堵水配套技术在文南油田的应用

油水井找堵水配套工艺技术 1 目 录 一、项目来源 二、合同指标完成情况 三、推广的技术及完善改进内容 （一） 、高压注水井改善剖面技术 （二）、油井找水工艺技术 （三）、油井堵水工艺技术 （四）、应用技术集成提高堵水效果 （五）、油水井联作实施，井组治理效果显著 （六）、完善调剖堵水管理程序，加强作业施工现场监督 四、文 33 沙二下整体调堵技术 五、项目实施情况及措施效果 六、经济效益分析 七、结论与认识 2 油水井找堵水配套工艺技术在采油四厂的推广 应用 一、项目来源 文南油田是一个高温、高压、低渗透、非均质严重的复杂断块油气田。油藏埋藏深度 22103800力油层压力系数 层温度 100地层原始孔隙度 渗透率 1510层水矿化度 22104 /l。 由于油水粘度比小，水驱效率高， 所以 对应油井见效快，但见效时间不长油井就见水而迅速水淹，受纵向上储层非均质性严重的影响（渗透率级差达16 倍以上），一类层（中高渗透层）形成水线通道，使二、三类储层形成不了水驱动用，造成二、三类储层的 储量大量受损而开采不出来。经过多年的注水开发，注采井网的不断完善，主力区块的油井已经大面积水淹，油田开发已经进入中高含水期。从 2003 年四个主力区块开发状况的统计情况来看，地质储量占文南油田的 综合含水已高达 年平均含水上升率达到 平均采收率只有 而 自然递减和综合递减仍然居高不下，因此找堵水措施就成为此类区块挖潜，实现稳油控水目标的主要手段。 2003 年通过对主力区块文 95 块进行整体调堵治理，取得了显著的经济效益和社会效益，使得该区块综合含水首次实现了负增长，综合 递减和自然递减不断加大的趋势得到遏止，同时也为在文南油田类似区块开展调堵治理提供了成功的借鉴经验。因此 2004 年重点选择主力区块文 33 沙二下继续推广整体调堵技术，以改善该区块的开发状况，提高油田开发水平。 2003 年找堵水配套技术在文南油田推广应用取得了较好的经济效益和社会效益，但是在实际应用过程中仍然存在找水准确率和堵水有效益率低，堵水方式和施工工艺不完备、堵水有效期短等诸问题，因此 2004 年继续推广应用该配套技术，并且重点解决以下几个方面的问题 :1、找水方式缺乏针对性，找水费用高而准确率低，从而造成单 3 井增 油有效益率低， 2003 年堵水措施增油有效率只有 而化学堵水措施的有效益率更低只有 37%（详见表 1）。 2、水井调驱工作基本未开展，水井调剖剂抗压强度低，不能满足实际需要。 3、堵水方式和施工工艺不够完备，造成措施费用高，有效益率低。 4、堵水后解放二三类层的工艺单一，仅局限于补孔、重炮，影响了措施增油效果。 5、主力区块综合含水上升速度加快，油田自然递减和综合递减仍然居高不下。 二、合同指标完成情况 2004 年油水井找堵水配套工艺技术在文南油田的推广应用在分公司立项通过并签定了项目合同， 1份通过 工程与地质人员密切结合，严把措施论证和选井选层关，大力开展新技术的推广应用工作，各项指标达到或超过合同要求，具备验收条件。各项指标完成如下： 表 2 2004 年项目各项指标完成情况统计表 找水工作量（井次）找水准确率%堵水工作量（井次）堵水有效率%增油有效率%平均单井增油量t 累计增油量t 投入产出比30 74% 78 68 20944 1 : 2 . 4 5表 1 2 0 0 3 年文南油田找堵水各项指标完成情况合同指标 实际完成 对比 预计年底完成工作量 ( 井次） 105 110 +5 115完成率（ % ） 98 6 . 7 % ） 90 95 +5 95工作量 14 13 4对应油井增油 3500 1 3 3 5 . 3 3500工作量（井次） 20 27 +7 35完成率（ % ） 98 135 + 3 7 175找水准确率（ % ） 85 0 . 2 85工作量（井次） 58 62 +4 66有效率（ % ） 85 0 . 5 86累增油（吨） 14300 25825 + 1 1 5 2 5 30000区块综合含水（ % ） 本持平 % ） 36 5 . 7 1 ） 12 1041 9 . 6 1047 . 6 104累增油（吨） 10000 7 5 6 4 . 9 200001 : 2 . 6 1 1 : 4 . 1 1 ： 4 . 8内容水井测试油井找水投入产出比油井堵水文 33 块沙 2 下调堵水井调剖调驱 4 三、推广技术及完善改进内容 针对 2003 年堵水中存在的问题， 2004 年主要在优选找水方式，优化堵水工艺，提高堵水有效率，丰富堵水后二三类层解放手段，开展调剖调驱试验等方面开展了卓有成效的工作，提高了应用水平，取得了较好的效果。 （一）、高压注水井改善剖面技术 1、利用水井测试资料指 导调剖调驱工艺技术的开展 通过应用注水井剖面测试、压降测试、井间示踪技术，了解注水的去向，地层压力扩散情况，孔喉半径的变化，地层有无大孔道或高渗透层的存在。通过注入示踪剂，在对应油井监测示踪剂的浓度和时间，从而计算吸水层渗透率、孔喉半径。 2004 年在文 33组上进行了示踪剂试验，进一步认识了该区块的储层性质和井组的油水井对应关系，也为该区块开展调驱试验提供了参考资料。 2、开展调驱先导试验工作 据统计文南油田一类层中非均质性强的大厚层内剩余油 104t，主要集中在文 33 块沙二下、文 85、 文 184 块，为了动用这部分储量， 2004 年在总结现场试验和调研类似油藏调驱技术的基础上，根据文南油田特点和目前中原油田调驱试验的成功经验，引进并应用了 预交联颗粒调驱体系。 该体系为地面交联预凝体，颗粒在岩心中的堵塞主要以物理堵塞和吸附为主，大颗粒多表现为物理堵塞，而小颗粒多表现为吸附作用，其粘弹性使其进入孔喉时发生形变，表现出“变形虫”特征，通过孔喉后恢复原状。实际上，预交联颗粒常常是纵向调剖、平面改善波及系数综合作用的结果。 预交联凝胶颗粒调驱剂粒径可调、膨胀倍数为 10，膨胀速度可控，耐温可达 120，耐矿化度达 20 104，可以满足文南油田油藏地质条件 。 5 通过与地质人员结合论证，与采油院技术人员合作，决定首先在文 33 块沙二下油藏开展调驱先导试验，并且完成了调驱剂的室内优选和方案的优化设计工作，目前已经实施 3 个井组，效果正在观察中（施工曲线如下）。 曲线 1 、 W 3 3 - 1 1 7 井 调 驱 注 入 曲 线05101520253024312 588 876116414281692198022682556284431083372366039364200448847765064535255925880616864566744挤 入 量 ( m 3 )注入压力(线 3 、 W 3 3 - 3 3 井 调 驱 注 入 曲 线051015202524312 588 8761164 1452 1716 2004 2292 2580 2868 3156 3420 3708 3984 4248 4536 4824 5112 5400 5640 5928 6216 6504 6792 7080 7344注 入 量 （ m 3 )注入压力（、注水井单层挤封技术 利用吸水剖面测试资料与动态分析资料相结合，弄清井组上储层连通情况和吸水情况，在层间矛盾突出，吸水剖面严重不 均、无法实施分注的井组上实施单层挤封工艺。 针对水井调剖存在有效期较短，对应油井未见效，调剖就已失效的现象， 2004 年对调剖剂进行了改进，有针对性地筛选出了调剖剂粒径最佳分布范围，研制了抗压强度高，悬浮性好，施工安全可靠的调剖剂。采用细颗粒、粗颗粒主剂及封口剂相结合的多段塞复合注入工艺（见表 3）。 曲线 2 、 W 3 3 - 2 7 0 井 调 驱 注 入 曲 线2223242526272829303124264 504 744 98412241464168019202160240026402880312033363576381640444260450047404980522054365676591661566396注 入 量 （ m 3 )注入压力（6 表 3 多段塞复合注入工艺表 项目 挤入液 粒径 ( m) 浓度（ %） 性能 作用 用量（ 前置液 0浮性好 ,堵塞强度较弱 可顺 利进入地层深部 10体液 250浮性好 ,堵塞强度较强 实现对高渗透层的封堵 30口剂 0密、抗压强度较高 达到封死高渗透层的目的 10用细颗粒主剂的特点，将其设计为前置液，优先注入，以顺利进入地层深部；利用粗颗粒主剂提高堵塞强度，实现对大孔道或高渗透层部位的封堵；利用封口剂可在炮眼附近形成致密、抗压、耐冲刷的固化体，以达到封死高渗透层的目的。这种复合注入工艺能够有效增加处理半径，改善吸水剖面，通过现场试验应用，效果较为显著（ 见表 4）。 表 4 2004 水井挤封效果统计表 序号 井号 施工时间 厚度 /层数(m/n) 用量(处理半径 (m) 措 施 前 措 施 后 有效期(d) 启动新层 增加水驱动用储量(104t) 油压水量吸水指数(压水量吸水指数( 52 井 27 78 187 3 2 井 15 103 143 2 3 4 井 4 85 08 182 n 59 井 105 126 6 5 0 85 85 101 7 6 54 井 83 92 3 8 0 58 关 合计 00 止目前共实施水井挤封 8 井次， 有效 8 井次，有效率 100%。 00n，挤入堵剂 均处理半径 对比 2 口井，平均单井注水压力由 升到 27升了 平均单 井日注由 3均视吸水指数由 降到 10 月底，对应油井增油 7 例如， 4 月调剖 n，实施挤封后不吸水（见图 1），启动新层 n， 其对应油井 72004于 5月 3日 见到 72，日产油由见效前的 含水由见效前的 91%下降到 86%， ， 最高时 日产液 ，日产油 水 75%。截止 2004 年 10月 25 日累计增油 效期 181 天，而且继续有效。 （二）、油井找水工艺技术 通过总结近年来找水技术的经验和教训，在大力推广应用先进的找水技术的同时，依据油井出水特点和找水适应范围，优选找水方式，有针对性地应用不同的找水技术，提高了找水的准确率，降低了找水费用。 在选择找水方式时，除了考虑找水技术本身的性能指标和适用范围外，还要充分考虑油井所处 的构造位置，注水井对应情况，储层连通情况，在动静态分析的基础上，根据不同情况选用不同的找水方式： 如果能够确认油井出水为注入水，出水层井温存在异常，完全可以采用常规的井温找水方式， 2004 年在注采井网比较完善的文33 块，文 95 块，文 266 块等区块有针对性地大力推广井温找水技术； 如果油图 1 、 W 7 2 - 8 8 0 20 30 40 50 60 70 吸 水 ( % )措施后措施前 8 井所处构造复杂或位于构造边缘，油水井对应关系复杂，储层连通差，可以选择四参数定量找水或氧活化找水技术； 为了摸清剩余油分布情况，可以根据储层物性选择高精度 C/2004年主要在文 33沙二下推广应用该技术，指导剩余油的 研究。 序号找水技术主要技术参数 适用条件及范围应用井次有效井次找水准确率1井温找水技术仪器尺寸： 3 8 m m 1 . 5 m ，耐压 7 0 M p a ，耐温 150 精确度： 0 - 1 5 0 ，分辨率可达 0 . 0 1 。对井况要求较低，油井出水明显，有注水井对应，连通好。主要优点是找水费用低。20 16 80%2高精度C / O 比测井技术仪器尺寸： 1 0 2 m m 4 m ，耐温 150 不受矿化度影响，要求井况良好。可以对0 . 8 米以上的地层定量解释，对0 . 5 米至0 . 8 米的地层半定量解释；可 以 对 孔 隙 度 1 5 以 上 的 地 层 定 量 解 释 、 对 孔 隙 度1 0 % - 1 5 的 差 产 层 半 定 量 解 释 。 主 要 适 合 在 文 9 5 块 、文 3 3 块 应 用 。 找 水 费 用 较 高 。4 4 100%3四参数定量找水技术仪器尺寸： 5 4 m m 4 m ，耐压 7 0 M p a ，耐温 176 ，测量范围： 0 . 3 - 6 0 9 . 6 m / m i n ,误差 0 . 3 m / m i n 。对井况要求不高，只要有流体流动的油井。容易受层间干扰。1 1 100%4脉冲中子氧活化测井技术仪器尺寸： 4 3 m m 5 m ，耐压 5 0 M p a ，耐温 125 ，测量范围： 0 . 3 - 6 0 9 . 6 m / m i n ,误差 0 . 3 m / m i n 。不受井内流体粘度影响，不受地层孔隙度大小的影响，不受地层岩性的影响。单井找水费用高2 2 100%27 23 5 . 2 0 0 4 年油井测试找水技术应用情况表合计17井次，找水后措施有效 23井次，找水准确率达到 比 2003 年提高 10 个百分点以上。 脉冲中子氧活化测井技术是 2004 年文南油田引进的新的找水技术，它可以实现在油管内测试管外流体的情况，而且不受孔渗参数以及射孔孔道大、小的影响，可以弥补井温、四参数定量找水、高精度 C/O 测试找水的不足，通过现测井温找水 高精度 C / O 四参数定量找水 硼中子寿命找水 氧活化找水 合计应用井次 14 8 6 2 0 30有效井次 9 7 4 2 0 22准确率 % 00 74应用井次 20 4 1 0 2 27有效井次 16 4 1 0 2 23准确率 % 80 100 100 100 85找水技术应用情况2003 年2004 年表 6 2004 年与 2003 年找水技术应用情况对比 9 场 2 口井的应用，效果非常好，找水准确率达到 100%。 测试原理： 脉冲中子氧活化测井是一种新的测量水流速度的测井方法 ，井下仪器由两部分组成：中子发生器和特征伽玛射线探测器，中子发射器发射 井筒内水溶液中的氧元素活化（其反应的临界中子能量为 活化后的氧元素具有一定的放射性，可以放出 衰期为 放出的射线能够穿透一般的井眼物质（井内流体、油管、套管及水泥环等），如果含氧流体流动，伽玛射线探测器就可以测出流体的流动情况，进而测出水的流速。若测量流体从中子源流到探测器的时间 t,中子源至探测器的距离为 L，则流体的速度为 V=L/ t,再根据水流动空间的截 面积，即可计算出流量。 技术特点： 不受井内流体粘度影响，不受地层孔隙度大小的影响，不受地层岩性的影响，仪器最大外径 43以在 73点：费用高，单井测试费用在 8万元以上。 应用井例 ： 79 是 2002 年 6 月投产的一口老井，位于文 79北部边缘带，附近小断层比较发育，油水井对应关系复杂。该井于 2004 年 7 月份上修挤堵 段，注灰塞于 3142m，打塞后井口仍有溢流，流量10 升 /分钟，怀疑塞面以下出水，井温找水 2100个找水段井温 曲线无异常变化，随后 89电缆补孔 6， n。补后 4套管 氧活化 测井仪 水流 中子管 探测器 泥岩 砂岩 泥岩 砂岩 图 2、 10 油嘴自喷生产，日产油 40t，含水 10%。 9 月 5 日停喷上作业转抽，作业放压突然液量上升，自喷日产液 60水 100%，为了弄清出水原因，必须进行测试找水。因井口溢流量 60m3/d，采用井温找水必须起出射孔管柱，用泥浆压井，而泥浆污染影响找水的准确性，针对这种情况，引进了比较先进的氧活化测井技术实现了在射孔管柱内的找水。测井结果显示下部灰塞处出水。重新注灰塞后，下泵生产，工作制度 44 6，日产液29.3 产油 水 27%，而且含水逐步下降，效果很好。该井的成功实践显示了脉冲中子氧活化测井在复杂情况下找水的准确性，充分体现了找水新技术的优越性。 （三）、油井堵水工艺技术 为了改善堵水效果，提高堵水措施的有效益率， 2004 年重点在堵水工艺优化上做了大量工作。对每口堵水措施井的井况、井史资料进行详查，根据堵水后生产层潜力大小，目前井况对实施堵水工艺的影响程度，有针对性地选择不同的堵水工艺，努力做到以最少的投入获得最大经济效益。 10 口井，其中 3口井选 择了找堵水一体化管柱， 25 口井选择了机械卡堵水工艺， 40口井选择了化学堵水工艺， 22口井选择了打塞堵水工艺。 1、 找堵水一体化管柱 工艺原理 ：该管柱主要由卡瓦封隔器、 隔器和找堵水开关曲线 4 . 文 7 9 - 1 8 6 找 堵 水 前 后 生 产 曲 线020406080产液量（m3/d)0510152025303540产油量（t/d)01020304050607080901008月31日9月3日9月6日9月9日9月12日9月15日9月18日9月21日9月24日9月27日9月30日10月3日日期含水（%） 11 组成。用 隔器将各产层分隔开，对应各产层位置下入一个找堵水开关，全部管柱用普通卡瓦锚定。通过液压调整各产层开关的工作状态，对各目的层进行生产。观察地层正常生产时产出液的情况来判断各层含水情况，确定高含水层，关闭该层找堵水开关，达到不动管柱完成找水、堵水的目的。 图 3、找堵水一体化管柱结构示意图 找堵水开关卡瓦式封隔器层系2丝堵找堵水开关Y 1 1 1 或 Y 3 4 1封隔器固体防蜡剂层系1筛管抽油泵技术指标： 可满足任意一层的生产或关闭。 封隔器耐温 130，耐压差 35 开关调层压力 10 适用套管内径： 5 1/2套管。 下井深度： 3000m。 现场应用情况： 1份共实施 2 井次，工艺成功率 100%，累计增油 638t。 2、卡堵水工艺 对井况良好、出水层明确的油井用封隔器卡堵出水层，同时连接抽油泵对产油层进行生产。 卡堵与生产管柱一趟下井，简化施工工序， 以缩短作业周期、减少措施费用。 管柱结构 ： 机械卡堵水工 艺以“连体”管柱为主，即封隔器和抽油泵用尾管直接相连。 12 图 4、卡堵水管柱示意图（封下采上） 卡瓦式封隔器层系2丝堵层系1抽油泵筛管Y 1 1 1 封 隔 器为了解决卡堵井热洗清蜡问题，在应用过程中对该工艺进行了一定的完善和改进，用空心抽油杆取代普通抽油杆，解决了卡堵水管柱不能洗井的问题。针对空心杆洗井过程中由于洗井单流阀过流面积小，节流作用明显，导致洗井压力高，排量小的情况 (排量 5m3/h，压力在 10对空心杆洗井单流阀的结构进行了改进，增大了过流面积，降低了洗井压力 (排量 7m3/h，压力在 3，洗井效果明显变好。 现场应用情况： 1份现场应用 12 井次，工艺成功率 100%， 、空心杆洗井结构示意图 13 3、化学堵水技术 对于出水层位复杂、套管变形、卡堵水无法实施的推广应用化学堵水技术。普通的颗粒型堵水剂在应用中，因高压、低渗导致堵剂用量较少，也无法达到预期的效果，不断变化的复杂地层条件对堵剂的性能和剂量也提出了更高的要求。为此， 2004 年重点在改进堵剂配方和性能，完善改进现场施工工艺， 提高堵水施工成功率和堵水增油效果方面开展技术攻关和创新。通过对颗粒型堵剂堵水机理的进一 步深化认识，筛选出了堵剂粒径最佳分布范围，研制了抗压强度高，悬浮性好，施工安全可靠的复合堵水剂，现场应用效果显著。 对堵水机理的再认识 从理论上讲，液体携带微粒流动且流体是悬浮微粒时，微粒随流体同时流动，现行的颗粒堵剂一般 通这两个机理来 实现堵塞目的层的：一是在地层空隙中随流体运动而运移的固相微粒在孔隙中因沉积和卡在喉道处可能被捕获而停止运动，从而在地层中发生桥堵作用； 另一个是 用水携带的颗粒悬浮体向地层进入过程中，大于油层孔隙的粒子沉积于井壁之上，形成外泥饼，小于油层孔隙的粒子随液相进入喉道，在喉道中沉 积下来，形成直径更小的喉道。这种堵塞只是固相粒子卡在喉道处继而充填，并留下一个微小的空间待封堵（见图 6），而未在地层孔隙或和周围介质形成一个牢固的整体，在较高压力的注水冲刷下 ，堵塞体结构慢慢被破坏导致堵水失效。 基于上述堵塞机理，在认真分析和评价常规颗粒堵剂的基础上，围绕增强堵剂的抗压强度、抗微粒在孔隙喉道处架桥 注入堵剂流动方向 堵剂微粒 运移的微粒 图 6、堵塞机理示意图 14 渗性及粒径最佳级配等方面开展了大量的室内研究工作，形成了具有抗温、抗压、抗渗、施工安全等特点的堵水剂配方体系。 堵剂配方的改进 建立新的骨架结构，强化架桥作用： 架桥粒子的存在及其作用是堵塞能否成功的基础。它要求架 桥粒子必须牢牢地卡在喉道上，一方面大幅度降低孔喉直径，另一方面在液流的长期冲击下仍不运移，即“卡牢在喉道”。常规颗粒堵剂的架桥粒子一般是单一的水泥或超细水泥，如果粒径适当，则可以卡在喉道上，但因孔喉的不规则性使之牢固性有限，在注入水的长时间冲击下可发生运移，导致骨架结构的破坏，通过对各种无机胶凝材料的性能的反复比较，建立新的骨架结构（见图 7），即架桥粒子本身在地层的条件下发生化学反应，同时与孔喉周围的基质进行胶结形成整体。这种架桥粒子是有机与无机的复配物，其主要成分为氧化铝、氧化钙，只有在地层环境下通过某种 活化作用才能够获得潜在活性，而具有胶凝特性。 引入有机缓凝剂，实现了初终凝时间的可控。 对无机胶凝材料来说，粒径越小，水化速度越快，其中粒径小于 10 m，其水化速度最快，粒径大于 90m，只在表面水化，堵水剂的粒径绝大部分分布在 m 之间，所以水化速度也较快，而且架桥粒子可以通过引入活化剂使其具有潜在活性，这就加快了水化速度，因而必须引入一种有机缓凝剂，使其凝固时间控制在 12 小时左右，才能保证深部堵水的效果。这种有机缓凝剂为木质素磺酸盐。它可在固液界面微粒在孔隙喉道架桥并胶结 图 7、改进的堵剂堵塞示意图 15 产生吸附，改变固体粒子表面的性质，它们能 与架桥粒子中钙离子形成不稳定的络和物，在水化初期抑制了液相中钙离子的浓度，产生缓凝作用。 选定堵剂的浓度为 50，在 90 恒温条件下，测定不同缓凝剂添加量下的初终凝时间，凝固体抗压强度，结果见曲线。 从图中可以看出，缓凝剂添加量与抗压强度关系不大，但却影响了初终凝时间，随着缓凝剂加量的增加，初终凝时间延长，最佳加量为 初凝时间 10 小时，可以满足施工安全的需要。 现场应用情况： 截止 10 月底现场应用 30 井次，工艺成功率 100%，措施有效率 累计降水 28764计增油 果良好 。 压裂井裂缝带堵水工艺。 近年来文南油田依靠补孔上产的措施越来越少，措施结构发生了较大变化压裂即成为低渗油田向工艺措施要油的主力工艺技术，仅 2002、 2003 两年压裂井次就超过 200 井次，但在部分区块油水关系复杂，或注采对应较好的井上，压裂后个别油井很快水淹，液量较大，导致其它产油层无法发挥作用，为了控制油井含水，解放非出水层，就必须对压裂裂缝带进行有效封堵。 油层压裂后在压裂砂支撑区域形成一条高渗流通道，越靠近井筒渗透能力越强，清水试挤时通常表现为压力很低，吸水能力很强，有的井甚至出现倒吸现象 。根据常规挤堵工艺，对于吸水能力强、洗井出现倒吸的油井，一般采用粗粒径低浓度段塞做前置液，高浓度粗粒径做封口剂，以实现封堵高渗带的目曲线 5 、缓凝剂添加量对堵剂凝固时间的影响05101520250 凝剂浓度初 凝 时 间 ( h )终 凝 时 间 ( h )抗 压 强 度 ( M P a ) 16 的。但在应用过程中，采用低浓度粗粒径段塞进入地层后，施工压力会突然上升，无法把足量的堵剂挤入深部地层，导致封堵厚度较薄，在高压注入水的冲刷下容易失效，堵水有效期较短。 文 88 2004 年 7 月上修要求挤堵 5， n。该层段曾于 2 月份压裂过，该井是 2004年第一口对压裂层挤堵的井，按照原常规施工工艺进行现场施工，压力如曲线6 所示， 在挤入堵剂 16压力突然上升，挤入量不足 26压力已经升至 56致无法继续施工。 通过施工情况分析，对此类井的施工工艺进行改进：改变了原堵水施工工艺的堵剂粒径等级和注入段塞，以压裂支撑剂为骨架（撑剂之间的喉道半径为 依据架桥原则，堵剂的粒径为 24此使用 20%微细粒径（ 24塞做前置液，段塞用量根据裂缝支撑带大小来定；其作用能够顺利进入支撑带的前沿，然后使用 30 细粒径（ 38剂段塞进行封口，并和支撑剂形成一个牢固的整体，达到抗高压注入水的冲刷的目的，段塞根据封堵半径来确定。现场施工证实使用改进后的工艺，施工压力平稳上升，堵剂挤入量完全能够达到设计要求。 典型井例： 33 8 月份上曲线 6 、 文 8 8 - 2 6 井 挤 堵 施 工 压 力 曲 线01020304050600 10 20 30堵剂用量（工压力( 线 7 、 3 3 - 1 6 4 井 施 工 压 力 曲 线010203040500 20 40 60堵 剂 用 量 ( 0 - 1 6 一 段 塞 ， 1 6 - 5 0 工压力（17 修找堵水，上修前日产液 30 水 100%，井温找水显示 5， 段于 2004 年 7 月 6 日压裂过。由于上部没有其它射孔保护段，于是要求填砂 3110m，上提管脚至 2900m，挤堵该段， 8 月 11 日清水循环洗井发现堵水层倒吸。 8 月 12 日应 用改进后的施工工艺组织挤堵施工，按照设计要求现场施工顺利，施工压力稳步上升，没有出现因为压力突然升高导致施工无法进行的情况（详见曲线 7）。该井投产后日产油 5t，含水 5%，效果良好。 对高挤注压力油井实施了 预处理工艺 文南油田由于其高压低渗的油藏特点使得化学堵水施工普遍存在施工压力高，堵剂挤入量小，无法进入地层深部，为提高有效处理半径，延长有效期，在注入堵剂时采取以下途径增大挤入地层的能力。 进行清水试挤，确定地层的吸水状况； 依据地层的吸水状况，确定地层初步的启动压力和堵剂浓度； 炮眼附近一部分垢、油污等 污染源，这些污染会阻止堵剂进一步进入地层 深部，同时也会影响堵剂和地层的胶结性， 对吸水能力较好的油井（例如文 95块、文 33块沙二下）采用表面活性剂对油污进行清洗，使堵剂更容易与地层胶结；对吸水能力较差的油井（例如文 33 块沙三上、文 72 块）采用地层清洗剂（酸液）对地层进行预处理，提高堵剂的注入能力。预处理用量一般以处理炮眼附近的地层为目的，通常先用公式 Q= 式中 m) m) %) 18 预处理量一般为 10处理半径 典型井例： 33 9 月 8 日上修，地质要求挤堵 3220 14.2 m/5n）对挤堵层段用清水试挤，压力达到 4410 分钟吸水 了保证正常施工和堵水成功，在挤堵施工前用 10液对挤堵段进行预处理。从图 8 的压力曲线可以看出施工压力降低了 18处理效果非常明显。 (四 )、应 用 技术集成提高措施整体效果 针对以往堵水后解放二三类层手段单一，主要以补孔、重炮为主的实际情况，今年重点在堵水后油井产能接替上下功夫，发挥技术集成优势，通过对高渗层封堵后再对有潜力的低渗层进行压裂、酸化改造，提高措施整体效果 ， 丰富堵水后解放二三类层的手段 。应用该思路在文 72上实施挤堵压裂，在新文 33上实施挤堵后酸化解堵，都取得了显著效果。 新文 33于 2002 年 5 月新投，层位 8 1，井段 4自喷， 2003 年 12 月 9 日补孔， 5（ 17、 18），井段 2，补孔前工作制度 38*， 日产液 ，日产油 水 48%，补孔后工作制度 44*， 日产液 ，日产油 水 98%，补孔层出水明显， 2004 年 1 月挤堵 5，井段 炮 5， 曲 线 8 、 3 3 - 1 7 2 井 酸 液 预 处 理 施 工 压 力 曲 线0510152025303540455015:10 15:30 15:45 16:00 16:15 17:20施工时间施工压力（19 孔)堵前)堵后) 泵)、新文 33采油生产曲线 2，采用填砂管柱，砂面 堵试压合格后 ,钻塞冲砂重炮后，下泵抽油生产，初期日产液 ，日产油 水 94%，排 液 20 天后，日产液 ，日产油 水 64%，3 月进行检泵作业，开抽后，日产液 ，日产油 水 75%。通过分析，认为该井为作业过程中入井液污染，为提高解堵效果，对解堵剂进行了优化，采用复合解堵剂，其中预处理液解除原挤堵污染层，活性处理液可改变岩石表面润湿性，消除入井液污染，因挤堵使用酸溶性堵剂，采用分层解堵管柱，于 4 月 13 日实施解堵，解堵效果显著，截止 10 月底累计增油1185t。 文 72是 2000 年 11 月投产的一口老井，新投层位： 9、 10 1、 2，井段 7。 2001 年 6 月补孔 1、 2，井段 5； 2002 年 12 月补孔 4，井段 3，补孔前停喷不出，补孔后 4嘴自喷， 日产液 ，日产油 水 98%。 8 1 孔出水 100% 2 下 5 投出油 图 8、 挤堵酸化示意图 20 动态分析该井的生产历史资料，认为补孔层 4 出水明显， 1、 2 属于高压低 渗层，含油饱和度较高，仍然有挖潜的余地。于是决定挤堵 4 后，填砂保护 9、 10 1、 2，卡封压裂 1、 2， 5。 2004 年 3月上修实施挤堵压裂后 4嘴自喷，油压 6期日产液 45 3，日产油 28t，含水 38%，截止 10 月底已累计增油 1630t，且继续有效。 （五）、油水井联作实施，井组治理效果显著 针对部分油井实施堵水后，接替层低产低能的情况， 2003 年在文 95 块实行油水井调堵对应实施，见到了良好的效果， 2004 年在油水井对应关系明确的井组上继续实行油水井对应联作实施，截止 10 月底共治理 5 个井组，(具体情况见表 7) 整体措施效果明显 提高。 图 9、 72挤堵压裂示意图 孔出水 孔出油 孔出油 3 中 3 上 2 下 4 21 典型井组：在 2004 年 3 月份文 266注对 4 注水的同时，对应油井文 266也于 4 月打塞后补孔 4，日产液一直稳定在 25t，日产油稳定在14 t，到 10 月底已经累计增油 755t；另外一口对应油井文 266也于 2004 年7 月上修改采挤堵。钻塞后补孔 4， n。措施后日产液 产油 11.1 t，不含水。该井于 9 月初见到注水效果，日产液 14.9 产油 14.9 t，不含水，到 10 月底已累计增油 井组已累计 增油 （六）、完善调剖堵水管理程序，加强作业施工现场监督 1、完善调剖堵水施工程序和管理办法， 保证施工井的安全 为了保证施工成功率，避免卡钻事故井的发生，需要把好工作的每个环节。为此我们制定了调剖堵水措施施工程序和管理办法，在方案制定上和现场施工上主要强化了以下方面： 卡上封保护套管；应用 600 型井口，下封隔器对套管短节及井口整体试压，以防止井口刺漏给施工带来不安全因素。 采用试压合格油管：所有挤堵井均采用 大试压合格油管，并固定工作制度日产液日产油 工作制度 日产液日产油2 6 6 - 7 打塞 4 * 4 . 8 * 6 8 * 4 . 8 * 7 552 6 6 - 4 化堵 8 * 4 . 8 * 4 - 1 5 3 化堵 0 * 4 . 8 * 6 m m 自喷 35 - 1 5 2 卡封 喷 39 0 3 8 * 4 . 8 * 4 31 023 3 - 1 4 2 化堵 8 * 4 . 8 * 4 0 0 3 8 * 4 . 8 * 4 06 - 5下调配注 3 - 8 2 化堵 0 * 4 . 8 * 4 31 8 * 4 . 8 * 4 5 - 9 6 化堵 8 * 4 . 8 * 5 8 * 4 . 8 * 5 32 66 - 8 2 化堵 喷 4 4 * 4 . 8 * 4 247 9 - 1 8 2 分注 9 - 1 8 6 化堵 7 * 4 . 8 * 6 4 * 4 . 8 * 6 51 施后生产状况水井累计增油 井组治理效果统计表1序号井号措施名称 实施日期 井号措施名称 实施日期累计增气 6 - 1 1 分注 - 6 7 分注 - 1 4 1 分注 22 2，为专门挤堵所用，保证了施工管串的密封性，同 时在施工井口安装油套压力表，判断施工情况，发现问题及时处理；严格施工工序，排除事故隐患。 将管脚位置下到挤堵层上界 150量顶替清水、控压反洗井至进出口水质一致，反挤带压关井侯凝。 保证施工设备完好，确保连续施工，使堵水井一次成功。 2、强化作业施工现场监督，方案的合理性得到加强。 实行全方位关键工序的跟踪监督机制，从方案的编制、施工方案的设计、挤堵现场指挥以及候凝、试压到措施效果的跟踪都采取单井专人负责制，根据现场施工过程中发现的新问题，及时制定相应的措施，确保单井措施效果。同时，实施每月 措施效果分析制度，总结出好的经验和教训，及时将经验和教训反馈到方案设计及堵水工作中，方案的合理性得到了加强。 例如 33是 1998 年 6 月投产的一口老井，上修前生产情况：工作制度 38 6，日产液 19 产油 水 99%，要求填砂 2754 m，挤堵 4、 5， 2693孔重炮 该井 4月 15日上修，作业施工过程中发现挤堵钻塞冲砂后井口仍然有溢流，及时与地质结合制定下步措施，在进行了井温找水后发现填砂 保护层还有出水（ 于是下步方案定为注灰塞于 2860 5米，硬探塞面合格井筒试压合格后再执行补孔下泵工序。该井 4 月 30 日投产，工作制度 38 6，日产液 26.9 产油 水 72%，避免了投产后液量含水不降，不见增油的后果。截止到 10月底该井累计增油 596t，取得了很好的效果。 四、 文 33 沙二下整体调堵技术 （一）、 文 33 沙二下油藏存在的问题 23 文 33 块 沙二下油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分。 2003 年 12 月， 该块 共 有油水井 130 口，其中采油井 84 口，开 65 口，日产液 1583.4 产油 水 采油速度 平均单井日产液 24.4 产油 水井 46 口，开 25 口，日注水 3293均单井日注 积注水 04积采油 04t，地质采出程度 工业采出程