余油。
新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策1. 引言1.1 背景介绍新海27块油田位于我国东海陆架，是我国重要的海上油气勘探区域之一。
该油田目前已经进行了初次开发，但随着油田的逐渐老化，油田产量逐渐下降，剩余油再认识和二次开发成为当前亟待解决的问题。
新海27块油田具有油气资源丰富、地质构造较复杂等特点，因此对其剩余油再认识及挖潜对策的研究具有重要意义。
近年来，随着我国油气资源勘探技术的不断提升和油藏管理技术的加强，对剩余油再认识和挖潜的关注也日益增加。
针对新海27块油田的特点和存在的问题，开展深入研究，针对性地提出解决方案，对于提高油田开发效率、延长油田寿命周期具有重要意义。
本文将对新海27块油田的剩余油再认识及挖潜对策进行深入探讨，为油田的可持续开发提供理论支持和技术指导。
1.2 问题提出随着新海27块油田的开发逐渐进入中后期阶段，剩余油资源的再认识和挖潜成为亟待解决的问题。
在过去的开发过程中，可能存在着一些未被充分利用的油藏和技术手段，因此需要重新审视剩余油资源的储量和分布。
在当前全球能源形势不断变化的背景下，充分开发新海27块油田的潜力对于提升能源供应保障和促进经济发展至关重要。
研究新海27块油田剩余油资源的再认识及挖潜对策具有重要的现实意义和深远的战略意义。
通过深入分析剩余油资源的特征和分布规律，制定有效的挖潜对策和技术手段，可以为提高油田开发效率、降低生产成本、延长油田生产周期，进而实现油田可持续发展提供有力支撑。
正确认识剩余油资源的重要性和优先性，提出有效的挖潜对策，对于新海27块油田的可持续开发具有重要意义。
1.3 研究意义研究意义：新海27块油田是我国近海重要的油田之一，其二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策具有重要的意义。
对于保障国家能源安全和提高油田开发效率具有直接的实际意义。
随着能源需求的增长和资源开采的日益困难，如何充分利用剩余油资源，提高油田的采收率和生产效率，是当前油田开发领域亟待解决的重要问题。
水平井增产的技术方法研究
水平井增产的技术方法研究新海27块油藏随着油田的开发，目前已处于开发中、后期，具有高采出程度、高含水、地层能量充足的特点。
近两年引用水平井开发技术，对提高采收率、改善这一区块的开发效果显著。
通过对新海27块10口水平井的不同类型，结合区块油藏特点和地质状况分析研究，应用注汽、酸化等措施进行挖潜，合理调整抽油机运行参数。
积累一套有效的水平井增产方法，加大了底水稠油藏的剩余油挖潜，从而提高采收率。
标签：稠油注汽水平井1水平井应用情况新海27块第一口水平井——海平1井，日产油量14.3t，该井投产成功确定了开发后期新海27块油藏以水平井为主的开发方案。
该区块完成水平井10口，对区块产量贡献已占有相当的比重，目前水平井占全块油井数23%，实施成功率100%。
日产油能力101t，占全块日产油能力70.5%，水平井平均含水率35.7%，低于全块的平均含水48.2%。
2水平井增产技术方法研究2.1应用热采技术，实现措施挖潜水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高超稠油藏的开发效果。
注汽热采措施可加强油井上部油层的开发利用，降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而也能有效减小底水锥进，控制油井含水。
海平2井初期日产液60.1 m3，日产油9.6 t，含水73.2%。
曾采取堵水措施、调整生产参数，无论增大生产压差还是控制生产压差，含水均未得到很好的控制。
分析该区块地层孔隙度为30.4%，有效渗透率6056×10-3μm2，储层物性很好，且作业时发现油井不出砂。
为降低该井含水，提高产能，于是决定对该井实施热采实验。
海平2注汽，注汽量1499.6 m3，措施前该井原油粘度为8586mPa·s。
日产液86.5 m3，日产油4.1 t，含水95.3%，措施后原油粘度达到1359mPa·s，调参提液，产量大幅度提高，目前日产液132 m3，日产油16.5t，含水稳定在88.6%，日增产12.4 t。
新海27块深度二次开发应用效果分析
新海27块深度二次开发应用效果分析新海27块位于辽河断陷盆地中央凸起带南部倾末带南端，开发目的层为东营组东一段一油层组，进一步划分为上下两套层系进行开发，油藏埋深-1375m～-1465m。
经二次开发扩边，油藏含油面积由2.3km2增加至2.83km2，储量由451×104t增加到672.66×104t。
1.1地质特征（1）构造简单，形态平缓。
（2）油层厚度大，储层物性好。
（3）含油饱和度低，天然能量充足。
1.2调整前存在的主要问题新海27块二次开发实施5年多来，取得了较好的成果，指标达到方案设计水平，部分解决了一次开发阶段存在的稠油底水油藏直井冷采提液与控水、原开发方式与进一步提高储量动用程度两大矛盾。
随着二次开发程度的深入，新海27块处于高液量、高含水开发状态，稳油控水难度大。
（1）水平井含水上升速度快（2）周期油汽比下降（3）水平段动用不均（4）边部薄层未有效动用2、成果回顾2.1 综合地质研究，实现扩边增储210万吨在新海27块主体部位成功开发基础上，根据成藏理论，向四周寻找有利圈闭。
开展三维地震精细解释，突破区域限制，不断寻找主体部位外的有利构造，在新海27块周边共新发现10个圈闭，共16.6km2，同时在深化四性关系研究的基础上，重建解释电测图版，开展老井测井二次解释，对全区323口老井进行二次解释，修改了37口井49个层的原解释结论。
实现了扩边增储210×104t，分别为顶部差油层和西部扩边储量40×104t、20×104t石油地质储量和海11-36井区150×104t石油地质储量。
2.2 边部薄层试验水平井情况为进一步落实边部薄层及新增储量区域产能，提前实施的3口试验水平井新海27-H31、新海27-H52、新海27-H56，3口井初期日产油均在12t以上，进一步证实了新海27快边部薄层具备挖潜潜力；同时上油组边部未动用区水侵程度低，水平井避水厚度大（17m、27m），且投产初期均采取了控液稳油冷采生产方式，控制了含水上升速度；下油组边部动用程度高，油水界面上升9米。
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%。
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。
水平井堵水技术分析
水平井堵水技术分析摘要：水平井作为一种可大幅度提高油田勘探开发综合效益的有力工具，被广泛应用于各类油藏。
但由于缺乏行之有效的堵水技术，导致众多水平井在出现恶性产水问题后被迫带病生产、间歇生产、或者长停。
这已成为一个困扰水平井正常生产和可持续开发的迫切问题。
关键词：水平井堵水准确放置选择性放置工艺设想一、前言化学堵水由于效果明显、适用范围广等优点通常被作为首选的控水技术手段。
水平井堵水被公认是最为难以治理的一种出水问题，主要体现在：在提高堵剂封堵强度、处理规模、稳定性以及笼统注入等条件下，水平井的井筒安全和油藏安全难以保证，且现有修井技术水平难以对水平段进行修复。
大量的各类水平井恶性产水问题亟待治理，且随生产周期的延长而不断发展恶化，治理难度增加。
缺乏有效的堵剂产品和放置技术，已往的水平井堵水80%以上采用了聚合物+笼统注入。
治理效果乏善可陈，且个别单井取得的成功经验亦难以在其他水平井推广和通用。
二、水平井堵水的难点分析堵水技术包含了堵剂和放置两方面内容，其本质在于将有足够稳定性和强度的堵剂放置在恶性水流通道或水淹区域，降低产水而不伤害油层和油气流动能力。
准确放置堵剂是其中的关键所在，对于水平井堵水则更是尤为重要。
而水平井堵水的风险也主要集中在堵剂放置过程，这一过程按堵剂的固化/成胶可分为两个阶段。
1.潜在风险阶段水平井难以实现准确放置主要受油藏条件和完井方式影响。
首先，水平井出水大都属于底水、裂缝等层内出水问题，水流通道/水淹区域与生产油层之间没有有效的分隔；其次，裸眼、筛管、砾石充填等水平井完井方式，也使地层、管外环空和井筒之间存在多向高导流的连通。
加之堵剂在地层孔隙内的渗流行为还要受Kv/Kh、非均质性、粘度、重力以及压差变化等多种因素的控制和影响。
在此情况下，目前还没有理论和方法能够准确地预测、解释出堵剂在井筒、管外、地层以及出水通道之间的交互流动行为。
在裸眼、筛管、砾石充填等水平井完井条件下，放置过程中无论采用笼统注入还是封隔器或桥塞等机械分隔方法，都不可能有效地控制堵剂在油层、出水通道、井筒和管外环空之间的进入和交互流动。
新海27块水平井热采渗流机理及参数优化
新海27块水平井热采渗流机理及参数优化针对直井，底水的油水界面會呈现“锥形”突进；对于水平井会形成“脊形”突进。
水平井水平段控制的储量和底水上升波及的体积将远远大于直井垂直段控制的储量和底水上升波及的体积，从而可以提高无水累积采出量，有效地动用由于底水锥进用直井无法动用的油层区，达到提高油藏动用程度的目的。
考虑了水平井热采生产特殊性（水平井的加热范围）对水平井渗流特征的影响，通过油藏工程和渗流力学，对稠油底水油藏用水平井蒸汽吞吐开采产能进行研究；同时结合新海27块底水稠油油藏的开发现状和建立数值模拟模型，用CMG中的STARTS 热采模拟器对水平井热采开新海27块的热采参数进行优化。
用数模的研究结果与油藏工程的研究结果相互印证。
标签：新海27；稠油；热采；水平井；数模；CMG1 新海27块热采参数优化进一步开发老井间剩余油，在上述研究的基础上，针对油藏特点及模拟计算各层的剩余油分布情况，设计了如下所示的开发调整方案，并着重优化了单井周期注汽量、周期生产天数、产液量和注汽速度。
还预测了三种不同干度注汽方案的生产指标。
通过这些工作以优选较好的布井位置、布井方式和开发方式。
1.1单井周期注汽量的参数优化在该优化过程中，通过对比现有新海27块的水平井注汽资料，确定以2100方的单井周期注汽量为基准，作6组不同单井周期注汽量的对比方案。
此时先假定生产周期长，产液量等其他参数。
①各热采方案指标预测：利用CMG对冷采方案及多种热采方案开采指标进行预测，其中指标包括年产油量、年注汽量、采出程度、含水率、采油速度、平均单井日产油量及油汽比。
②各热采方案指标对比：指标对比是从渗流机理在油藏工程中体现（可动油量的计算）的对比，技术指标（包括采出程度/提高采出程度）对比，经济指标（累计油汽比/净增油汽比）比对来实现的。
③各热采方案优化结果：从可动油量对比的标评价看，注汽量越大，油层受热范围越广；从技术指标看注汽量越大，采出程度越高；从经济指标看，注汽量越大，利润越小。
新海27块深度二次开发技术研究与应用
新海27块深度二次开发技术研究与应用【摘要】新海27块是中国石油天然气股份公司二次开发示范区块。
然而随着二次开发程度的不断深入，二次开发基础井网水平井出现了含水上升速度快、周期油汽比下降、水平段动用不均以及薄差油层未有效动用等问题，从2009年开始，开展了扩边增储、扩大部署、优化注汽、水平井找堵水等工作，确保了新海27块产量稳定，巩固了新海27块二次开发成果。
【关键词】深度二次开发水平井边底水油藏综合治理新海27块是原始含油饱和度较低的厚层块状（边）底水普通稠油油藏。
主要开采层位为东营组d1ⅰ段油层，油藏埋深-1375m～-1465m，含油面积2.3km2，地质储量672×104t。
由于受油水粘度比大、边底水能量活跃、油井管外窜槽等多方面因素影响，边底水锥进严重，油藏储量动用不均，区块长期处于低速低效开发状态，2004年区块日产油降至32t，采油速度0.26%，区块开发濒临废弃。
2004年以来，在“二次开发”理念指导下，实施了“水平井整体替代直井”的二次开发，使濒临废弃的油藏重新焕发了青春。
2009年以来针对二次开发中出现的问题，通过综合地质研究，实现扩边增储451.66×104t，并在区块周边扩大部署水平井25口。
开展了注采参数优化调整、产液结构优化调整及水平井找堵水等技术的研究。
区块以大于1.5%的采油速度继续稳产。
1 油藏地质特征（1）构造简单，形态平缓。
该块是受大洼断层和海35断层南北夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角1°，东西两翼稍陡，地层倾角2～4°。
（2）油层厚度大，储层物性好。
储层属于三角洲前缘沉积体系，主要发育水下分流河道及分流河道间沉积微相。
油层发育，单层厚度为6～30m。
岩性主要为中--粗砂岩，平均孔隙度31.4%，渗透率1927×10-3μm2，泥质含量6.2%。
（3）含油饱和度低，天然能量充足。
受油气成藏及水洗氧化和构造变化等后期油藏改造作用影响，该块表现出含油饱和度低（58%）、可动水饱和度高（21.6%）、原油粘度较高（5000mpa·s）、油水过渡带宽（12.3m）及油水体积比大（62：1）、天然能量充足等低含油饱和度油藏特征。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策【摘要】新海27块油田是我国重要的油田之一，但经过二次开发后期，剩余油资源的再认识和挖潜已成为当前研究的热点。
本文从新海27块油田的概况入手，深入探讨了剩余油再认识和存在的挖潜问题，提出了相应的对策建议，包括优化注水方式、加强油藏储量评估等方面的技术手段应用。
结论部分强调挖潜对策的重要性，展望未来的发展前景，总结了本文的研究成果。
通过本文的研究，可以更好地认识新海27块油田的剩余油资源潜力，为进一步提高油田开发效率提供参考和指导。
【关键词】研究背景, 研究目的, 新海27块油田, 剩余油再认识, 挖潜问题,挖潜对策建议, 技术手段应用, 挖潜对策的重要性, 未来发展展望, 结论总结1. 引言1.1 研究背景新海27块油田是中国海南省境内的一个重要油田，目前已经经历了初期开发阶段。
随着油田的开采，油井产量逐渐减少，导致油田剩余油的再认识和挖潜变得尤为重要。
剩余油是指在初期开发和生产中无法开采的油，一般由于地质条件、技术水平或经济原因而遗留在油田中。
对于新海27块油田来说，充分认识剩余油的情况，并采取有效的挖潜对策，将对提高油田开采效率和延长油田寿命起到重要作用。
研究的目的在于深入了解新海27块油田的概况，分析剩余油再认识的现状和存在的挖潜问题，提出对策和建议，探讨技术手段的应用，从而实现对油田剩余油资源的充分利用和挖掘。
通过本研究，有望为新海27块油田的发展提供科学依据和技术支持，进一步推动油田的可持续发展。
1.2 研究目的研究目的：对新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策进行深入探讨，以提高油田的开采效率和产量，实现资源利用的最大化。
具体目的包括：1.分析新海27块油田的概况，了解其地质特征和储量分布情况；2.重新评估剩余油资源，探讨其潜力和开发价值；3.识别存在的挖潜问题，分析影响油田开采效率的因素；4.提出科学可行的挖潜对策建议，包括技术手段的应用和管理措施的优化，以提高油田的开采效率和经济效益；5.探讨挖潜对策的重要性，指导油田管理者的决策和实践，为新海27块油田的未来发展提供有益参考。
新海27块边底水稠油油藏水平井钻完井技术
度。
３ ． ２ 钻井参 数优 选
上 部 井 段 和 进 入 Fra bibliotek的 层 前 泥 砂 岩 地 层 交 界 处 ，
地层胶 结疏 松 ， 控 制 造 斜 率有 一 定 的难 度 。根 据 本
收稿 日期 ： ２ ０ ２ ０ １ ２—１ ２一ｌ Ｏ 作者 简 介 ： 邓红涛 ， １ ９ ８ ７年 生 ， ２ ０ ０ ９年 毕业 于长 江 大 学 石 油 工 程
油 面积 ２ ． ８ ｋ ｍ ， 石 油 地 质储 量 ６ ７ ２ ×１ ０ ｔ ， 主要 开
采 古近 系东 营组 东 一 段 油 层 ， 埋藏深度在 １ ４ ０ ０ ｍ
低 泵压 、 坚 持划 眼 ； 接 单根 晚 停 泵早 开 泵 等 ； 固 井施 工 注意优 化 固井设计 ， 计算 好水 泥的用 量 ； 施 工 中如 果 出现井 漏 断流 ， 及 时采取 有效 的补救 措施 ， 环空倒 灌 水泥 ， 确保井 口水 泥 的有 效封 固 。
新海 ２ ７块 边底 水 稠 油 油藏 水 平 井钻 完 井技 术
邓 红 涛
（ 中 国石 油 辽 河 油 田公 司 钻 采 工 艺 研 究 院 ， 辽宁盘锦 １ ２ ４ ０ １ ０ ）
摘要 ： 针 对新 海 ２ ７块 的 地 质特 征 和 油层 分 布 的特 点 ， 分 析 了 该 区块 在 钻 完 井过 程 中的 技 术 难 点 ， 并 提 出 了相 应 的 技术措施 ， 分析 了在 施 工 中所 用的 优 化 井 身 结 构 、 优 选钻井参数 、 井眼轨迹控制 、 导 眼回填 、 选择性 完井、 油 气 层 保
化 对 比见 表 １ 。
新海27块微构造水平井部署研究
新海27块微构造水平井部署研究作者：潘殿友来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第06期摘要：新海27块是海外河油田主力开发区块，为厚层边底水普通稠油油藏。
随着二次开发的深入，针对底水锥进油井水淹严重导致水平井生产效果变差，初期实施的33口水平井含水由61.7%上升到96.2%，日产油由327t下降到96t，稳产形势十分严峻。
目前新海27块稳产的主要手段是通过水平井的扩大部署，因此，为深化二次开发工作，通过对上油组微构造进行精细刻画、测井二次评价、水平井产能主控因素分析等综合地质研究，再次优化部署水平井，目前全部投产，实现了上油组长期持续稳产，取得了增储、建产的良好效果。
关键词：测井二次解释；新海27；部署；水平井；微构造；图版1 区块地质概况新海27块构造上位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾末带的南端，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1о左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2о～4о左右。
主要开采层位为d1Ⅰ油层组，发育两套底水油藏单元，即上油组和下油组，含油面积2.3km2，探明地质储量451×104t，油藏埋深-1390～-1555m，平均-1450m，单层厚度6～30m。
储层属于三角洲前缘沉积体系，岩性以砂砾岩、泥岩、砂质泥岩为主，油层平均孔隙度31.4%，平均渗透率1927×10-3μm2，平均有效厚度18m。
原油粘度较高均值达2786MPa·s，油藏天然能量充足，底水体积大，水油体积比为62：1，原始压力系数为0.99，含油饱和度较低为58%，属于厚层状砂岩底水普通稠油油藏。
2 综合地质研究2.1 构造精细解释落实微隆起在全区建立9条地层对比剖面，在驼峰状电阻、低时差标志层控制下对比349口老井，同时利用海181-30井零偏VSP对上油组进行层位标定，该层为低时差地层，在地震轴上反应为一个强反射，层位标定在馆陶底界强反射轴上。
水平井堵水技术探讨
水平井堵水技术探讨【摘要】水平井开采技术已广泛应用于世界上各大油田。
本文针对水平井易出水的问题，对水平井出水的原因、类型和找水方法进行了分析并根据水平井不同的出水部位，结合堵剂体系的特点，对堵水技术进行了探讨。
为提高水平井堵水的效果提供一定的参考价值。
【关键词】水平井；出水；找水方法；堵水剂；堵水技术1.水平井堵水现状水平井是油气田开发中一项重要技术，其主要应用于底水油藏、裂缝油藏、稠油油藏和超薄油藏等复杂油藏的开采中。
水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。
但水平井的井身与油藏平行，油层出水易导致产油量骤减，含水急剧上升。
如果不及时堵水的话，突破之后产油便大幅度降低，严重的影响水平井的开发效果。
2.水平井出水原因及主要找水方法2.1水平井出水特点水平井含水上升较快，容易造成油层过早“水淹”；水平井容易底水脊进，诱发水锥出现，原油产出率便急剧降低；水平井的泄油井段通常以割缝套管完井，通过测井技术找水较困难。
2.2水平井出水原因2.2.1地质因素裂缝性油藏水平井开采在开采初期裂缝是油的通道，后来油层压力降低，裂缝变成了水的通道，产水急增，产油骤减。
2.2.2油水性质油水密度差对底水脊进生产压差的影响规律是随着油水密度差的减小，临界生产压差呈线性减小，油井容易出水。
2.2.3井身结构水平段长度较小时，在较短时间内就形成了水脊，水脊的两翼比较陡，油水边界变形较大。
水平段长度较长时，随着长度增加，在相同生产压差下，水平井见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。
2.3水平井找水方法水平井找水方法主要是通过油和水在物理和化学性质上的差异而发展起来的。
主要有温度测井、流体密度及持水率测井、氧活化法测井和储层饱和度测井等四种测井方法。
2.3.1温度测井温度测井是通过测量和分析温度的异常来寻找水平井段的出水部位。
井下测量温度的仪器，根据测量环境温度的要求，采用电阻传感器和热电偶式。
水平井堵水技术分析
剂产 品和 放置 技术 ，已往 的水平 井 堵水 ８ ０ ％以上 采 用 了聚 合物 ＋笼统 注入 。 治理 效果 乏善 可 陈 ，且个 别 单井 取 得 的成 功经 验亦 难 以在 其他
水平井 推广 和通 用 。
二 、水 平井堵 水的 难点分 析
堵 水技 术包 含 了堵 剂 和放 置 两方 面 内容 ，其 本质 在 于将 有 足够 稳 定 性 和强 度 的堵 剂放 置 在恶 性水 流通 道 或水 淹 区域 ，降低产 水 而不 伤 害油层 和 油气 流 动能 力 。准 确放 置堵 剂 是其 中的关键 所 在 ，对 于水 平 井 堵水 则 更是 尤 为重 要 。而 水平 井堵 水 的风 险也 主要 集 中在 堵 剂放 置
艺多沿用直井上的留塞 、笼统注入聚合物、等常规堵水技术。分析认
为 ，常 规堵水 技术存 在上述 技术 缺陷 的原 因主要有 以下几个 方面 。 首先 ，水平 井堵 水 只是 一个 广义 概念 ，它 实 际上包 含 了 出水 问题 和 堵水 工艺 两 方面 内容 ，以及 地质 条件 、完 井方 式 、 出水位 置 、出水 性 质 、堵剂 选 择 、放置 工艺 等 众多 因素 。复 杂 多样 的井 况条 件差 异往 往 导致 对应 的 封堵 方案 大幅 度 改变 ，限 定 了常规 堵 水技术 始 终 只能针 对 单井 ，而 不 能快速 推 广应 用到 其他 同类 出水 问题 或 同类 完井 方 式 的 水 平井 。难 以满 足 当前 为数众 多 的各 种水 平井 恶 性 出水 问题所 要求 的 “ 通 用 、高效 ”治理要 求。 其 次 ，常 规堵 水技 术 对配 套辅 助专 业 的依 赖性 较大 ，需要 多 专业
多水平井在 出现恶性产水 问题后被迫带病 生产 、间歇 生产 、或 者长停 。这 已成为一 个困扰 水平 井正常 生产和可持续开发的迫切 问题。 关键词 ：水平井堵 水
海26块化学调堵技术研究与应用
海26块化学调堵技术研究与应用针对海26块复杂断块特高含水开发阶段，综合含水高、采出程度低、常规注水开发难度大的难题，开展组合调驱和氮气泡沫复合调驱两项化学调堵技术的研究，现场应用效果良好。
标签：特高含水期；组合调驱；氮气泡沫1.研究背景海26块为复杂断块普通稠油油藏，构造复杂，储层非均质性强，而且平面上不同断块、纵向上不同层位的油品性质差异较大，由于油藏地质条件的复杂性加之稠油注水的固有特性，常规水驱效果逐渐变差，油井多表现为低产液高含水的开采特征，油藏综合含水高达93%，而采出程度仅19.9%，已进入特高含水开发阶段，剩余油分布高度零散，依靠常规注水改善油藏开发效果的难度大，进一步提升采出程度的空间较小，亟需开展适宜油藏的调堵技术研究，以提高油藏采收率。
2.组合调驱技术研究2.1 水平井注水技术。
众所周知，油田开发采用常规水驱模式是直注直采，每口井周围会产生明显的压力降，迫使油水界面变形，水转向生产井后被采出。
由于注水井和生产井存在径向流，使大量压力损耗，采收率会受到一定影响。
使径向流转为直线流的办法可以有垂直压裂和水平井。
作为一种高效的油气田开采技术，水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有极大的改善作用。
世界范围成功的水平井注水先例证明，水平井注水不仅可提高注水量，增大驱油效率和波及系数，还可提高油藏的压力维持程度，从而获得良好的经济效益。
J.JTaber等人研究的结果表明：2口平行的水平井（一注一采）与直井的五点法井网相比较，水平井注水能够增加数十倍的注入量，区域驱油效率能够增加25%-40%。
此外，若油层较薄，且井网较稀，水平井则能够发挥更大的优势。
另外，应用水平井注水，生产井能够大幅度提高波及效率，对于较薄地层和较稀井网，波及效率能够达到最大（最高波及效率可能达到99%）。
水平井水驱采油具有的压力优势是：和直井相比，水平井注水时的压力降不会集中在某一点，而是分散在比较长的泄油井段上，压力降较小，油水界面变形也小，井到达油水界面的距离大。
深穿透复合解堵技术在安27—25水平井中的试验
深穿透复合解堵技术在安27—25水平井中的试验
于兰春;田华
【期刊名称】《试采技术》
【年(卷),期】2006(027)002
【摘要】深穿透复合解堵技术是把射孔、高能气体压裂及酸化三种工艺有机地结合在一起的综合改造油气层的新技术，该技术应用于水平井存在一定的难度。
在技术原理研究的基础上，对安27—25水平井的地质情况及存在的问题进行分析，模拟井下情况进行了地面试验，然后将设计管串下入水平井进行解堵施工，分析试验取得的效果，得出了在水平井中应用该技术的一些初步认识和建议，为水平井解堵提供了宝贵的经验。
【总页数】3页(P23-25)
【作者】于兰春;田华
【作者单位】中石油辽河石油勘探局工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE358
【相关文献】
1.多级复合深穿透射孔技术在水平井中的应用——以塔河油田为例
2.水力深穿透解堵技术在采油厂的应用与研究
3.深层水平井多级复合深穿透定向射孔技术应用研究
4.深穿透解堵技术适应性油藏数值模拟研究
5.渤海油田疏松砂岩储层深穿透解堵技术研究及应用
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新海27块水平井堵水技术研究与试验效果分析发表时间：2016-05-20T16:30:06.260Z 来源：《基层建设》2016年1期作者：王倩[导读] 辽宁省盘锦市辽河油田金马油田开发公司才有作业一区试验表明，堵水配套技术对筛管完井的水平井具有良好的操作性和适应性。
辽宁省盘锦市辽河油田金马油田开发公司才有作业一区 124010摘要：针对新海27块水平井生产中存在的高含水问题，分析了水平井出水规律，提出了水平井“找+卡+堵+采”一体化堵水的技术思路，研发了适宜的水平井堵水管柱、堵水剂、配套降粘采油技术，形成了水平段A点和B点2套控水工艺。
现场试验2口井，施工成功率达到100%，并见到明显的降水增油效果。
试验表明，堵水配套技术对筛管完井的水平井具有良好的操作性和适应性。
关键词：水平井；液体桥塞；分段堵水；现场应用前言新海27块是海外河油田的主力区块，为提高油田采收率，2004年应用水平井投入二次开发，至2015年底，区块共投产水平井39口，日产油225t，日产液3412m3，综合含水为93.4%。
受油藏边底水发育影响，近年水平井生产含水上升速度加快，产量递减明显。
综合含水由2008年的91.6%上升至2010年的93.4%，平均单井产量由10t/d下降到5.8t/d。
水平井是老油田二次开发工作中的一项关键技术，其产量规模关系到区块开发水平和油田开发经济效益。
为此，开展水平井堵水配套技术研究成为当前一项重要的科研工作。
1 油藏概况新海27块为块状边底水稠油油藏，开采目的层为d1I油层组，含油面积2.83km2，石油地质储量672×104t。
纵向上划分为4个砂岩组，油层厚度为25～30m，油水界面1425m，平均孔隙度31.4%，平均渗透率1926.9×10-3μm2，平均泥质含量为6.2%，为高孔、高渗、低泥质含量的储层。
地面原油粘度（50℃）为1934～3715mPa.S，平均地层温度53.3℃，原始地层压力14.06MPa。
到2010年底投产水平井39口，日产油225t，日产液3412m3。
综合含水为93.4%。
含水在60～70%的油井有5口，含水在80～90%的油井有1口，含水在90～95%的油井有19口，含水在95～98%的油井有11口，高含水关井3口。
2 开发中存在的主要问题新海27块是依靠水平井开发的海外河油田主力区块，经过6年的高效开发，目前面临着水平井高含水、出水原因复杂并且主控因素难以确定、水平井出水段长、找堵水配套技术不完善等主要问题。
2.1 新海27块水平井高含水新海27块水平井含水普遍较高。
受油藏边底水发育影响，近年水平井生产含水上升速度加快，产量递减明显。
综合含水由2008年的91.6%上升至2010年的93.4%，平均单井产量由10t/d下降到5.8t/d。
分析含水上升的原因主要有两方面：（1）底水发育，能量充足新海27块构造平缓，含油幅度为30m，纵向上油水过渡带较宽，水油体积比62：1，边底水活跃，使得多数油井含水上升速度较快或投产便高含水。
如新海27-H16、新海27-H18、新海27-H40、新海27-H42等井于2007年5月～8月投产含水率基本在20%左右，但所处构造位置较低，不到一年的时间含水率便上升至90%左右。
上述生产动态也证实了新海27块边底水均较为活跃，是一厚层--特厚层状边底水油藏。
（2）油水粘度比大，底水快速锥进新海27块d1Ⅰ油层组原油较稠，水平井虽然将直井情况下的“水锥”变成“水脊”，降低了生产压差，抑制了边底水锥进速度，但生产后期，随着低粘度原油的采出，地层中原油粘度进一步提高，导致油水流度比进一步加大，底水快速锥进，含水上升。
随着注汽轮次的增加，地下剩余原油的粘度进一步增大，油井的含水上升不可避免。
（3）水平井井段长，产液剖面不均匀新海27块共有水平井43口，平均水平段长216m。
由于水平段联通的油藏非均质性较强，容易导致产液剖面不均匀，部分井段大量出液，而部分井段对应油层并未动用。
6口水平井测产液剖面统计，总水平段长度1297.45米，主出液井段长度495.75米，主出液井段占总井段的38.2%，结果表明水平段各部分产液量比例严重失衡，产液剖面明显不均。
2.2 水平井堵水技术不成熟受水平井出水段长、筛管完井方式影响，新海27块水平井堵水难度大，并且国内水平井堵水技术研究起步晚，目前尚无成熟的水平井堵水技术。
传统的机械堵水和化学堵水剂由于功能单一、施工方案简单等原因，不能较好的在水平井堵水方面发挥作用，于是要开展水平井堵水技术和堵水工艺研究。
3 水平井堵水技术研究及方案设计在水平井堵水技术研究上我们的具体做法是：一是加强水平井生产动态分析，掌握水平井出水规律；二是提出技术研究整体思路；三是围绕水平井和油藏特点加强每项技术攻关研究。
四是根据找水测试结果，编制水平井堵水方案。
3.1 水平井堵水技术研究3.1.1 技术思路当前，国内水平井堵水技术仍处于研究试验阶段，没有成熟的技术经验可供借鉴。
结合以往堵水工作我们认识到，水平井堵水要注重一体化技术的研究，通过综合技术的衔接与配套，最终实现水平井控水的工作目标。
新海27块堵水技术思路是：综合应用找+卡+堵+采一体化技术，发挥技术的协同作用，达到水平井堵水的目的。
具体含义是：找，即应用产液剖面测试技术，分析确定水平段主力出水部位；卡，即研究适宜水平段分段堵水管柱，实现堵剂定位封堵；堵，即研究应用不同性能的系列水平井堵剂，对主力出水部位进行有效封堵；采，即堵水后采用适宜的降粘技术，降低油水粘度比，保证稠油顺利开采。
3.1.2 产液剖面技术研究研究水平井产液剖面测试技术，测量水平井分段产液量及分段含水率，为单井和区块动态分析、堵水等措施实施评价提供依据。
水平井产液剖面测试技术下井工艺是从特制双管井口中下入护管，然后在护管中通过地面注入设备将连续管电缆及仪器下至水平段，在上提连续管电缆的过程中对水平井进行产液剖面测试。
⑴配套设备作业机架、夹持注入系统、绞车系统、导向系统和密封系统。
⑵施工工艺一是安装偏心井口；二是连续油管下入钢缆；三是集流伞分段测试；四是涡轮流量计记录井下流量；五是持水率计记录持水率。
3.1.3 堵水管柱研究研制了水平井专用化学注入管柱，将不同堵剂定位注入到预定层段，实现目的性封堵。
管柱结构包括液压扩张封隔器、节流阀、扶正器、注入阀等。
⑴小直径长胶筒封隔器①外径：Φ128mm；②内径：Φ55mm；③承压差15MPa；④耐温：120℃；⑤有效密封距离：0.8～1.5m。
⑵单向节流阀①开启压力：1MPa；②耐温：120℃；③承压差15MPa。
3.1.4 堵水剂研究研制了水平井液体桥塞、弱凝胶、强凝胶、无机凝胶4种不同性能的堵水剂，以满足水平井堵水技术需要。
（1）液体桥塞由聚合物增粘剂、成胶液、交联剂、促凝剂、破胶剂及添加剂等组成，在30℃～90℃的条件下即可形成封堵性能较强的成胶体。
破胶方式有2种：地层温度下4～7天自然破胶；高温破胶（＞150℃）。
技术性能指标如下：①成胶时间：0.5～30h，成胶温度范围：30～90℃；②破胶时间：4～7天；③破胶温度：＞150℃；④突破压力：＞ 6MPa/m；⑤有效期：＞30d。
（2）弱凝胶堵剂主剂为高分子聚丙烯酰胺，树脂为交联剂，地下条件形成具有一定流动性的凝胶体，起到对地层初步调堵作用，具有较好的抗温性和抗盐性。
技术性能指标如下：①成胶温度：35～70℃；②成胶时间：72～96h可调；③使用温度：120℃；④凝胶粘度：3000～15000mPa.s。
（3）强凝胶堵剂为主体堵水堵剂，由低分子聚丙烯酰胺和树脂构成的交联体系。
可加入增强剂来提高堵剂强度和耐温性能。
大剂量注入起到深部封堵的作用，具有良好的稳定性。
技术性能指标如下：①成胶温度：45～70℃；②成胶时间：48～72h可调；③耐温：150℃；④胶体粘度：≥1×104mPa.s；⑤封堵率：≥98%。
（4）无机凝胶堵剂由无机胶凝剂、激活剂、缓凝剂、分散剂等成份组成。
在地层条件下，生成高强度的凝胶体，达到堵水的目的。
采用超细无机材料，适用于热采高温环境堵水。
技术性能指标如下：①成胶时间：8～240h可调②成胶温度范围：40～80℃③突破压力：＞8MPa/m④耐温：350℃3.1.5 堵水后降粘技术研究考虑堵水后由于产水量下降，油稠采出困难的问题，开展了注热和二氧吞吐降粘措施研究。
对堵水后采用无机堵剂封口的堵水井，研究应用注热水降粘试验，一般设计量在1000～1500m3。
二氧化碳可降低原油粘度，提高原油的流动能力，一般设计量在300～400t，为保证充分溶解于稠油中，其焖井时间要求在20天以上。
其采油机理如下：①CO2溶解气使原油体积膨胀；②CO2溶解气降低了原油的粘度；③CO2溶解气具有气驱及解堵能力；④CO2对油层具有一定的酸化解堵作用；⑤CO2可使原油中的轻质烃萃取和汽化；⑥注入CO2改善了原油和水的流度比；3.2 水平井堵水方案设计针对新海27块水平井高含水问题，采用“找+卡+堵+采”综合技术改善水平井开发效果。
试验2口井，海平1井和海平12井。
堵水方案设计方法如下：3.2.1 开展水平井产液剖面测试，确定主要出水部位海平1井水平段长度366.31m，产液剖面显示主力出水部位集中在1750～1795m处，出水量占总液量的90%。
见图1。
平12井厚度195.35m，产液剖面显示主力出水部位集中在1610～1700m处，为主要出水部位。
见图2。
3.2.2 堵水方案设计（1）海平1井堵水方案海平1井产液剖面测试结果显示1750m～1795m是主要出水层段。
为此，确定堵水井段为1740～1970m，共230m。
为了保证堵剂进入目的层，堵水管柱确定采用“分段堵水管柱”。
堵剂选择“弱凝胶+强凝胶+无机堵剂”。
①堵水管柱设计机械堵水管柱由球座+节流阀+扶正器+LK344-128封隔器+扶正器+φ88.9mm油管组成。
卡点设计在1740m处，管柱前端设计为1745m。
②堵剂用量设计复合段塞堵水用量设计：封堵目的段为1740～1970m，共230m，封堵半径设计为4m，平均孔隙度为20%，则堵剂用量为： Q＝πR2Фh＝3.14×42×20%×230≈2300m3 其中主段塞为复合段塞调剖剂Ⅰ，设计为2000m3，封口剂采用复合段塞调剖剂Ⅱ，设计为300m3。
（2）新海27-H12井设计①堵水管柱设计海平12井厚度195.35m，产液剖面显示主力出水部位集中在1610～1700m处，为主要出水部位，约90m。
根据海平12井产液剖面测试结果，设计堵水井段为1610～1710m。
由于出水层在水平段B部位，堵水管柱设计为分段注入工艺管柱，先暂堵水平段A，再封堵水平段B 部位。