第十二章第十二章找水、堵水工艺找水、堵水工艺随着油田开发的深入进行，普遍会遇到油井出水现象。尤其是水驱油田开发的中后期，油井出水更是不可避免的。由于油层的不均质性以及开发方案或开采措施不当等原因，使水在横向上和纵向上推进很不均匀，造成油田过早水淹，消耗了地层能量，大大降低了油藏采收率。同时，由于地层大量出水冲刷地层，造成地层出砂坍塌，使油井停产甚至报废。 另外，地层水严重腐蚀抽油杆、油管、套管、输油管线等采油设备，加重油水分离工作量，增加了采油成本。因此，在油田开发过程中，发现油井出水后，要尽快利用各种找水措施确定出水层位，并根据具体情况采取相应的堵水措施。第一节油井出水的原因及找水工艺 油井出水按其来源可分为注入水、边水、底水、上层水、下层水和夹层水。一、油井出水的来源1 1、注入水及边水、注入水及边水 由于油层的非均质性及开采方式由于油层的非均质性及开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀推进，在纵向上形成高渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，使油单层突进，在横向上形成舌进，使油井过早水淹。井过早水淹。2 2、底水、底水当油田有底水时，由于油井生产在油层中造成的压力差，破坏了由于重力作用所建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底处呈锥形升高，即所谓的“底水锥进”现象。其结果在油井底附近造成水淹，含水上升，产油量下降。注入水、边水和底水在油藏中虽然处于不同的位置，但它们都与要生产的原油在同一层中，可统称为“同层水”。“同层水”进入油井，造成油井出水是不可避免的，但要求缓出水、少出水，因此，必须采取控制和必要的封堵措施。3 3、上层水、下层水及夹层水、上层水、下层水及夹层水上层水、下层水及夹层水是从油层以外来的水，往往是由于固井质量不高、套管损坏或误射水层造成的，这些水在可能的条件下均应采取封堵水层的措施。油井出水的原因n固井质量差，不能有效地分隔油水层，造成层间窜槽，可固井质量差，不能有效地分隔油水层，造成层间窜槽，可导致水层水或注水层的水进入井筒。导致水层水或注水层的水进入井筒。n 射孔时误射孔而射开水层。射孔时误射孔而射开水层。n 由于地质原因或作业方式不当使套管损坏，水层的水进入由于地质原因或作业方式不当使套管损坏，水层的水进入井筒内。井筒内。n 增产措施不当，如酸化、压裂施工，破坏了油层的盖层增产措施不当，如酸化、压裂施工，破坏了油层的盖层等封闭条件，使油水层连通造成油层出水。等封闭条件，使油水层连通造成油层出水。n由于油层的非均质性，在采油制度不合理和注水方式不当由于油层的非均质性，在采油制度不合理和注水方式不当的情况下造成油层底水和注入水沿高渗透层或高渗透层段过的情况下造成油层底水和注入水沿高渗透层或高渗透层段过早侵入油层。早侵入油层。n由于地壳变动等地质原因破坏了原有的层间条件而造成的由于地壳变动等地质原因破坏了原有的层间条件而造成的外来水侵入油层外来水侵入油层找水找水是指油井出水后，通过各种方法确定出水层是指油井出水后，通过各种方法确定出水层位和流量的工作。位和流量的工作。二、油井找水技术在油田开发过程中，油井出水是不可避免的。发现油井出水后，首先必须通过各种途径确定出水层位，而后才能采取必要的堵水措施。目前，确定出水层位的方法主要有下述几种。 1、综合对比资料判断出水层位、综合对比资料判断出水层位对出水井的地质情况（如开采层位、各层油水井连通情况、各层渗透性和断层以及边水、底水、夹层水的情况等）和井身质量等资料，进行仔细研究，对采油动态资料（产量、压力、生产气油比、含水、水质分析、注水情况等）进行综合分析、对比，判断出水层位。n也可以结合小层平面图及油水井连通图和注采井生产关系推断可能的出水层位，这是一种静、动态资料 结合来判断出水层位的间接方法，但还需同其它方法配合才能最后确定出水层位。2、水化学分析法 是利用产出水的化验分析结果来判断其为地层水或注入水的方法。该方法主要是依靠地层水和注入水在组成上的明显不同而进行的判断。 地层水一般具有高矿化度，或含有硫化氢及二氧化碳等特点。不同深度的地层水，其矿化度和水型也不同。3、根据地球物理资料判断出水层位 根据地球物理资料判断出水层位，目前应用较多的主要有流体电阻测井、井温测井和同位素测井三种。（1）流体电阻测井 流体电阻测井是根据不同矿化度的水具有不同的导电性（即电阻率不同），利用电阻计测出油井中流体电阻率变化曲线，从而确定出水层位的方法。n其测定步骤大致为：先往井内注入一种与地层水具有不同含盐量的水，进行循环洗井，将井内原有液体循环替出，然后测量井内流体电阻率分布，得到一条控制电阻率曲线；n再将液面抽汲降低到一定深度后进行一次测井，抽吸量的大小取决于外来水量的大小。这样交错进行，抽汲一段，测量一次，直到根据电阻率的变化发现出水层位为止，如图所示。这种测量方法的设备比较简单，但找水工艺比较复杂，需要多次进行抽汲提捞和测井工作。该方法不适用于高压水层对于高渗透水层，由于地层水在降压过程中大量流出和在井筒中大量扩散，使根据电阻率曲线突变位置确定的上、下限与实际出水层位不符。在因套管损坏而出水的井中，只能测出套管损坏的位置，而测不出实际出水层位。因此，这种方法的应用范围受到很大限制。（2）井温测井 井温测井是指利用地层水具有较高温度的特点来确定出水层位的方法。先用均质流体冲洗井筒，待井筒内的液柱温度分布稳定后，测量井内温度分布曲线（静温曲线），然后通过气举或其它措施降低液面，使地层水井入井内，一直达到测出温差为止。降低液面后所测井温曲线（流温曲线）发生突变的部位便是外来水（地层水）进入井内的位置。如果套管破裂的地方与出水层不重合，则流体要在套管外流动一段距离，由于套管外液体与井内液体的热交换，所以温度曲线上有一段较平稳的高温显示，如图12-2所示。由于水的比热容大于油的比热容，在出水层往往有高温异常显示，因此，也可利用直接测得的井温曲线来判断出水层位，但要求井温仪必须有较高的灵敏度。（3）同位素测井 同位素测井是指向井内注入同位素液体，通过提高出水层段的放射性强度来判断出水层位的找水方法。其施工步骤如下：先在预测的井测定一条自然放射性曲线，再往井内注入一定数量的同位素液体（一般1.53m3），用清水将其挤入地层，洗井后再测放射性曲线。对比前后两次测得的曲线，如果后测的曲线在某一处放射性强度异常剧增，说明套管在此处吸收了放射性液体。根据此异常情况，结合射孔资料，便可确定套管破裂位置及与套管破裂位置连通的渗透性地层，图12-3同位素测井测套管破裂及管外窜流示意图上述方法在追踪套管破裂和管外窜槽方面效果较好，但在确定油水层时则受到限制，为此往往需要采用相渗透法和次生活化钠法。相渗透法是建立在油、水层对油水具有不同的渗透就绪的基础上，施工时将含有同位素的油和水分两次挤入地层，每挤完一次测一次放射性曲线。由于油层对同位素油吸收量大，水层对同位素水吸收量大，这样就可以根据注入同位素油和水后测得的放射性曲线的强度不同，来判断油水层。次生活化钠法是利用油层和水层中钠离子含量的明显不同（通常水层中钠离子的含量是油层的310倍）来判断油、水层。首先用中子源照射所测地层，使地层中的钠离子变成活化钠，活化钠衰变后将放出伽马射线，用放射性仪器测伽马射线的强度来判断含钠量的多少，进而判断出油、水层。除以上方法外，现场经常使用到硼-中子测井技术进行测井施工。这一技术能够求取剩余油饱和度、寻找出水层位、判断水淹级别。硼一中子测井技术主要是通过测量热中子在地层中的衰减时间，计算地层对热中子的宏观俘获截面，进而求取地层含水饱和度。其主要施工过程是：1）在原始地层水状态下测取一条原始俘获截面曲线；2）向井内注入一定浓度的硼酸溶液（硼酸溶液一定要搅拌均匀）；3）关井1h后，再测取一条对比俘获截面曲线，将两条曲线对比，即可求出地层含水饱和度。硼一中子测井选井应具有针对性，要把握好施工的各道工序，确保方案设计质量和现场施工质量，有效地提高测井一次成功率及资料解释符合率。4、机械法找水（1）压木塞法对于因油井套管某一处损坏而引起出水的井，可将一外径适宜的木塞放入套管，然后向套管内压入液体迫使木塞下行，最后木塞停留的地方正好是套管损坏的位置。（2）封隔器找水封隔顺找水就是利用封隔器将各层分开，然后分层进行求产，找出出水的层位。这种方法的优点是工艺简单，能够准确地确定出水层位。缺点是施工周期长，无法确定夹层薄的油水层的位置。另外，在窜槽井中，必须封窜以后才能进行找水施工。（3）找水仪找水这是一种在油井正常生产的情况下，向井内下入仪器确定油井出水层位及流量的找水方法。此种方法的优点是能够准确地确定出水层位，并能够确定含水油层的持水率。缺点是对油井测试条件要求较高，有时为了保证找水的准确性还需要一些辅助工序的配合。第二节机械堵水技术机械堵水技术就是利用封隔器密封套管空间来解决层间的矛盾，封堵高含水层。这种方法施工工艺简单，便于施工与操作；费用低，不需要消耗任何堵水剂或降水剂。如果采用不压井井口装置进行不压井施工作业，将减少对油层的污染，堵水成功率高，封堵水层效果好。其缺点是对堵水井的条件要求较高，使用有一定的局限性。采用封隔器堵水的前提条件有：1）适用于单一的出水层或含水率很高、没有采油价值的出水层；2）在出水层上部或下部有较稳定的夹层，且夹层厚度大于5m；3）堵水管柱以及井下工具质量合格，工作状况良好；4）油层套管无损坏，井身结构状况良好；5）出水层岩性坚硬，结构完好，无严重出砂现象；6）封隔井段的油层套管无变形、损坏等。一、封隔器卡水方式封隔器卡水主要有以下四种方式：封上采封上采下、封下采上、封两头采中间、封中间采下、封下采上、封两头采中间、封中间采两头两头。实际工作中究竟采用那种卡水方式，主要视该井出水层和油层的数目以及相互间的位置来决定。 二、封隔器卡水管柱及工具封隔器卡水必须依靠一套可靠的配套工具和井下管柱来实现。现场常用主要有以下几种：1、整体式卡水管柱这套堵水管柱适用于56mm以下深井泵的卡水作业，最多只能卡两层，施工比较简单。但检泵时卡水管柱随泵挂一同起出，增加了堵水成本。同时该种卡水管柱因泵受压而往往采用费用较高的过桥泵，目前已基本被淘汰。2、卡瓦悬挂式卡水管柱卡瓦悬挂式卡水管柱是将丢手接头、卡瓦封隔器、压缩式封隔器下至预定位置后，封隔器通过水力（或转动管柱）实现坐封及丢手，解封时需下工具打捞。3、可钻式封隔器插入卡水管柱该卡水管柱主要由可钻式封隔器和插入密封系统组成，封隔器可以单级使用，也可以多级使用。中心管畅通且下端带活门单级使用，坐于油层上部，可关闭油层，用于不压井作业。利用插入管柱可以封堵任何一个或几个射孔井段，达到堵水目的。也可以代替水泥塞封堵下部高含水层。4、平衡式卡水管柱由Y341型封隔器、丢手接头及配产器组成。该管柱主要通过各封隔器之间的压力平衡，使卡水管柱在无锚定条件下处于稳定静止，提高了卡堵水成功率。解封时，只需下工具捞获卡水管柱上提即可。5、抽油机井滑套式测堵联作卡水管柱这套管柱是根据地质方案将油层分成几个层段，并用封隔器将各层之间分开，在相应层段管柱上安装滑套开关，下井时各级滑套开关均处于关闭状态，与管柱下部的连通器配套使用，可实现不压井作业。卡水管柱支撑在人工井底，加液压时，封隔器先坐封，经油管投入撞击杆，实现管柱丢手。Y341-114型封隔器自身带有平衡机构，与具有泄压功能的KQS-90液压连通器配套使用可以实现丢手卡水管柱的平衡。滑套开关是找水、卡水管柱的关键工具，通过滑套开关弹簧爪定位体和电动开关器弹簧爪相配合，完成滑套的打开和关闭动作，进而实现滑套对相应层段的生产或封堵，如图12-8所示。该套管柱适用于抽油机井的分层找水、卡水，适用于套管内径不小于124mm，并且泵外径不大于90mm的抽油机井，只有符合这些条件，电动开关测试仪才能经油套环空顺利起下。一次下入电动开关测试仪即可完成井下任意一级滑套开关的开关动作，并与地面仪表配合完成相应层段产液量及含水率的计量。根据堵后的生产情况，在油井正常生产的条件下，可以实现任意卡水层段的反复调整。6、泵抽井液压式一次可调多层卡水管柱该套卡水管柱下井前，先要根据地质情况或找水资料制定两套卡水方案。然后根据第一套卡水方案组成卡水管柱，下入过程中油管内外密封，可实现不压井作业。管柱下到预定位置后，油管加压，封隔器坐封。同时，上下两个泄压器衬套柱塞下行，但仍能保证管柱密封，堵水器柱塞上行，内进液孔打开，由于承压接头有4个单流通道，管柱仍处于密封状态，不会影响坐封效果。当完成封隔器坐封以后，油管压力下降，泄压器滑套在弹簧力的作用下向下滑动，第一级泄压器工作，油管内外连通，第二级泄压器单向连通，处于打开状态，堵水器开始工作。投入43mm（或48mm）钢球后打压丢手，完成后下泵生产。投产后发现第一套方案有误时，通过地面打压即可完成调层，实施第二套方案，步骤是：停泵关闭生产闸门，从套管打压，（一般要求第一级承压球座上下压差在810MPa，即可实现调层），作用在堵水器上的压力迫使堵水器内的调层开关下行，当下滑到固定位置时，球座进入扩孔槽孔张开，43mm（或48mm）钢球继续下行到第二级堵水器球座上，依次改变每一级堵水器的开关状态，达到调层的目的，钢球最后落到第二级泄压器上部的球座上，形成只能由外向里的单向进液通道，其作用是使洗井液不进地层，不污染地层，如图12-9所示。该套管柱适用于各种泵抽管柱，堵水器可以多级使用，可以实现一次调多层的目的，但不能反复调层。三、电缆桥塞在油井堵水作业中的应用 桥塞是目前在国内外越来越广泛使用的一种油井层间分隔装置。按其输送方式及坐封方式不同可分为电缆桥塞和机械桥塞两大类。电缆桥塞用电缆输送，机械桥塞采用油管或钻杆输送。由于机械桥塞施工周期较长，工作量相对较大，并且施工中容易出现问题，因此在现场施工中一般都采用电缆桥塞。1）在漏失层段以上实施水泥塞作业比较困难，其主要原因是无法建立循环。对于此类油气井在漏失层段以上使用桥塞后，即可顺利进行封堵漏层工作。采用桥塞施工主要是解决注水泥塞工艺中难以解决的问题2）某些油水井出水层压力很高，井口出现水涌的现象，实施注水泥塞作业比较困难，应用电缆桥塞则不受此限制。3）对于油层密集的油气井，层间间隙非常小，通常只有几米可供注水泥塞的距离，所注水泥塞因强度不够难以承受大的压差；另外，水泥塞深度的准确性难以把握。而采用电缆桥塞封堵，由于电缆桥塞的耐压差可达70MPa，同时电缆桥塞依靠测井仪器的校深坐封位置准确，误差一般小于0.5m，这样完全可以达到封隔的准确性及承受较大压差技术要求。4）对于4000m以上的深井及超深井，常规的注水泥塞作业的施工成功率较低，采用电缆桥塞则能较好地解决这一难题。电缆桥塞除以上优点外，还具有施工简便、施工速度快、结构简单、质量轻、维修保养方便等特点，目前越来越成为油田开发中后期堵水工艺的一种重要手段。其主要缺点是：当不需要桥塞时只能套铣掉，不能打捞。第三节化学堵水技术一、化学堵水机理一、化学堵水机理化学堵水是以某些特定的化学剂作为堵水剂，将其注入地层高渗透层段，通过降低近井地带的水相渗透率，达到减少油井产水、增加原油产量的目的。油井化学堵水的作用机理为：依靠工艺手段使聚丙烯酰胺选择性地进入含水饱和度较高的中低渗透层或出水裂缝，在残余阻力（主要是物理堵塞）作用下，层内或缝洞内形成人工遮挡，抑制水的窜流、锥进，从而使驱替能量扩大到含油饱和度较高的中低渗透层或裂缝孔道，改变纵向上的产液剖面和裂缝系统的产量布局，提高水驱效率，从而改善油藏的开发效果。二、碳酸盐岩油田堵水剂适用条件二、碳酸盐岩油田堵水剂适用条件华北油田化学堵水技术研究与应用工作是从碳酸盐岩油藏开始的。自1981年第一口油井实施化学堵水获得成功之后，措施井次逐年上升。堵水剂的种类也由低强度堵剂发展到高强度堵剂，由有机堵剂发展到无机堵剂，并形成了高、中、低温系列，基本满足了碳酸盐岩油田油井堵水的需要，成为碳酸盐岩油藏实施“控水稳油”和改善开发效果的一项重要技术。碳酸盐岩油田化学堵水措施已经从纵向上的产液剖面调整发展到对裂缝系统内部的调整。按其堵剂性能和封堵目的，分有机堵剂和无机堵剂两大类。1、有机堵剂适用条件1）油井处于油田较高部位，目前油水界面至油层顶部的距离大于10m；2）油井含水率在30%90%，平均月含水上升速度小于5%；3）油井产层接替潜力大，剩余可采油量大于3104t；4）钻井放空不大于0.5m，每米漏失量不大于30m3,渗透性好、层间差异大的井；5）对于自喷井，要求井口压力高于管线回压0.9MPa以上；对于机械采油井，要求供液能力较强。2、无机堵剂适用条件1）油井处于油田较高部位，未被完全水淹，目前油水界面至油层顶部的距离可小于10m；2）油井含水率在80%95%，平均月含水率上升速度大于5%3）油井具备产层接替条件，剩余可采油量不少于3104t；4）钻井放空可大于0.5m，每米漏失量可大于30m3，渗透性好、层间差异大的井；5）油井暴性出水，有机堵剂堵水无效，具备机械采油条件的井。三、碳酸盐岩油田在不同含水开采阶段的堵三、碳酸盐岩油田在不同含水开采阶段的堵水剂及施工工艺水剂及施工工艺 碳酸盐岩油田化学堵水，应针对不同开采阶段、不同含水期和不同裂缝类型，在进行相应的室内研究和现场试验基础上，采用以聚丙烯酰胺为主要原料的高温铬冻胶堵剂（YA2-HB）、高温溶胶堵剂（YA9-HB）、聚丙烯酰胺树脂凝胶堵剂（YA4-HB）、聚丙烯酰胺复合凝胶堵剂（YA42-HB）、F908、TDG-1R堵水剂，以无机原料为主的石灰乳堵剂（YD10-HB）和以多元聚合物为主体原料的HB-952堵水剂，可用于不同含水开采阶段碳酸盐岩油田化学堵水。表12-1中列出了各种碳酸盐岩油田化学堵水方法的有关技术指标和应用效果序序号号堵堵剂剂名称名称交交联时间联时间h粘度粘度mPas适用条件适用条件施工施工井次井次有效率有效率%备备注注1水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺高温溶胶堵胺高温溶胶堵剂剂（YA9-HB）140，低渗透地，低渗透地层层，中低含，中低含水井水井10671.92水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺高温胺高温铬冻铬冻胶堵胶堵剂剂（YA2-HB）12520090130，中渗透地，中渗透地层层，中，中低含水井低含水井3水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺酚胺酚醛树醛树脂凝胶脂凝胶堵堵剂剂（YA4-HB）671010470150，中高渗透地，中高渗透地层层，中高含水井中高含水井102734水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺复合凝胶堵胺复合凝胶堵剂剂（YA5-HB）161110480150，中高渗透地，中高渗透地层层，中高含水井中高含水井1478.65水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺尿胺尿醛树醛树脂凝胶脂凝胶堵堵剂剂（YA5-HB）410141042510480150，中高渗透地，中高渗透地层层，中高含水井中高含水井1580.06酚酚醛树醛树脂堵脂堵剂剂（YF1-HB）368090，中高渗透地，中高渗透地层层，中，中高含水井高含水井9578.9反反应应后后为为弹弹性固体性固体7石灰乳堵石灰乳堵剂剂（YD10-HB）稠化稠化时间时间870250，100m以上裂以上裂缝缝，高含水井高含水井8077.4强强度大于度大于5.3MPa8水解聚丙水解聚丙烯酰烯酰胺胺306堵堵剂剂（YA6-HB）90130，中渗透地，中渗透地层层，中，中低含水井低含水井59TDG-1R堵堵剂剂4610410104150，中渗透地，中渗透地层层，中高含，中高含水井水井7278.010F908堵水堵水剂剂4610410104150，中渗透地，中渗透地层层，中高含，中高含水井水井5877.01、中低含水期开采阶段 19781980年，华北油田采用高温铬冻胶（YA2-HB）和高温溶胶（YA9-HB）堵剂试验23井次，有效率只有34.8%，共计增油1.1104t，共计减小1.3104m3，平均有效期47d。通过实践认为，堵水时的施工排量在1.0m3/min左右，远远大于油井产液速度，而爬坡压力（爬坡压力是指堵剂挤注结束后的压力与堵剂进入地层时的井口压力之差）多数大于5MPa，使堵剂不仅进入高含水裂缝井段，也进入含水较低的裂缝井段，难以达到改善油井产液剖面的目的，从而造成堵水有效率低，有效期短，单井平均增油少。总结分析后，1981年继续试验4井次均有效，共计增油1.0104t，共计减水7.2104m3,平均有效期188d，最长有效期463d。技术取得进展后，进行了79井次的推广应用，有效率72%，共计增油23.8104t，共计减水51.9104m3，平均有效期143d。（1）堵剂组成及性能本阶段使用的堵剂分高温铬冻胶（YA2-HB）、高温溶胶（YA9-HB）两种。1）YA2-HB堵剂组成及性能：该堵剂由部分水解聚丙烯酰胺（相对分子质量300104500104）、交联剂、除氧剂和热稳定剂组成，其主要性能：地面不交联，粘度小，便于泵送，施工安全；有较好的热稳定性，适于地层温度90130油井堵水；地下延缓交联，生成具有一定强度的粘弹性体，粘度5200mPas，能抑制油井出水；亲水憎油，堵剂易进入含水高的出水缝洞。2）YA9-HB堵剂组成及性能： 该堵剂由部分水解聚丙烯酰胺（相对分子质量300104500104）、除氧剂和热稳定剂组成，其主要性能：地面粘度小，便于泵送，施工安全；有较好的热稳定性，便于大剂量施工；亲水憎油，堵剂易进入含水高的出水缝洞。（2）施工工艺 碳酸盐岩油田纵向上裂缝发育程度差异性较大，为全井笼统挤注提供了条件，通常主要产液段就是主要出水层段，这为堵剂优先进入出水缝洞创造了条件。因而在碳酸盐岩同田开采过程中，化学堵水多采用全井笼统挤注，堵后关井3b即可开井生产。 堵剂用量一般为50150m3，排量0.20.3m3/min，爬坡压力一般不超过3MPa。按照油井产水指数， 当产液指数小于50m3/（dMPa）时，采用YA9-HB或YA2-HB堵剂连续挤注； 当产液指数在50150m3/（dMPa）时，采用YA9-HB和YA2-HB堵剂分段塞挤注。1）连续挤注：当油井产水指数小于20m3/（dMPa）时，一般采用YA9-HB堵剂，当油井产水指数在2050m3/（dMPa）时，多采用YA2-HB堵剂。2）段塞挤注：当油井产水指数在50150m3/（dMPa）时，一般先挤YA9-HB堵剂，后挤YA2-HB，再挤顶替液。采用段塞挤注有效率较高，一般都大于70%。油井堵水后，井口生产压力一般降低0.6MPa左右，有时难以自喷生产，这时可用浓度为15%20%的盐酸23m3进行酸化，有效率不低于80%。这不仅使油井自喷生产，还能达到增产的目的。2、中高含水期开采阶段 随着油田开发的进行，油井含水越来越高，油井由自喷逐渐转向人工举升生产，生产压差增大，这就要求堵剂的强度相应增大。因此，先后采用了树脂凝胶（YA4-HB）堵剂、复合凝胶（YA42-HB）堵剂、尿醛树脂（YA5-HB）堵剂和酚醛树脂（YF1-HB）堵剂进行现场试验，取得了一定效果。（1）YA4-HB堵剂 华北油田试验和推广102井次，有效率73.0%，共计增油8.8104t，共计减水40.0104m3，平均有效期162d，最长可达到692d。 实践证明，在中高含水期阶段，对裂缝较发育而又有一定含油厚度的油井，使用该项技术进行化学堵水，可以降低水油比，降低井筒液柱压力，调整油井纵向产液剖面，适应在较大生产压差下使油井堵后自喷生产。1）堵剂组成及性能：由部分水解聚丙烯酰胺、交联剂及除氧剂组成，其主要性能为：地面粘度小（40mPas）便于泵送，施工安全；凝胶时间长，130时成胶时间7h，时间可控，便于施工；凝胶粘度大，在130时粘度10104mPas；热稳定性好，在130时恒温24d，粘度不变；亲水憎油，与YA2-HB堵剂一样，具有亲水憎油性，能优先进入出水缝洞。2）施工工艺：采用全井笼统挤注，堵剂量一般100200m3/min， 关井候凝3d开井生产；笼统挤注时，排量0.150.28m3/min，井口施工压力上升值一般不大于3.0MPa；油井堵水后，井口生产压力一般下降0.6MPa左右，有的油井难以自喷生产，可采用35m3浓度为15%20%盐酸进行酸化，排酸后即可自喷生产。（2）YF1-HB和YA4-HB段塞堵剂 该堵剂在任丘雾迷山油田试验和推广应用95次，有效率78.9%，共计增油28.5104t，平均有效期124d，最长616d。实践证明，油田开采到中高含水期阶段，单一堵水或酸化措施，控制油井含水上升，稳产挖潜难度进一步加大，这就需要以堵水为主，通过堵酸、堵抽或堵酸抽综合措施，减小碳酸盐岩油田纵向渗透性差异，加大生产压差，发挥中小裂缝的潜力，提高油井产量。1）堵剂组成及性能：YF1-HB堵剂由酚与醛缩和而成的水溶性酚醛树脂和延缓剂组成，其主要性能：胶联时间长，80时38.5h才胶联，便于施工；地面粘度小（3040mPa?s），便于泵送，施工安全；强度高，135时形成弹性固体物，适于做“封口”材料；耐酸性能好，便于油井堵后酸化；YF1-HB与YA4-HB配伍性好，便于分段挤注。2）施工工艺：应用YF1-HB和YA4-HB堵剂堵水，基本上形成了堵酸、堵抽、堵酸抽施工工艺。施工时，不起管柱、先挤YA4-HB堵剂100200m3，然后挤YF1-HB堵剂4m3左右用以“封口”，随即挤入顶替液关井候凝3天后，开井生产。油井堵水后不能自喷生产，除转抽生产外，多采用堵后酸化，采用浓度为25%28%的盐酸，按处理井段裂缝有效厚度0.391.0m3/m酸量计，排量控制在0.40.7m3/min，挤酸压力一般稍高于挤顶替液压力，挤后排酸，多数自喷生产。3、高含水期开采阶段 到1985年，任丘雾迷山油田水淹情况已相当严重，油田水淹体积达83%，剩余含油厚度115m，油田已井入开采中后期，一些钻井时因泥浆污染造成的高含水低产井，采用以往的堵水措施，建立不起爬坡压力，堵水难以奏效。在这种情况下，采取了依次挤入YA4-HB+泥浆、YA4-HB+蛭石和YF1-HB堵剂，堵剂总量一般在100300m3，排量0.20.4m3/min，起始压力26MPa，爬坡压力58MPa，堵后转抽试验12井次，有效率66%，共计增油2.5104t。实践说明，在堵水时加入泥浆、蛭石等无机物，封堵高含水、低产、且漏失量大的井，能建立爬坡压力，可以降低大缝洞对小缝洞的干扰，调整裂缝系统产液能力，发挥小裂缝的潜力，改善开采效果。因此，油田进入高含水阶段以后，要求采用高强度堵剂封堵大缝洞，在大压差下生产，可采用石灰乳（YD10-HB）无机堵剂。华北油田采用石灰乳无机堵剂实施35井次，在有效井继续有效情况下，共计增油5.4104t，减水31.1104m3，有效率77.4%，平均有效期已达120d，最长达308d。说明了该项堵水技术堵塞强度大，封而不死，耐大压差（已达17.2MPa），适用于有一定剩余产能且生产井段减少、给后期措施带来一定难度的井。对此，还可以采用F908、DTG等以聚丙烯酰胺为主体原料的高强度堵水剂和用于油井重复堵水的多元聚合物HB-952堵水剂。（1）石灰乳（YD10-HB）无机堵剂1）化学反应原理：石灰粉遇水后迅速反应，生成Ca（OH）2胶体粒子的凝聚结构，在地层水中少量CO2的作用下，可继续发生如下的反应： Ca（OH）2+CO2=CaCO3+H2O配方中加入水泥后，水硬性胶结材料和碳酸钙会进一步增强石灰浆的凝聚结构，并使之成为凝固体。生成的凝固体对油层出水大孔道具有很强的封堵能力。2）石灰乳（YD10-HB）无机堵剂由石灰、水泥、石棉、蛭石、TZ-1和水组成，其主要性能：稠化时间及初凝时间长，在130，40MPa时动态稠化时间大于8h，130常压静态时初凝时间12h，便于施工；堵而不死，使堵层具有砂岩的低渗透性，堵剂固化后，空气渗透率为（1.115.4）10-3m2；强度高，岩心试样抗压强度大于5.3MPa，现场油井生产耐压差达到17.2MPa，能适应大压差生产；能封堵大缝洞，因石灰的最小颗粒直径大于50m，使用的油井水泥颗粒直径多在3060m，所以堵剂主要进入100m以上的大缝洞；可泵性好，堵剂在室温下粘度1520mPa?s，相对密度1.21.35，便于泵送；温度适应范围广，可用于70250地层；便于解堵，用310m3浓盐酸酸化即可解堵；价格低，原料易得，利于推广应用。3）堵剂的配制：先将需要量的水加入储水罐内，启动搅拌器，在搅拌中加入TZ-1降失水剂至溶解，然后加入膨润土和石棉粉，再加入蛭石、石灰和油井水泥，搅拌均匀后测定相对密度达到1.201.35时，便可注入地层。4）施工工艺：笼统挤注：采用排量0.2m3/min左右全井笼统挤注，挤注前必须用水灌满油套环形空间，保证液面在井口，挤注要连续进行，挤完顶替液后，必须立即加深油管反洗至井底，并迅速上提油管。堵水管注：采用不带喇叭口（这一点应特别注意）的光油管管柱，油管下深至套管鞋以上78m处，井口只装悬挂器和两用封井器。套压确定堵剂注入量： 通过试验，总结出采用套压确定堵剂实际挤入量。堵剂进入地层时套压为零的井，当套压升到1.53MPa时，停挤堵剂，马上挤顶替液；堵剂进入地层时套压不大于0.5MPa的井，当套压升到2.03.5MPa时，停挤堵剂，马上挤顶替液。连续下深反洗： 井口装自封封井器或两用封井器，油管接水龙带，进行连续下深反洗，用于保证需要的生产井段，并迅速上提油管。为保证堵剂凝固，需关井2d堵后测吸水指数来确定深抽制度： 通过试验，总结出当堵后吸水指数大于15m3/（dMPa）时，采用管式泵生产；当吸水指数小于15m3/（dMPa）时，可采用310m3浓度为15%盐酸酸化，或采用小泵深抽。5）施工步骤：注堵剂前，油套环形空间必需充满液体至井口；堵剂挤注前应搅拌均匀，挤注必须连续进行，排量控制在0.120.3m3/min；挤注过程中套压升到3.5MPa时，应停止挤注，改为挤注顶替液；挤注施工结束后应及时进行反洗井；上提油管至油层顶界以上20m，关井候凝23d，开井。（2）TDG-1R堵剂1）堵水原理：根据碳酸盐岩油田裂缝大小设计不同浓度胶凝时间、封堵半径和添加固体支撑剂飘珠和碳酸钙粉等，注入堵水层后，在岩石孔洞缝内形成骨架和有效的吸附物，增强堵剂的封堵强度，延长堵水有效期。2）堵剂性能与应用范围： TDG-1R堵剂主要由TDG-1和TF-3构成，初凝时间可调，选择性堵水效果好，能够使水相渗透率下降99%，使油相渗透率下降小于10%；堵塞强度大，在7MPa的压力条件下，堵剂不移动，不反吐，并可用强碱解堵。该堵剂适应于井深为32004500m、油层温度为150的碳酸盐岩油田油井堵水。3）施工工艺： 现场准备两个容积为10m3的水池，并装有搅拌设备，根据设计要求将堵剂原料和清水拉到现场，按照一定的顺序先后加入各种原料和清水，在搅拌池内使之完全溶解。 堵水管柱分全井笼统注入和分层注入两种。 全井笼统注入管柱是把光油管下至油层顶界以上10m左右；分层堵水管柱用封隔器卡住堵水井段，确保封隔器密封，堵后易解封。其施工步骤如下：装好油、套管压力表，开油、套管闸门，正替入清水至套管灌满；关套管闸门，进行清水试挤，观察油、套管压力变化和计量地层的吸水指数；正挤堵剂，排量控制在0.3m3/min以下，爬坡压力控制在58MPa；注完堵剂后替入清水，替入量为油管容积的1.5倍，关井候凝3d；油、套管放喷，根据油井放喷能力，确定采用自喷生产或下泵抽油生产。四、化学堵水施工设计及参数确定方法1、化学堵水施工设计 堵水施工设计主要依据地质方案，收集资料，特别注意初期产能与历次作业效果的变化规律，了解产液剖面、找水、井温、压力恢复资料等测试结果，以及井下落物等情况，进行系统分析，编写施工设计。其设计内容主要包括：油井基本情况、油井分析及措施意见、施工参数的确定、施工准备、施工步骤、技术安全注意事项和油井管理要求等六项内容。（1）油井基本情况 1）油井基础数据：如完钻井深、投产日期、油层深度、生产管柱、生产井段、人工井底及油水界面等； 2）油层数据：如层位、井段、厚度、裂缝孔隙度、裂缝级别和解释结果等； 3）油井生产制度：如工作制度、日产液、日产油、日产水量、含水率、油套压力、静液面和动液面深度等； 4）试油及历次措施情况：如试油方式、试油结果、历次措施内容、施工方法、施工参数和措施效果等。（2）油井分析及措施意见油井分析及措施意见主要依据油井基本情况和井温、找水、压力恢复和产液剖面等测试资料，进行综合分析，确定出本次措施的依据条件和堵剂选择结果和油井处理半径，以及确定本次措施的方法。（3）施工参数的确定依据施工意见所确定的堵剂和处理半径进行堵剂量的计算；依据堵剂配方进行所需原料的计算；依据油井产液能力、涌透率高低进行施工排量的确定。（4）施工准备依据堵剂配制要求，设计堵剂配制步骤、配制用量和质量检测标准；依据堵剂性能、施工要求提出车辆型号、数量及地面管汇要求，并绘制平面示意图。（5）施工步骤及技术安全注意事项主要依据堵剂性能、施工要求，提出施工步骤及每步的质量要求、安全注意事项。（6）开井生产要求和管理要求2、化学堵水施工参数的确定方法（1）处理半径与剂量的确定油井化学堵水的处理半径主要依据油井含水高低、复堵次数、产液能力、生产压差和堵剂的耐压差性能等因素进行综合分析研究，若油井含水高、产液能力强，则考虑较大的处理半径，反之则应考虑较小的处理半径；随着油井重复堵水次数的增加而增加处理半径（0.51m）。通常的处理半径范围在1018m，其堵剂量按下列公式计算，即 Qi=r2h （12-1）式中Qi堵剂量，m3；圆周率；r挤注半径，一般取值1018m；h注入段厚度，m；裂缝孔隙度，%。（2）施工排量与压力的确定油井化学堵水时施工排量的选择，从理论上讲，油井堵水施工的注入速度应由油井的产水速度来确定。这样既可保证堵剂进入出水裂缝又可避免堵剂对出油孔道的污染，但是由于施工受到设备和堵剂反应时间的限制，通常挤注排量控制在0.170.4m3/min之间，当施工压力达到3MPa时，则需停注堵剂。机械采油井爬坡压力达到12MPa时，则需停注堵剂。（3）顶替液量的确定顶替液用量的确定，是将堵剂全部替入地层并保持井壁附近的渗流能力为目的。一般对生产段较长（大于20m）的用量为施工管柱、地面管汇内容积之和的1.21.5倍；而对生产段较短（小于20m）的用量则为1.52.5倍。五、化学堵水效果分析化学堵水效果分析应按石油天然气行业标准SY/T 5874-93的要求进行增油降水效果和经济效益评价，除此之外，还应进行堵水技术分析。1、化学堵水效果评定（1）堵水有效与否的评价 凡符合下列情况之一者可以认为堵水有效：1）全井产液量上升，产油量上升，含水率下降5%及以上；2）全井产液量下降，产油量上升或稳定，含水率下降5%及以上；3）全井产液量下降，产油量下降，但产水量下降与产油量下降之比大于15:1。（2）堵水工艺成功与否的评价 按设计要求对目的层注入堵剂，卡层准确，施工过程中没有发生堵卡管柱现象，即为化学堵水工艺成功。（3）堵水有效率的计算方法 Ne=Ce/C100% （12-2）式中Ne堵水有效率，%； Ce统计期内认定堵水有效井数之和； C统计期内全部参加对比井数。（4）堵水工艺成功的计算方法 Ns=Cs/C100% （12-3）式中 Ns工艺成功率，%； Cs统计期内认定堵水成功井数之和； C统计期内全部参加对比井数。（5）堵水井增油量的计算方法）堵水井增油量的计算方法堵水井日增油量的计算堵水井日增油量的计算 q0=q02q01 （12-4）式中 q0堵水后的日增油量，t； q01 堵水前最后一个月的平均日产油量，t； q02堵水后第一个月的平均日产油量，t。 堵水井累计增油量的计算方法堵水井累计增油量的计算方法 Qo=Qoqo1T （12-5）式中Qo堵水后的累计增产油量，t； Qo堵水有效期内的实际累计产油量，t； T堵水有效期，d。（6）堵水井减水量的计算方法 堵水井日减水量的计算 qw=qw1qw2 （12-6）式中qw堵水后的日减水量，m3； qw1堵水前最后一个月的平均日产水量，m3； qw2 堵水后第一个月的平均日产水量，m3。堵水井累计减水量的计算方法 Qw=qw1.TQw （12-7）式中Qw堵水后的累计减水量，m3； Qw堵水有效期内的实际累计产水量，m3； T堵水有效期，d。2、堵水施工技术分析堵水施工技术分析主要包括：施工过程分析、测试资料分析和生产动态分析。1）施工过程分析：堵剂质量是否达到要求、施工参数或施工曲线是否与设计相符、施工程序是否与设计相符等。2）测试资料分析：分析施工前后的产液剖面、找水曲线、压力恢复曲线及井温曲线等测试资料。3）生产动态分析：分析油井堵水前后生产情况，如生产数据、水油比与累计产油关系曲线、日产油与时间曲线。4）结论与下步意见：综合评价是否达到施工目的，提出下步的管理和措施意见。六、影响堵水效果的因素六、影响堵水效果的因素1、堵剂量的影响现场实践认为，在地质和生产状况基本一致的条件下，油井堵后有效期的长短和含水下降幅度的大小取决于堵剂量选择的合理性，亦即取决于选择的堵水半径和堵剂与地层的适应性。从理论上讲所用剂量越大，有效期越长，但单一的考虑这一点，则会导致相反的效果，达不到预期的目的。因此，在选择用量时必须考虑油井的现状，在重复堵水时，可考虑逐次增大剂量的方法，使该井获得较长的稳产和增产期。2、堵剂质量的影响堵剂质量主要是指现场配制浓度是否达到设计要求，堵剂的理化性能是否与室内评价时相一致，尤其在工业性应用阶段更应注意。堵剂质量是堵水成败的重要环节。如任255井，由于堵剂配制浓度高于设计浓度的3倍。施工中造成压力上升快，挤入量少，油层污染严重，堵后不但未获得效果，反而减产。3、施工排量和压力的影响在油田中每一个孔隙都有一个驱替压力点，而堵水的作用主要是封堵高渗透产水层段，解放低渗透层生产潜力而达到增油降水之目的。施工中排量、压力的控制，是让堵剂在低压差下注入，提高堵剂选择性进入高渗透产水层段的可能性，减少堵剂对产油层段的污染。若施工中排量过大，则导致压力上升，使堵剂进入裂缝的级别范围增大，造成低渗透层段的污染，影响堵水效果。因此，排量、压力的选择与控制是施工成败的关键因素之一。4、替置液量的影响施工中替置液量的多少，对多层段产液或生产井段在40m以上的油井施工不是主要的问题，只要替置液量能保证将堵剂推入地层即可，但对单层段产液，又无接替层或生产井段小的油井施工，则必须考虑量的问题。在碳酸盐岩块状底水油田中，油井产液剖面是反映整个含油厚度的产液能力，这就是说此类油井的深部产液剖面是大于油井井壁的产液剖面，若施工中不考虑用量，就会造成油流出口被堵塞，影响深部接替层的作用正常发挥，致使堵水失败。因此，对此类油井的堵水施工既要考虑深部高渗透层的封堵，又要考虑保持井壁附近的渗流能力。在碳酸盐岩油田的堵水实践中认识到，由于地质条件的特殊性，含水上升快是大缝大洞形成水道的结果。在具体工作中，由于油田内的每一口井的地质情况都不完全一样，所以要对每一口进行具体认真的分析，特别是对油层井段地质特征的认识。结合堵剂性能进行的综合评价、试验、筛选而做出的设计方案是获得较好堵水效果的关键，现场应用的堵剂与评价时的相一致、严格按施工设计进行施工同样是重要的。