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厚油层油井层内深部堵水技术1厚油层特点及水淹状况随着油田逐步进入中高含水期，注水开发单元的调整治理方略应由以注水井调剖（驱）为中心的区块综合治理向以油井堵水为中心的区块综合治理转移，或向以油井深部堵水为主、以注水井调剖（驱）为辅的区块综合治理转移。
理由如下：1.1由注水井指向油井，水驱油使水井附近原油储量下降速度大于油井附近原油储量下降速度，其结果使得油井附近的潜力大于水井附近的潜力；当前油井含水居高不下是制约油田开发效率的主要问题，本应作为油田产油主力的厚油层油井含水一旦上升，常规堵水措施很难扭转其每况愈下的被动开发局面；水井调剖（驱）的剂量、成本投入越来越高，而效果越来越差。
1.2在油井的近井地带，注入水或边水受重力作用影响，会优先选择油层底部突破，并随后水洗、水淹，剖面上基本表现为底部强水淹，中部中水淹，中上部弱水淹的状况，正韵律性沉积会加剧重力作用的这种影响，各油田主产液层普遍具有此规律。
1.3在油井的近井地带，向井筒方向，由于压降梯度不断增大，水洗、水淹剖面会上移，形成一定程度的水锥，将油层中上部的原油围限在地层中（水锁、流度竞争、相渗透率机理），从而形成层内剖面干扰。
1.4在油井的井壁周围，由于固井差引起窜槽、射孔位置偏低使底水短路窜进，会使油井含水突然升高。
以上因素将导致厚油层过早水淹，会使油井较长期的处于高含水、低效采油条件生产，采油效率降低。
厚油层油井油层厚度大，油层物性相对较好，是开发中、前期的主产层，也是开发中、后期的堵水潜力层，普遍存在正韵律沉积特点，也有少数为均匀的箱状、复合韵律和反韵律沉积特点，具有一定程度的边、底水或注入水补充，供液能力较强，厚油层油井深部堵水技术能改善区块的开发矛盾，同时使邻井增产增效，能实现增产与增效的统一。
2厚油层层内深部堵水技术路线和特点面对该类高含水油井，目前工艺上常用的化学堵水措施为挤注无机高强度堵剂，堵剂用量少（一般为10～20方），作用于近井地带，封堵强度高，可彻底堵死出水层，但同时也封堵了油流通道；工艺条件要求高，施工风险高，增产效果差，有效期短。
油水井堵水技术一、概述（一）堵水技术的必要性1、开发层系调整的需要XXXXX油田的绝大多数油田是多层系开发。
随着开发层系调整的进行，必然有许多老井需要封层或者封堵。
2、二次开发封层封井的需要据XXX油田二次开发油藏工程方案部署，有130口井需要封层处理；有299口井需要弃置处理。
这些都需要应用到封堵技术。
3、油井堵水的实际需求通过初步调查摸底，我油田因套变、层间距离小等原因无法卡水以及层内出水井约400口井，其剩余储量达1000万吨以上需通过油井堵水技术治理。
而目前我油田堵水措施年工作量均不足20井次，有效率在65%左右。
相对美国陆上油田、大庆油田等，堵水工作量明显偏少。
4、封堵套管漏失的需求据统计，每年发生套管破损漏失的井数在50口左右，其中约一半可以通过封堵技术来修复。
5、严重漏失井、高压井封堵要求统计显示，XXX油田每年有接近40口严重漏失井或高压井需要进行化学封堵，但常规堵剂和材料难以满足实际需要。
如港6-29井由于1#、2#（厚度分别为6m、2.4m）出水导致高含水，由于出水层压力高，在92—99年该井曾应用TDG、石灰乳等堵剂进行5次堵水，均未成功。
在南部油田，水井注水压力普遍在18到25MPa 之间，需要封堵体系强度大于25MPa。
6、层内大孔道治理、提高水驱效率的需要尤其在XXXX地区，由于长期注水开发，大孔道窜流严重，大孔道的存在造成无效注水循环，增大水处理和注水费用。
降低水驱波及体系和采收率。
7、严重亏空井的封堵需求中北部地区由于含砂生产，造成近井地带严重亏空，现场需要能够满足严重亏空漏失井的封堵体系。
（二）国内外研究现状从油水井堵水封层技术发展情况看，近几年国内其他油田在高强度堵剂的研究应用中已取得了很大进步，如华北的LC堵剂、中原的YLD无机固结型堵水技术，XXX油田的有机高强度堵水技术等，在应用中均取得了较好效果。
套管堵漏方面，应用较多的是套管补贴、膨胀管和水泥封堵。
这些技术都具有各自的适应特点，不能完全解决生产实际需要，仍然存在部分井需要采用特殊化学堵剂封堵。
浅谈油井堵水技术的研究摘要：油井进入高含水后期，由于种种原因会产生油井过早见水或水淹，为消除这一隐患，就要采取封堵出水层的井下施工措施（统称堵水）。
在油井开采中，堵水问题一直困绕着石油工作者，本文浅析这些问题，并提出解决措施。
关键词：油井水堵水在油田进入高含水后期开发阶段后，因为窜槽、注入水突进或其他原因使一些油井过早见水或遭水淹。
为消除这一隐患，就要采取封堵出水层的井下施工措施（统称堵水）。
在油井开采中，堵水问题一直困绕着石油工作者，本文浅析这些问题，并提出解决措施。
一、当前油井堵水技术方面存在的问题分析1.油井水方面存在的问题其一，水措施有效率比较低。
大部分水工艺的措施有效率都比较低，大多在50%以下，这就大大增加了水措施的工作量，同时也反映了一个问题：水措施的难度比较大。
造成这一现象的原因是多方面的，就其主要原因是：第一，一些水工艺技术比较单一滞后，完水不能有效反映地层的出水情况，比如井温水，在油井投产初期层位少，井况好，井温水还可以，但随着开发时间的延长，油井的层位变多变细，井况变复杂，单用井温水已不适应。
第二，油井的多层出水，层间窜，管外窜槽等也给水增加了难度，有些井用复合水工艺水后仍然无效。
其二，在气举水时由于一些井地层负压吸水往往不能将井中液体举到地面，影响了水的准确率。
另外，一体化水管柱目前只能两个层、三层和三层以上的井还无法进行堵水。
2、油井堵水方面存在的问题其一，在堵水的措施中有20%的井堵水后无效。
溢流大的井需要打水泥塞目前还打不成，因为溢流大时打水泥塞顶替液返洗井液不好确定（进口量和返出量不一致）最终会导致塞面深度与设计相差太大，甚至没有塞面。
其二，机械卡堵水封隔器存在密封问题。
封隔器本身的质量问题，套管内壁腐蚀出现麻点，凹槽、孔洞等，同时因挤封、化堵、打水泥塞等措施的增多，钻塞后留有水泥环均可以导致封隔器胶筒密封不严，形成内窜。
目前对于机械卡堵水的封隔器密封情况监测时间短（电子压力计的电池只能维持三个月）。
第一章前言油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题，特别是采用注水开发方式，随着水边缘的推进，由于地层非均质性严重，油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因，均能导致油田含水上升速度加快，致使油层过早水淹，油田采收率降低。
目前油田随着开发进入中后期，而地下可采储量依然较大，其高含水情况特别明显。
严重影响油田的经济效益。
找水，堵水，对油田出水进行综合治理是油田开发中必须及时解决的问题，因此堵水变得日益重要。
1、油井出水原因油井来水按照来源分为所以油井出水原因一般包括：（1）、注入水及边水推进。
对于用注水开发方式开发的油气藏，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、低渗透层及高、低渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进或指进现象，使油井过早水淹。
（2）、底水推进。
底水即是油层底部的水层，在同一个油层内，油气被底水承托。
“底水锥进”现象:当油田有底水时，由于油井生产压差过大，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的现象。
“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，所以必须采取控制和必要的封堵措施。
（3）、上层水、下层水窜入。
所谓的上层水、下层水，指油藏的上层和下层水层。
固井不好，套管损坏，误射油层采取不正确的增产措施，而破坏了井的密封条件;除此之外还有一些地质上的原因，如有些地区由于断层裂缝比较发育，而造成油层与其它水层相互串通。
（4）、夹层水进入。
夹层水又指油层间的层间水，即在上下两个油层之间的水层。
由于固井不好或层间串通，或者补水时误射水层，都会使夹层水注入油井，使油井出水。
2、油井出水的危害油井出水后若不及时进行堵水作业，可能会造成以下后果：（1）油井出砂，使胶结疏松的砂岩层受到破坏，严重时使油层塌陷或导致油井停产。
（2）油藏停流，见水后含水量不断增加，井筒液柱重量随之增大，导致油层被压力封住停止外流。
石油开采井下作业堵水技术的应用在石油开采过程中，石油堵水技术是一项十分重要施工技术，对石油开采井下作业的顺利进行有着很大的影响。
油井堵水技术一般多用于油层比较厚、比较多，各个油层之前差异比较大的高含水的油井。
堵水技术的有效应用能够有效的控制严重出水的层位，防止油井出水不良状况发生，保证井下作业顺利进行。
另外，堵水技术的合理应用也能够降低石油开采的风险与隐患，提高井下作业的安全性。
基于此，本文对石油开采井下作业堵水技术进行研究，以供参考。
标签：石油开采;井下作业;堵水技术引言随着经济的快速发展，各个行业在对一些新型技术进行选择和利用时，有了非常明显的提升。
尤其是在对石油进行开采时，技术越来越先进，这样不仅可以保证石油开采效率，而且还可以保证石油开采质量。
石油开采过程中，油井的堵水技术在其中具有非常重要的影响和作用，具有不可替代的意义。
该技术的应用，可以对油井出水的不良情况起到良好的限制作用，同时还可以保证产液剖面的正常。
与此同时，在实践中将油井堵水技术科学合理的应用到其中，还可以实现对石油开采过程中一系列隐患、风险问题的有效预防，为石油井下开采的安全性和稳定性提供保障。
1堵水技术的基本原理近年来，我国的油田勘探和开发工作日益增多。
我们发现，几乎在所有的油田中，都存在石油含水的问题。
高含水率影响石油的品质以及井下作业的安全问题，是需要进行防控的。
一般来讲，出现地下位层含水率较高的情况，主要原因是有漏水点导致水分的渗透，因此要运用堵水技术对渗漏进行封堵。
传统的堵水技术采用机械封堵，本质上是一种物理形式的堵水措施，效果并不好，因此近年来随着科学技术的不断发展。
常用的堵水方式主要是运用堵水剂，堵水剂进行堵水是一种化学堵水方法，即形成一层高渗透性的膜，利用水油分子大小不同的特单，从而达到过油不过水的目的。
其中一些堵水剂带有选择性，能够对水分子产生一定的针对性，这样就不会在进行堵水的时候影响石油的产量，更加适用于当代的石油开采作业，满足了我们在控水的同时提升出油量的需求。
油井堵水设计方法油井堵水设计方法堵水工作是一项复杂上的系统工程，涉及到采油、油藏，化学等多学科体系，总的来说，堵水成功与否主要取决与3个方面：（1）能否正确识别产水机理，（2）处理设计是否合理。
（3）能否将堵剂进行有效放置。
任何一方面不合理都有可能导致整个堵水工作的有效率下降，为提高油井堵水作业的成功率，对堵水设计的一般步骤进行了总结和分析。
一、初选候选井影响堵水井选择的因素较多，如油井的产液能力、含水状况、产层厚度、地层渗透率、岩性等。
鉴于目前堵水技术的可靠性（国内外堵水措施的成功率平均为50%左右）。
一般要求堵水候选井的含水率应高于80%（水层出水除外），同时，要求候选井及其油藏数据资料尽可能详细。
二、辨别出水机理1、判断出水机理需考虑的因素，油井产水机理较多，如水锥，高渗透层、注水井和油井间裂缝连通、天然裂缝等。
这些均可能造成油井过量产水，为正确判断产水机理，必须全面了解井的资料及其油藏特征。
下列因素有助于确定产水机理。
（1）油藏的驱替机理。
（2）日产量（油藏和油井）。
（3）束缚水和残余油饱和度。
（4）孔隙度。
（5）油层有效厚度。
（6）渗透率非均质性和各向异性。
（7）垂直和水平渗透率。
（8）油水相对渗透率和流度比。
（9）不渗透隔层的位置和连续性。
（10）油藏倾角。
（11）原始油水界面。
（12）完井部分占产层的百分比。
（13）完井方法（射孔、裸眼、砾石充填等）。
（14）射孔段相对油水界面的位置。
（15）固井质量。
（16）出水前的生产时间。
（17）油、气、水开采历史。
（18）找水结果。
（19）完井后何时开始产水。
（20）突破后产水量上升速度。
2、出水机理的判断过程在出水机理认识问题方面，必须回答如下几个问题。
1）油井的过量产水水源是边水、低水、注入水，还是外来水。
2）污染还是大孔道造成油井高含水，若是由污染问题造成过量产水，则可采用酸化等解堵措施，若是大孔道造成的问题，则采用堵水方法。
3）出水层位是否清晰，出水层位的认识程度对措施的选择具有较大的影响，可靠的找水资料有利于措施的合理选择。
浅谈石油开采井下作业堵水技术作者：刘锦龙来源：《中国新技术新产品》2012年第19期摘要：提高采油速度必须维持油井较高的产量，因此强化油井产能实施了一些措施，这些措施将会使油井见水周期缩短和产出液含水率上升很快，随着油田的开发，油井出水问题越来越突出。
油井堵水技术是采用机械的或化学的方法，对产水油井的高含水井段或层段进行临时封隔或阻隔，从而改善油井产液剖面，减少产水量的技术。
本文结合工作经验将对油田井下堵水技术进行研究和讨论。
关键词：石油开采；堵水；化学堵水中图分类号：TE11 文献标识码：A1石油开采井下作业堵水的必要性1.1油井出水的原因和危害1.1.1油井出水原因油井出水可以分为同层水和异层水。
同层水包括注入水、边水和底水；异层水包括由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水。
由于地层渗透率的非均质性及油水流度比的差异，使注入水易沿高渗透地层突进，造成油井含水上升较快。
在注入水的的长期冲刷下，特别是强采强注时使地层胶结物受到破坏，引起渗透率的急剧上升，在油水井之间形成高渗透、大孔道地层，也会引起油井上升很快。
油水同层时，由于流体压力梯度大于游水重力梯度时易引起底水锥进。
由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水。
1.1.2油井出水危害油井产水，对经济效益影响很大，某些高产井可能转变为无工业价值的井，影响油田经济开采期。
对于出水井，如不及时采取措施，地层中可能出现水圈闭的死油区，注入水绕道而过，从而降低采收率，造成极大的浪费。
油井出水后还会增加液体相对密度，增大井底油压，使自喷井转为抽油井。
油井产水增加，必然会使地面脱水费用增加，造成环境污染。
2井下作业堵水技术概况油井堵水是注水开发油田控制油井出水的一项十分重要的技术，堵水技术根据施工井的种类不同，可分为水井调剖和油井堵水两大类；根据堵水方法的不同，又可分为机械堵水和化学堵水；化学堵水又可分为选择性堵水和非选择性堵水。
油井注水工程施工方案一、项目背景油井注水工程是指通过在油田注入压裂液体或注水来提高油井的生产效率。
随着油田开采程度的加深，原油产量逐渐下降，导致油田开采难度增加，因此，油井注水工程变得至关重要。
本文将介绍油井注水工程的施工方案，确保工程的顺利进行和高效完成。
二、工程概述油井注水工程是为了提高油井的生产效率和延长其生产周期而进行的一项工程。
通过给予油井注入压裂液体或注水，能够有效改善油井地层环境，增加油井产量，减少采油难度，延长油田的开采寿命。
因此，油井注水工程在当今石油行业具有重要的意义。
三、施工准备工作1. 确定工程范围和目标：在进行油井注水工程前，需明确工程范围和目标，包括注水井的选择、注水阶段、注水量等信息。
2. 完善施工方案：制定详细的施工方案，包括工程进度计划、装备和材料准备、人员配备等。
3. 确保安全：对工程区域进行安全评估，制定安全操作规范，确保施工过程中人员和设备的安全。
4. 采购材料和设备：根据工程需要，采购注水设备、管道、泵等必要材料和设备。
5. 人员培训：对参与施工的人员进行必要的培训，包括操作规程、安全知识等。
四、施工过程1. 地面设备搭建：搭建泵站、管道系统等地面设备，确保设备能够正常运转。
2. 井口准备工作：对油井的井口进行清理、修复和加固工作，确保井口完好无损。
3. 注水井的选择：根据油井情况和地质特征，选择合适的注水井进行注水。
4. 确定注水方案：根据工程要求和地质情况，确定注水方案，包括注水量、注水压力等参数。
5. 调试设备：对注水设备进行调试和检测，确保设备运转正常。
6. 开始注水：按照预定的注水方案，逐步进行注水操作。
同时，对注水量、压力等参数进行监控和调整。
7. 监测和调整：在注水过程中，定期对井下情况进行监测，根据监测数据对注水方案进行调整。
8. 结束注水：根据工程需要和实际效果，确定注水结束时间，并逐步停止注水操作。
五、施工验收1. 检查工程质量：对油井注水工程的施工质量进行检查，确保符合规范要求。
水合物堵塞井施工作业规程1主题内容及适用范围本规程规定了水合物堵塞油、气井作业内容与要求。
本规程适用于水气混注造成的管柱堵塞井作业。
2程序内容2.1施工准备2.1.1上修软探堵塞物深度。
2.2设备准备2.2.1试压合格的KY35/65防喷闸门1个。
2.2.2试压合格的SFZ18-35半封试油防喷器两套，SFZ18-70液压防喷器1套，1″耐火管线4×30m，FQK1253远程控制房1套。
（备注：地层压力为25-30MPa，安装35MPa的液压全封、半封防喷器各1套；地层压力30MPa以上，安装70MPa的液压全封、半封防喷器各1套）。
2.2.340m3工程大罐2具，6m3、1m3方池子各1具。
2.2.4试压合格的ф73mm硬管线100m、ф60.3mm硬管线100m。
2.2.5400型高压活动弯头6个、钻杆旋塞阀1只，钻杆单流1只，ф73mm钻杆短节数根。
2.2.6135t水龙头、方钻杆及配套方补心各1套。
2.2.7防爆工具1套，灭火器材按标准配套，消防车一部戒备。
2.3开工准备2.3.1按标准对井场、井口、环保进行验收，符合施工要求即接井，与采油厂工区完成交接手续，生产设施搬迁到位。
2.3.2天车、游动滑车、井口三点垂直偏差小于20mm为合格。
2.3.3防喷器、游动滑车必须在一条垂线上，中心偏差不超过10mm，不得在井口偏磨的情况下起下油管(钻杆)。
2.3.4必须连接两路放喷管线，井场内所有放喷管线，必须用Φ73mm油管与井口四通连接，每路放喷管线从井口接出50m（农田区域不小于35m），每隔10m安装一只防喷铁箱：单个防喷铁箱重量不少于300kg，每隔10m和放喷管线的出口要用防喷铁箱加地脚螺栓固定，压井管线用外径Φ60.3mm的高压硬管线，距井口不小于25m。
2.3.5放喷管线、压井管线均试压20MPa，稳压5min，不刺不漏为合格。
2.3.6远程控制房距离井口30m，用耐火管线与液压防喷器连接，耐火管线用铁箱掩埋。
