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[摘 要]北一区断东东块陆续开发葡Ⅰ1-7层段、萨Ⅱ10 ～萨Ⅲ10层段之后，需要二次上返开发萨Ⅱ1～萨Ⅱ9层段，上返同时需要对老开发层系实施封堵，在以往的封堵方法中，对于新老层系之间夹层小的井，封堵后因为措施空间不够会影响剖面测试、压裂、堵水等措施的正常进行，给区块开发带来了很大困难，通过应用新的封堵卡层控制方法，下放了封隔器的位置，操作简单，使大部分井上返后的措施可以正常进行，保证了区块整体开发效果。
[关键词]二次上返 封堵 方法
中图分类号：TN946 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）17-0388-01
1、基本概况
北一区断东东块位于萨中开发区北部，北起北一区三排，南至中三排，东至过渡带，位于萨尔图背斜构造上，构造平缓，地层倾角1o～2o，北一区断东东块含油面积10.9km2，区域内无断层。在对北一区断东东部进行再次上返萨Ⅱ1-萨Ⅱ9油层注聚的同时，针对原井网萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层位井进行封堵。该区块于2007年8月份投产，于2008年3月注聚，2013年4月全面转入后续水驱，聚合物提高采收率14.1%。当断东东二类区块整体含水已达到96%以上，局部含水更是达到了98%，油层已进入高含水开发阶段，需寻找接替层位弥补产量递减，以期达到区块持续开发的目标，遂决定于2012-2014年对北一区断东东部二类油层实施二次上返开发，进行补孔挖潜，开发层段为萨Ⅱ1～萨Ⅱ9，2015年部分低效井异常实施封堵，为二次上返注聚做准备。
2、二次上返封堵方法
2.1 北一区断东东部二次上返封堵工具的选择
聚驱上（下）返层系调整封堵工艺不同于常规的封堵工艺，它要求封堵管柱承压高、寿命长，封隔器被认为是实现油气田合理开采的战略性工具，为油水井的正常生产和各种井下工艺措施的顺利进行提供有效的机械手段。
2.1.1 北一区断东东二次上返所用可钻封隔器的选择
此次二次上返必须选择好萨Ⅱ10～萨Ⅲ10层系的封堵方式，经过密封性、解封方式，施工难易程度等几方面的综合对比，最后选择了一套密封相对稳定、施工简单的可捞式可钻封隔器FXY445-114，这样不仅满足了区块2017年全面二次上返封堵的需要，也为以后北一区断东东的下返开发留下了一定的余地。
2.2 根据萨Ⅱ1-9与萨Ⅱ10-萨Ⅲ10顶层隔层距离，实施二次上返封堵方法
（1）注入井隔层≥12.0m，采油井隔层≥7.0m，正常封堵。
（2）油井隔层小于7.0m，且一次上返顶层为高渗透厚油层井，为保证下部目的层可实施措施改造需采用炮眼封堵。
（3）油井隔层小于7.0m，且一次上返顶层为低渗透薄差油层井，为保证下部目的层可实施措施改造需下延封堵。
（4）注入井隔层小于12.0m，为保证下部目的层测试及措施改造需下延封堵，下延层段光油管通过。
2.3 北一区断东东部二次上返封堵时作业“口袋”的预留
北一区断东东部二次上返油水井补孔底界与新下入可钻封隔器FXY445-112之间的距离称之为“口袋”，“口袋”的大小直接影响着二次上返后油水井的部分措施施工，例如油井压裂要求最下部压裂层底部距封堵管柱有5米以上的空间，这就要求油井“口袋”至少要有7米才能满足需求；而水井剖面测试则要求二次上返补孔井段最底界距离挡球有8米的距离，这就要求水井“口袋”至少要在12.5米（测试仪器长度3.0～3.5m，加重杆3个，1个1.5m，挡球+筛管1.0m完井底深至可钻封隔器距离1.0～2.0m，卡封隔器隔层1.5m）以上，为了最大限度的满足二次上返后区块开发需求，把区块油水井做了详细归类，共分为三种情况：
（1）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度满足要求井。这类井萨Ⅱ9的底部与萨Ⅱ10顶部之间的夹层富足，要求在区块二次上返时把可钻封隔器FXY445-114下在萨Ⅱ10顶部尽量往下的位置，保证留有充足的作业“口袋”。
（2）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度不满足要求但与要求接近井。这类井如果按常规直接在萨Ⅱ10以上下入可钻封隔器FXY445-114，“口袋”偏小，仍然无法完成日后的压裂、测试等施工，对于这类井，我们想方设法让可钻封隔器的设计位置下移，这主要取决于萨Ⅱ10～萨Ⅲ10中上部小层的发育情况，如果存在发育较差的薄差层（单层有效厚度小于0.7m，渗透率在0.1～0.3达西），并且薄差层下部有大于1.5米的夹层，满足这种情况的井，我们就把可钻封隔器FXY445-114位置下移，下在薩Ⅱ10以下的可用夹层内，我们称这种做法为“陪层”，这种“陪”进去的薄差层发育差、连通关系不好，不影响二次上返后的注采关系，“陪层”的使用有效加大了作业“口袋”，使原本无法进行的作业施工变成了可能，为区块油水井的后续上产措施奠定了基础。
（3）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度过小并无法“陪层”井。这类井萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层过小，并且萨Ⅱ10及以下没有可“陪”的薄差层，首先把可钻封隔器设计在尽可能最靠下的位置，并且在可钻封隔器下接三根尾管，留做沉砂用，尽最大的可能避免砂埋的发生；水井的做法是：首先在二次上返层段萨Ⅱ1-9的底端下入一级普通封隔器，在这级封隔器下下延12.5米以上找到大于1.5米的夹层，释放可钻封隔器FXY445-114，两级封隔器间用光油管通过，不放配水器，这种做法既达到了区块层系二次上返的目的，又解决了北一区断东东部49口水井“口袋”不够影响剖面测试的问题。
2.3 北一区断东东二类二次上返时单井的施工顺序
北一区断东东二类二次上返的同时，仍面临着很大的产量压力，因此，区块二次上返油水井的施工顺序必须结合产量形势，有序进行。为了避免地下亏空，采取水井优先的原则，油井按日产油能力的大小分为三类：低产井（日产油小于3吨）、中产井（日产油3至5吨）、高产井（日产油大于5吨）。低产井列在第一批施工，中产井第二批施工，高产井最后施工。这种做法充分发挥了高产井的产油能力，最大限度地挖潜了待封堵层剩余油。
3、封堵效果
2015年針对出现的低产异常井进行封堵15井，与封堵前对比，日产液由71.6t，日产油1.5t，含水97.9%，与措施前对比日产液下降45t，日产油下降0.6t，含水下降0.32个百分点。
（1）封堵同时做到分层最细，实现对薄、差油层加强注入，对突进层控注；
（2）平面调整注入压力均衡，注聚前平均压力空间在3-4MPa；
（3）对注入困难、周围油井沉没度低的注入井，实施措施改造，提高供液能力；
（4）继续落实套损防护工作，相应层段按要求控注，减少套损发生；
（5）以流压调整为主，合理控制采出井参数，注聚前调整流压到6MPa；
（6）优化产液结构，减少注水在高渗透层的低效无效循环，继续挖潜薄差油层。
4 结论
（1）二次上返下入可钻封隔器的位置应根据每口油水井的不同情况进行个性化设计，需充分考虑二次上返后区块单井进行压裂、测试等施工时作业“口袋”的问题，对于“口袋”不够井，可以通过“陪层”、“老层系光油管通过”等方法尽量满足日后单井措施施工的需要。
（2）二次上返油水井的施工顺序应结合产量形势，水井优先，油井按产油量从低到高有序进行，充分发挥了高产井的产油能力，最大限度地挖潜了待封堵层剩余油。
[关键词]二次上返 封堵 方法
中图分类号：TN946 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）17-0388-01
1、基本概况
北一区断东东块位于萨中开发区北部，北起北一区三排，南至中三排，东至过渡带，位于萨尔图背斜构造上，构造平缓，地层倾角1o～2o，北一区断东东块含油面积10.9km2，区域内无断层。在对北一区断东东部进行再次上返萨Ⅱ1-萨Ⅱ9油层注聚的同时，针对原井网萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层位井进行封堵。该区块于2007年8月份投产，于2008年3月注聚，2013年4月全面转入后续水驱，聚合物提高采收率14.1%。当断东东二类区块整体含水已达到96%以上，局部含水更是达到了98%，油层已进入高含水开发阶段，需寻找接替层位弥补产量递减，以期达到区块持续开发的目标，遂决定于2012-2014年对北一区断东东部二类油层实施二次上返开发，进行补孔挖潜，开发层段为萨Ⅱ1～萨Ⅱ9，2015年部分低效井异常实施封堵，为二次上返注聚做准备。
2、二次上返封堵方法
2.1 北一区断东东部二次上返封堵工具的选择
聚驱上（下）返层系调整封堵工艺不同于常规的封堵工艺，它要求封堵管柱承压高、寿命长，封隔器被认为是实现油气田合理开采的战略性工具，为油水井的正常生产和各种井下工艺措施的顺利进行提供有效的机械手段。
2.1.1 北一区断东东二次上返所用可钻封隔器的选择
此次二次上返必须选择好萨Ⅱ10～萨Ⅲ10层系的封堵方式，经过密封性、解封方式，施工难易程度等几方面的综合对比，最后选择了一套密封相对稳定、施工简单的可捞式可钻封隔器FXY445-114，这样不仅满足了区块2017年全面二次上返封堵的需要，也为以后北一区断东东的下返开发留下了一定的余地。
2.2 根据萨Ⅱ1-9与萨Ⅱ10-萨Ⅲ10顶层隔层距离，实施二次上返封堵方法
（1）注入井隔层≥12.0m，采油井隔层≥7.0m，正常封堵。
（2）油井隔层小于7.0m，且一次上返顶层为高渗透厚油层井，为保证下部目的层可实施措施改造需采用炮眼封堵。
（3）油井隔层小于7.0m，且一次上返顶层为低渗透薄差油层井，为保证下部目的层可实施措施改造需下延封堵。
（4）注入井隔层小于12.0m，为保证下部目的层测试及措施改造需下延封堵，下延层段光油管通过。
2.3 北一区断东东部二次上返封堵时作业“口袋”的预留
北一区断东东部二次上返油水井补孔底界与新下入可钻封隔器FXY445-112之间的距离称之为“口袋”，“口袋”的大小直接影响着二次上返后油水井的部分措施施工，例如油井压裂要求最下部压裂层底部距封堵管柱有5米以上的空间，这就要求油井“口袋”至少要有7米才能满足需求；而水井剖面测试则要求二次上返补孔井段最底界距离挡球有8米的距离，这就要求水井“口袋”至少要在12.5米（测试仪器长度3.0～3.5m，加重杆3个，1个1.5m，挡球+筛管1.0m完井底深至可钻封隔器距离1.0～2.0m，卡封隔器隔层1.5m）以上，为了最大限度的满足二次上返后区块开发需求，把区块油水井做了详细归类，共分为三种情况：
（1）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度满足要求井。这类井萨Ⅱ9的底部与萨Ⅱ10顶部之间的夹层富足，要求在区块二次上返时把可钻封隔器FXY445-114下在萨Ⅱ10顶部尽量往下的位置，保证留有充足的作业“口袋”。
（2）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度不满足要求但与要求接近井。这类井如果按常规直接在萨Ⅱ10以上下入可钻封隔器FXY445-114，“口袋”偏小，仍然无法完成日后的压裂、测试等施工，对于这类井，我们想方设法让可钻封隔器的设计位置下移，这主要取决于萨Ⅱ10～萨Ⅲ10中上部小层的发育情况，如果存在发育较差的薄差层（单层有效厚度小于0.7m，渗透率在0.1～0.3达西），并且薄差层下部有大于1.5米的夹层，满足这种情况的井，我们就把可钻封隔器FXY445-114位置下移，下在薩Ⅱ10以下的可用夹层内，我们称这种做法为“陪层”，这种“陪”进去的薄差层发育差、连通关系不好，不影响二次上返后的注采关系，“陪层”的使用有效加大了作业“口袋”，使原本无法进行的作业施工变成了可能，为区块油水井的后续上产措施奠定了基础。
（3）萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层厚度过小并无法“陪层”井。这类井萨Ⅱ9底部与萨Ⅱ10顶部夹层过小，并且萨Ⅱ10及以下没有可“陪”的薄差层，首先把可钻封隔器设计在尽可能最靠下的位置，并且在可钻封隔器下接三根尾管，留做沉砂用，尽最大的可能避免砂埋的发生；水井的做法是：首先在二次上返层段萨Ⅱ1-9的底端下入一级普通封隔器，在这级封隔器下下延12.5米以上找到大于1.5米的夹层，释放可钻封隔器FXY445-114，两级封隔器间用光油管通过，不放配水器，这种做法既达到了区块层系二次上返的目的，又解决了北一区断东东部49口水井“口袋”不够影响剖面测试的问题。
2.3 北一区断东东二类二次上返时单井的施工顺序
北一区断东东二类二次上返的同时，仍面临着很大的产量压力，因此，区块二次上返油水井的施工顺序必须结合产量形势，有序进行。为了避免地下亏空，采取水井优先的原则，油井按日产油能力的大小分为三类：低产井（日产油小于3吨）、中产井（日产油3至5吨）、高产井（日产油大于5吨）。低产井列在第一批施工，中产井第二批施工，高产井最后施工。这种做法充分发挥了高产井的产油能力，最大限度地挖潜了待封堵层剩余油。
3、封堵效果
2015年針对出现的低产异常井进行封堵15井，与封堵前对比，日产液由71.6t，日产油1.5t，含水97.9%，与措施前对比日产液下降45t，日产油下降0.6t，含水下降0.32个百分点。
（1）封堵同时做到分层最细，实现对薄、差油层加强注入，对突进层控注；
（2）平面调整注入压力均衡，注聚前平均压力空间在3-4MPa；
（3）对注入困难、周围油井沉没度低的注入井，实施措施改造，提高供液能力；
（4）继续落实套损防护工作，相应层段按要求控注，减少套损发生；
（5）以流压调整为主，合理控制采出井参数，注聚前调整流压到6MPa；
（6）优化产液结构，减少注水在高渗透层的低效无效循环，继续挖潜薄差油层。
4 结论
（1）二次上返下入可钻封隔器的位置应根据每口油水井的不同情况进行个性化设计，需充分考虑二次上返后区块单井进行压裂、测试等施工时作业“口袋”的问题，对于“口袋”不够井，可以通过“陪层”、“老层系光油管通过”等方法尽量满足日后单井措施施工的需要。
（2）二次上返油水井的施工顺序应结合产量形势，水井优先，油井按产油量从低到高有序进行，充分发挥了高产井的产油能力，最大限度地挖潜了待封堵层剩余油。