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【摘要】文章介绍了组合式堵水技术，针对大孔道高渗透油井高含水问题，创新应用暂堵理论来实现选择性堵水过程中对富集油层的有效保护，最大限度发挥油井产能，现场采用多段塞方式注入，凝胶强度适中，该技术可较好地实现对高渗透大孔道水层进行有效封堵的同时，防止强凝胶堵剂对非目的油层的堵塞污染，延长堵水有效期，对挖掘老区高含水井潜力提供了新技术支持，为 “双高期”水驱老油田提高采收率开辟了一条新的途径。
【关键词】高含水 组合式堵水 降水增油
兴隆台采油厂兴隆台油田从1971年9月投入开发，目前老区已全部进入“双高”期开发阶段后期。针对油井高含水所采取的选择性化学堵水技术已经在兴隆台采油厂广泛应用，为解决和消除这种因高强度堵水而引发的油层次生伤害，从保护油藏的角度，创新引入暂堵理论，研究了组合式堵水技术。该技术可较好地实现对高渗透大孔道水层进行有效封堵的同时，最大限度防止强凝胶堵剂对非目的油层的堵塞污染，充分保护油井正常产能的释放，对挖掘老区高含水井潜力提供了新技术支持。
1 技术简介
1.1 技术原理
组合式堵水技术采用多段塞方式注入，施工时，先向地层注入小粒径油溶性较高的低强度堵水剂，可暂时对中低渗透非目的油层形成有效封堵保护。随后，向地层大剂量注入油溶性较低、粒径较大的高强度堵剂，实现对高渗透水层的高强度深部封堵。当油井恢复生产后，用于暂时封堵油层的油溶性暂堵层很快会被原油溶解破胶，恢复非目的油层的渗透能力，油井产能被有效保护。
1.2 堵水剂特点
堵水剂含有架桥粒子、充填粒子及变形粒子，具有不同粒度级配的水基悬浮液，可在地层孔喉处吸附架桥，充填形成一条渗透率相对较低且有一定强度的暂堵带，阻止水的流动，开井生产时可被原油逐渐溶解，分散，从而达到堵水增油目的。
1.3 技术指标
（1）弱凝胶堵水剂。成胶温度55～70℃，成胶时间2h可调；使用温度为50～90℃，矿化度在1000～20000mg/L；凝胶粘度1000～15000mPa.s。
（2）强凝胶堵水剂。成胶温度55 ～70℃，成胶时间在24 - 36h可调；使用温度为60 ～ 130℃；胶体粘度 3×104～7×104mPa. s；封堵率 ≥ 98%。
（3）封口剂。工作液粘度为50 ～100mPa.s，便于施工注入；成胶温度在50 ～120℃，成胶时间8～72h可调；耐冲刷能力强，室内封堵后的岩心，封堵率达93%以上。
2 堵剂的研究及性能评价
2.1 堵水剂的研制
2.1.1 基本配方
在室内，选用热塑性油溶性聚合物、油溶性纤维、芳香烃类树脂等为主要原料并添加水溶性高分子聚合物、酸溶性纤维、表面活性剂、交联剂及无机材料等经特殊加工方法制得一种新型选择性阳离子堵水剂PA。
2.1.2 PA系列堵剂的性能
PA-1和PA-2堵剂对水相均具有较好的封堵作用，PA-1对水相的封堵率大于85%，PA-2对水相的封堵率大于95%；但PA-1和PA-2对油相的封堵作用差异较大，PA-1对油相的封堵率小于10%，而PA-2对油相的封堵率达80%左右。这是由于PA-1的油溶率较高，而PA-2的油溶率较低，因而在选择性堵水施工中，可先挤入PA-1 保护低渗透油层，再挤入PA-2封堵高渗透水层，达到选择性堵水的效果。
2.2 堵剂的性能评价2.2.1 岩心封堵实验
在温度为50℃的条件下，进行模拟实验，岩心用地层水饱和，用PA系列堵水剂驱替，在50℃恒温8h，其封堵率为90%以上。
2.2.2 岩心渗透率恢复值
对上述1、2号岩心，用马20块原油饱和，挤入PA系列选择性堵水剂后，在50℃恒温8h，再用原油驱替，驱替速度为0.5mL/ min，测定渗透率，计算出岩心渗透率恢复值。岩心驱替2h后，渗透率恢复值达97%以上。结论是该堵水剂对出油通道不会产生堵塞。
3 选井实施条件及施工工艺
3.1 选井实施条件
选井条件：适用于砂岩油藏；油层深度在1000～2500m，温度在40～85℃间；有一定油层厚度，发育较好、渗透性较高，具有较好的吸水能力；油井含水较高、层间差异大、干扰严重；有一定剩余含油厚度，有明显潜力层的油井。
3.2 组合式选择性堵水注入施工工艺
先在高压大排量下注入PA-1堵剂，这时堵剂会同时进入高低渗透水层和油层，并对低渗透油层实行保护作用；在较低压力和排量下注入PA-2堵剂，使大部分PA-2堵剂进入高渗透水层，实现对高渗透水层的有效封堵；关井反应三天，这时进入低渗透油层的 PA-1堵剂会逐步被油流溶解分散自动解堵；进入高渗透水层的PA-2堵剂会逐步发生交联反应形成很强的堵水段塞。
4 现场应用效果
2011年在马20块现场试验7口井，措施施工成功率100%，日产油从7.1吨增加到30.2t，单井日增油曾一度高达4t，较堵水前平均含水下降11.6%，实现增产翻番的好效果。截止2012年3月底措施累增油2532t，累增气681.192千方，累降水4962.5方。投入资金132.2694万元，技术创新成果净现值193.34万元，目前投入产出比1∶1.5。
2011年9月实施组合式堵水措施，见到较好降水增油效果。日增油3.5t，日降水13.2方，累计生产190d，目前增油579t，继续有效，增产幅度增大，有效期延长了，取得较好降水增油效果。
5 结论
（1）利用一定粒径颗粒在高渗层和低渗层内的不同渗透率降低机理，可以使低渗非目的层表面快速形成堵塞，从而可以避免或减小堵剂注入过程中对其造成的伤害，便于快速有效恢复油井产能，这一暂堵式保护油藏的技术思路具有一定创新性。
（2）针对兴隆台采油厂一些大孔道高渗透非均质油藏开发过程存在油井高含水问题，创新应用暂堵理论来实现选择性堵水过程中对富集油层的有效保护，最大限度发挥油井产能，在马20块现场试验取得较好的“增油降水”效果，为兴隆台采油厂“双高期”水驱老油田提高采收率开辟了一条新的途径。
参考文献
[1] 高养军，等.老油田勘探开发实践. 沈阳：辽宁科学技术出版社，2008
[2] 刘俊荣.辽河油田开发技术座谈会文集.北京：石油工业出版社，2002
[3] 王之良.现代油田采油重大先导试验与稳产增油优化设计实用手册.北京：石油工业出版社，2009
作者简介
王东（1970-），男，毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，、现在中油辽河油田公司兴隆台采油厂工艺研究所工作。
【关键词】高含水 组合式堵水 降水增油
兴隆台采油厂兴隆台油田从1971年9月投入开发，目前老区已全部进入“双高”期开发阶段后期。针对油井高含水所采取的选择性化学堵水技术已经在兴隆台采油厂广泛应用，为解决和消除这种因高强度堵水而引发的油层次生伤害，从保护油藏的角度，创新引入暂堵理论，研究了组合式堵水技术。该技术可较好地实现对高渗透大孔道水层进行有效封堵的同时，最大限度防止强凝胶堵剂对非目的油层的堵塞污染，充分保护油井正常产能的释放，对挖掘老区高含水井潜力提供了新技术支持。
1 技术简介
1.1 技术原理
组合式堵水技术采用多段塞方式注入，施工时，先向地层注入小粒径油溶性较高的低强度堵水剂，可暂时对中低渗透非目的油层形成有效封堵保护。随后，向地层大剂量注入油溶性较低、粒径较大的高强度堵剂，实现对高渗透水层的高强度深部封堵。当油井恢复生产后，用于暂时封堵油层的油溶性暂堵层很快会被原油溶解破胶，恢复非目的油层的渗透能力，油井产能被有效保护。
1.2 堵水剂特点
堵水剂含有架桥粒子、充填粒子及变形粒子，具有不同粒度级配的水基悬浮液，可在地层孔喉处吸附架桥，充填形成一条渗透率相对较低且有一定强度的暂堵带，阻止水的流动，开井生产时可被原油逐渐溶解，分散，从而达到堵水增油目的。
1.3 技术指标
（1）弱凝胶堵水剂。成胶温度55～70℃，成胶时间2h可调；使用温度为50～90℃，矿化度在1000～20000mg/L；凝胶粘度1000～15000mPa.s。
（2）强凝胶堵水剂。成胶温度55 ～70℃，成胶时间在24 - 36h可调；使用温度为60 ～ 130℃；胶体粘度 3×104～7×104mPa. s；封堵率 ≥ 98%。
（3）封口剂。工作液粘度为50 ～100mPa.s，便于施工注入；成胶温度在50 ～120℃，成胶时间8～72h可调；耐冲刷能力强，室内封堵后的岩心，封堵率达93%以上。
2 堵剂的研究及性能评价
2.1 堵水剂的研制
2.1.1 基本配方
在室内，选用热塑性油溶性聚合物、油溶性纤维、芳香烃类树脂等为主要原料并添加水溶性高分子聚合物、酸溶性纤维、表面活性剂、交联剂及无机材料等经特殊加工方法制得一种新型选择性阳离子堵水剂PA。
2.1.2 PA系列堵剂的性能
PA-1和PA-2堵剂对水相均具有较好的封堵作用，PA-1对水相的封堵率大于85%，PA-2对水相的封堵率大于95%；但PA-1和PA-2对油相的封堵作用差异较大，PA-1对油相的封堵率小于10%，而PA-2对油相的封堵率达80%左右。这是由于PA-1的油溶率较高，而PA-2的油溶率较低，因而在选择性堵水施工中，可先挤入PA-1 保护低渗透油层，再挤入PA-2封堵高渗透水层，达到选择性堵水的效果。
2.2 堵剂的性能评价2.2.1 岩心封堵实验
在温度为50℃的条件下，进行模拟实验，岩心用地层水饱和，用PA系列堵水剂驱替，在50℃恒温8h，其封堵率为90%以上。
2.2.2 岩心渗透率恢复值
对上述1、2号岩心，用马20块原油饱和，挤入PA系列选择性堵水剂后，在50℃恒温8h，再用原油驱替，驱替速度为0.5mL/ min，测定渗透率，计算出岩心渗透率恢复值。岩心驱替2h后，渗透率恢复值达97%以上。结论是该堵水剂对出油通道不会产生堵塞。
3 选井实施条件及施工工艺
3.1 选井实施条件
选井条件：适用于砂岩油藏；油层深度在1000～2500m，温度在40～85℃间；有一定油层厚度，发育较好、渗透性较高，具有较好的吸水能力；油井含水较高、层间差异大、干扰严重；有一定剩余含油厚度，有明显潜力层的油井。
3.2 组合式选择性堵水注入施工工艺
先在高压大排量下注入PA-1堵剂，这时堵剂会同时进入高低渗透水层和油层，并对低渗透油层实行保护作用；在较低压力和排量下注入PA-2堵剂，使大部分PA-2堵剂进入高渗透水层，实现对高渗透水层的有效封堵；关井反应三天，这时进入低渗透油层的 PA-1堵剂会逐步被油流溶解分散自动解堵；进入高渗透水层的PA-2堵剂会逐步发生交联反应形成很强的堵水段塞。
4 现场应用效果
2011年在马20块现场试验7口井，措施施工成功率100%，日产油从7.1吨增加到30.2t，单井日增油曾一度高达4t，较堵水前平均含水下降11.6%，实现增产翻番的好效果。截止2012年3月底措施累增油2532t，累增气681.192千方，累降水4962.5方。投入资金132.2694万元，技术创新成果净现值193.34万元，目前投入产出比1∶1.5。
2011年9月实施组合式堵水措施，见到较好降水增油效果。日增油3.5t，日降水13.2方，累计生产190d，目前增油579t，继续有效，增产幅度增大，有效期延长了，取得较好降水增油效果。
5 结论
（1）利用一定粒径颗粒在高渗层和低渗层内的不同渗透率降低机理，可以使低渗非目的层表面快速形成堵塞，从而可以避免或减小堵剂注入过程中对其造成的伤害，便于快速有效恢复油井产能，这一暂堵式保护油藏的技术思路具有一定创新性。
（2）针对兴隆台采油厂一些大孔道高渗透非均质油藏开发过程存在油井高含水问题，创新应用暂堵理论来实现选择性堵水过程中对富集油层的有效保护，最大限度发挥油井产能，在马20块现场试验取得较好的“增油降水”效果，为兴隆台采油厂“双高期”水驱老油田提高采收率开辟了一条新的途径。
参考文献
[1] 高养军，等.老油田勘探开发实践. 沈阳：辽宁科学技术出版社，2008
[2] 刘俊荣.辽河油田开发技术座谈会文集.北京：石油工业出版社，2002
[3] 王之良.现代油田采油重大先导试验与稳产增油优化设计实用手册.北京：石油工业出版社，2009
作者简介
王东（1970-），男，毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，、现在中油辽河油田公司兴隆台采油厂工艺研究所工作。