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姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏。
开发初期为实现和确保该油藏的持续稳产和高效开发，在精细刻画储层微相的基础上，制定出适合该区储层特征的高效开发模式及分层注水开发技术政策。
本文主要从注水开发技术政策实施以来油藏动态变化进行分析，分区域评价注水开发实施效果，提出了下步注采调整建议，并针对目前困扰和影响该油田高效开发和持续稳产的因素提出了下步的稳产思路。
【关键词】姬塬油田吴仓堡注水开发政策适应性注采调整1 油田地质概况吴仓堡区西倾单斜坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km。
斜坡上发育一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起。
储层沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系，正是这套三角洲砂体形成为延长组上部油气的储集层，而三角洲平原细粒物质和三角洲前缘湖间湾泥岩成为其下伏延长组砂岩油气聚集的盖层，形成大型的三角洲前积复合砂体岩性油藏。
吴仓堡区长6主力储层为长611、长612层，储层平均有效厚度20.1m，主要以粉砂岩、中-细砂岩互层，中-厚层状为主平均有效孔隙度12.9%，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。
2 油藏注水开发现状2.1 油田开发现状截至2012年11月吴仓堡区即吴420区油井常开795口，日产液能力2701m3，日产油能力1807t，单井日产油2.27t，综合含水24.1%；开注水井295口，日注水量8511m3，月注采比2.11。
2.2 能量恢复状况2012年吴仓堡区吴420区长6油藏油藏各区域地层能量保持良好甚至出现稳步上升的现象，全区能量保持水平为89.1%，针对历年测压井可对比井能量由12.1MPa↑12.6MPa，恢复速度0.5MPa/a，上升速度较为平缓，平面上地层能量更趋于均衡，开发效果较好。
2.3 油藏含水变化目前吴仓堡区吴420区长6油藏整体含水24.1%，属于低含水开发阶段。
姬塬油田三叠系油藏裂缝见水规律及治理对策研究林艳波;李亚玲;焦宝;郑锡;范志【摘要】三叠系油藏作为姬塬地区主要油藏,涵盖长1、长2、长4+5、长6、长8、长9等油藏28个地质区块,含油面积603 km2,动用地质储量26 000×104t,储量所占比例为94.5％.由于储层裂缝发育,导致油藏局部水驱效率降低、产能损失、平面注采矛盾逐年加剧,如何提高已开发裂缝性油藏的开发效果,降低老区自然递减,实现老油田稳产将是油田发展的重中之重.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)009【总页数】4页(P83-86)【关键词】地质特征;裂缝成因;裂缝识别;裂缝发育规律;见水特征;治理技术;对策及方向【作者】林艳波;李亚玲;焦宝;郑锡;范志【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安710200【正文语种】中文【中图分类】TE357.61鄂尔多斯盆地自印支旋回以来，在鄂尔多斯地块西缘两侧分别发育着左旋剪切和右旋剪切两种应力场。
鄂尔多斯盆地是在两种应力的联合作用下形成的，它的形成东部主要受来自太平洋方向的近南北向左行剪切挤压应力作用，西部则主要受来自西南方向的板块向北推移造成的近南北向右行剪切挤压应力的作用。
燕山运动时期，由于太平洋板块与欧亚板块间发生了较强烈的左旋剪切，它加于大华北盆地的力是一种剪切挤压应力，剪切应力为南北向，而派生的挤压应力为北西-南东向。
在此应力体制下，必将在鄂尔多斯盆地内部产生区域性的北西-南东向裂缝，裂缝不受局部构造的控制。
根据鄂尔多斯盆地正交裂缝的分布特征以及实际的地质条件，并结合大量岩石力学试验结果的综合分析，其裂缝的形成主要与非均质性岩层的水平构造挤压、埋藏和隆起剥蚀等造成的多期应力作用有关。
石油开采井下作业堵水技术的应用分析发布时间：2023-02-15T08:23:08.505Z 来源：《工程建设标准化》2022年19期作者：姚军田永坚赵龙[导读] 随着科学技术的快速发展和进步，在很大程度上也推动了我国石油开采技术的提升姚军田永坚赵龙长庆油田分公司第十二采油厂板桥作业区甘肃庆阳 745403摘要：随着科学技术的快速发展和进步，在很大程度上也推动了我国石油开采技术的提升，而且，对于井下作业堵水技术的充分应用，能够在很大的程度上提高石油的开采效率，石油开采工作当中的一个关键环节就是井下作业堵水技术。
本文主要是对石油开采井下作业堵水技术的应用进行分析。
并提出几点策略，希望能够为相关的工作人员提供帮助，从而促进石油开采质量和效率的提高。
关键词：石油开采；井下作业；堵水技术；应用油田开采的过程较为复杂，不但要对其周围的地质环境进行全面的分析和考虑，同时还要顾及水文生态的环境保护。
在进行石油开采时，一道关键的工序就是堵水技术，由于社会的快速发展，科学技术也在推陈出新，这在很大程度上使得堵水技术也得到了较大的进步。
堵水技术主要是为了应对油井出水问题，使得油田的出油率得到提升，从而为石油企业获得更多的经济效益。
1 油井出水的原因油井出水主要有两种类型：同一层出水、不同层出水。
同一层出水主要是由注入水、边水和底水组成。
不同层出水指的是套管受到磨损或是固体井的质量不良而导致液体出现窜槽，或是导致其他水层出水造成的。
地层渗透率不具有均匀性，而且油和水的流动比率也各不相同，这就导致注入水会顺着高渗透的地层突进，使得油井内部的水分不断上升，含水量增大，最终造成油井出水。
而且，如果注入水进行长时间的冲洗，还会破坏地层的胶结物，导致渗透率升高，油水井之间就会出现渗透或是大孔地层，这会加速油井出水的速度。
如果油和水在同一层面，油水的重力梯度小于流体压力梯度，那么就会致使底水地锥进。
2 油井出水的危害油井出水会对经济产生较大的影响。
姬塬地区延长组下组合油层、水层气测解释评价方法王春辉;郭明科;田野;孟繁涛;杜鹏;贾学东;唐莉;冯正兵;王盈【期刊名称】《录井工程》【年(卷),期】2015(026)004【摘要】姬塬地区是长庆油田的一个重要产区,主要生产层位是延长组的长3、长4+5、长6段,随着勘探的不断深入,延长组下组合(长7、长8、长9段)的勘探逐渐得到重视.从该地区延长组下组合储集层原油伴生气和气测烃组分的特征分析入手,通过多口并众多油层与水层气测录井总烃、烃组分以及派生参数及其曲线特征的研究与分析.形成了以反映重组分的派生参数曲线(Wh、BH-L、BH-M)与反映轻组分的派生参数曲线(Bh、BL-H、BL-M)变化趋势特征和烃组分C1与C2含量大小比较为主、以总烃峰基比和烃组分展布形态为辅的油层与水层解释方法,解决了延长组下组合储集层解释评价难的问题.2014年的应用表明,解释符合率为75.5％,较2011-2013年67.3％的解释符合率有显著提高.【总页数】6页(P51-56)【作者】王春辉;郭明科;田野;孟繁涛;杜鹏;贾学东;唐莉;冯正兵;王盈【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油长城钻探工程有限公司录井公司;中国石油渤海钻探第一录井公司;中国石油渤海钻探第一录井公司;中国石油渤海钻探第一录井公司【正文语种】中文【中图分类】TE132.1【相关文献】1.特低渗储层产能快速评价方法初探——以姬塬地区三叠系延长组长81油层为例[J], 龚文;龚福华;梁晓伟;胡高贤;张翔2.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6油层组隔夹层研究 [J], 王腾飞;楚美娟;刘广林;李士祥;邵晓州3.鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长6油层组沉积环境:来自地球化学的证据 [J], 王腾飞;金振奎;楚美娟;李士祥;于小霞;王昕尧;李硕4.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储层特征及主控因素 [J], 李兆雨; 李文厚; 吴越; 刘溪; 张倩; 白金莉; 杨博5.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组下组合油源特征综合研究 [J], 张卫刚;陈刚;郭望;任帅锋;康昱;王锦涵;姜天皓因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
姬塬油田W3区C6油藏提高水驱动用程度技术应用W3区C6油藏进入中含水期，注水井平面、剖面注水矛盾加剧，含水上升速度加快，本文通过开展分注试验、调配试验、剖面治理等提升水驱技术，并对效果进行分析，评价各类技术适应性。
标签：分注；酸化；堵水调剖；水驱动用程度1 地质概况姬塬油田W3区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段，区内主力油层三叠系长61储层为水下分流河道沉积，长61层为长611层、长612层，其中长612层有效厚度15.6m，渗透率 3.38×10-3μm2；长611层有效厚度13.6m，渗透率2.98×10-3μm2。
油藏整体长612层物性好于长611层，平面渗透率分布差异大，非均值性较强。
W3区C6油藏沉积韵律多样，主要为水下分流河道沉积微相，其中正韵律比例较大，油层底部水淹风险大。
2 水驱特征W3区C6油藏注水井综合治理后水驱动用程度由70.4%↑75.1%，层间水驱动用程度差值由6.8%↓1.0%。
W3区C6油藏受到层间、层内非均值性强，分注合格率低等多因素影响，剖面吸水矛盾突出，注水沿大孔道突进导致油井见水，近三年测试吸水剖面不均匀吸水井占总测试井数的50%-60%，经过多年水井工作治理，层间、层内矛盾得到缓解，剖面水驱动用程度提高，不吸水、弱吸水段减少，剖面吸水均匀程度得到提高，剖面上长612层吸水均匀程度优于长612层。
3 提高水驱动用程度技术应用为提升油藏开发水平，W3区开展区块注水井分注试验、调配试验、剖面治理等治理措施，减缓了层间矛盾，逐渐提高了水驱动用程度，为油藏稳产奠定基础。
3.1 分注技术油藏夹层发育，层间、层内渗透率级差大，笼统注水无法控制小层注（吸）水量，导致小层吸水强度远大于设计注水强度。
为缓解层间矛盾，提高小层动用程度，对层间矛盾突出注水井实施分注37井次，分注率由47.0%↑60.8%；其中对测试调配频繁遇阻井开展试验油套分注5井次，分注后油井含水稳定，油井有见效趋势，层间矛盾得到一定缓解。
第30卷 第6期2023年11月Vol.30， No.6Nov.2023油 气 地 质 与 采 收 率Petroleum Geology and Recovery Efficiency 姬塬地区长4+5油藏砂体接触关系及对油藏水驱效果的影响邱祥亮1，郑晓梅2，赖雅庭3，赵当妮3，付雨萱2，谭成仟2，尹帅2（1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 西安 710200）摘要：姬塬地区长4+5油层组发育交错叠置的水下分流河道砂体，其内部接触关系复杂，严重影响该区油藏分布规律及水驱开发效果。
开展长4+5油藏单砂体界面识别划分、剖析砂体接触关系及其对油藏水驱开发效果影响的精细研究，有利于姬塬地区长4+5油藏的持续稳产及高效开发。
基于单砂体界面的识别划分标志，综合应用岩心分析、测井及生产动态资料，精细刻画砂体内部接触关系，进而厘清砂体横向交错与垂向叠置关系对油藏水驱开发效果的影响。
结果表明：姬塬地区长4+5油藏砂体垂向叠置关系有切叠式、叠加式和分离式3类，其中切叠式砂体较均质，含油性好，水驱动用程度高，其次是叠加式砂体；单砂体的侧向接触关系可分为侧切式、对接式和孤立式3类，不同接触关系反映了河道砂体井间连通程度的差异，进而影响油井注水见效周期，其中侧切式接触关系对应的油井注水见效时间短，其次为对接式、孤立式单砂体所对应的油井见效不明显。
关键词：长4+5油藏；单砂体；接触关系；水驱效果；姬塬地区文章编号：1009-9603（2023）06-0032-13DOI ：10.13673/j.pgre.202303036中图分类号：TE341文献标识码：AContact modes of sandstone and its influence on water flooding effect of Chang 4+5 reservoir in Jiyuan areaQIU Xiangliang 1，ZHENG Xiaomei 2，LAI Yating 3，ZHAO Dangni 3，FU Yuxuan 2，TAN Chengqian 2，YIN Shuai 2（1.School of Petroleum Engineering ， Xi ’an Shiyou University ， Xi ’an City ， Shaanxi Province ， 710065， China ； 2.School of Earth Science and Engineering ， Xi ’an Shiyou University ， Xi ’an City ， Shaanxi Province ， 710065， China ； 3.No.2 Gas Production Plant ，Changqing Oilfield Company ， PetroChina ， Xi ’an City ， Shaanxi Province ， 710200， China ）Abstract ： The interlaced underwater distributary channel sand bodies are developed in Chang 4+5 reservoir group in Jiyuan area ， and their internal contact relationships are complex ， which seriously affects the reservoir distribution law and water flooding devel ‐opment effect in this area. It is beneficial to the sustained and stable production and efficient development of Chang 4+5 reservoir in Jiyuan area by the fine study of identification and division of single sand body interface ， analyzing the contact modes of sand bodes and their influence on water flooding effect in Chang 4+5 reservoir. Based on the identification and division of the single sand body interface ， the core ， logging ， and dynamic production data are comprehensively applied to delineate the internal contact relation ‐ships of sand bodies ， and then clarify the influence of transverse cross and vertical superposition relationships of sand bodies on wa ‐ter flooding effect. The results show that there are three vertical superposition relationships of sand bodies in Chang 4+5 reservoir in收稿日期：2023-03-23。
姬塬油田超低渗油藏开发管理摘要：姬塬油田是典型的“低渗、低压、低产”的三叠系油藏代表，超低渗透油藏（也称致密性油藏）具有岩性致密、油水分异差、孔喉细微、储存物性差、自然能量不足、天然裂缝发育等特征，开发难度大。
但同时它又具有油层分布稳定、储量规模较大、原油性质较好、水敏矿物较少和宜于注水开发等有利条件。
因此，如何采取有效措施将丰富的超低渗石油资源转变为油田快速发展的储量和产量是当前开发技术水平研究的重中之重。
关键词：姬塬油田超低渗透油藏开发技术姬塬油田位于鄂尔多斯盆地北部，勘探面积1802.1km2，到2008年，探明储量14014×104t，可采储量2646.48×104t，开发层系主要以三叠系特低渗透油藏为主，是长庆油田增储上产的主力区域，也是长庆油田发展史上建设速度最快的油田。
本文就姬塬油田超低渗透油藏的开发管理情况做浅在分析。
超低渗透油藏是指渗透率小于0.5mD、埋深在2000米左右、单井产量较低（2t左右）、过去较难进行有效开发的油藏，而姬塬油田就属于这类油藏。
一、超低渗透油藏是想相对已经规模开发的特地渗透油藏而言，相对于来说，超低渗透油藏的开发难度显得更加大，这从储层的颗粒和胶结物特征以及储层物性特征可以看出。
1.油藏储层颗粒及胶结物特征超低渗透油藏主要以细砂岩的形式存在，颗粒较小，与特低渗透油藏相比，细砂组分储层高13%左右，而粒度中值只有特低渗透油藏储层的84%。
超低渗透储层胶结物物种类多，含量高，以敏矿物为主，与特低渗透储层相比，高出2%，适用于注水开发。
同时，超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力却是前者的三倍。
2.储层物性特征姬塬油田超低渗透油藏储层非均质性强，由于受到沉积韵律的变化和成岩作用的影响，层内非均质性表现出较大的差异，从而使得储层非达西渗流特征更加明显，启动压力梯度也随之增大，造成渗透率低，单井产量也随之大幅度下降。
二、姬塬油田超低渗透油藏开发管理四大关键技术姬塬油田从大规模开发以来，由于超低渗透油藏的特性，在前两年的开采过程中含水上升率提高，导致了产能受到了严重的损失，因此在油田的开发管理过程中，对储层的特性出发，寻找最优的治理开发方案，从而达到油藏稳定开发的效果。
吴420区油井暂堵酸化效果评价摘要：随着油田的不断开发，油井重复措施越来越多，常规措施挖潜手段效果不甚明显，而油井常规酸化后增油的同时含水大幅度上升问题也一直困扰着研究技术人员，面对这一现状，暂堵酸化技术应运而生，该技术正是对常规酸化技术的革新和拓展，在控水增产方面具有良好优势。
本文针对暂堵酸化技术分析了其主要技术原理，找出其影响因素，并对在吴420区块应用效果进行分析评价。
关键词：暂堵酸化；油井动态一、油田概况吴420区长6油藏构造位置处于陕北斜坡的中西部。
该西倾单斜坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km。
斜坡上发育一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起。
吴420区长6油藏含油面积110km2，地质储量2654×104t。
储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.17%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率0.88×10-3μm2，。
油藏原始地层压力14.9MPa，饱和压力9.43MPa，属于低渗透、低压高饱和油藏。
目前，采用井排方向NE76°菱形反九点法注采井网，已投产油水井1005口，其中采油井744口，注水井261口。
采油速度1.51%，采出程度2.97%，综合含水15.3%，含水上升率2.46%；注采比1.39，地层压力13.72 MPa。
由于天然裂缝发育，注水开发油井见水早、含水上升快、产量递减快成为油田开发的主要矛盾，并且见水井没有明显的方向性，注采系统调整难度大。
常规酸化后增油的同时会产生含水大幅度上升的问题，而暂堵酸化技术在控水增油方面有独特优势，这就为暂堵酸化技术在吴420区块的应用创造了必要条件。
二、基本原理及工艺构成2.1 暂堵酸化原理酸化是油气井增产、注水井增注的有效的技术措施，其原理是通过酸液对岩石胶结物或地层缝隙、裂缝内堵塞物等的溶解和溶蚀作用，恢复或提高近井地带的孔隙度和裂缝的的渗透性，进而提高单井产能。
暂堵技术是提高油水井酸化效果的一项措施，目前在各油田不同程度的取得了显著的效果。
吴410区长6油藏注水开发特征研究
熊志明;别勇杰;姬程伟;杨伟华;王玉珍;姚莉莉
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2015(34)11
【摘要】吴410长6油藏属于超低渗透油藏,储层物性差,纵向上非均质性强,储层孔渗条件上差下好,注入水在重力作用影响下,易沿底部高渗透层段推进,造成剖面上吸水不均一、吸水下移,油藏水驱动用程度差,注水有效率低.针对开发过程中含水上升、自然递减大,水驱动用程度低等问题,实施了分注采单元开发管理,通过开展早期强化注水、温和注水、不稳定注水等精细注采调整技术与强化顶部吸水、抑制底部吸水的剖面治理技术,扭转油田开发变差趋势.
【总页数】4页(P62-65)
【作者】熊志明;别勇杰;姬程伟;杨伟华;王玉珍;姚莉莉
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.62
【相关文献】
1.甘谷驿油田1380井区长6油藏注水开发效果及剩余油分布 [J], 刘海涛
2.HLG地区长6油藏注水开发的必要性及可行性分析 [J], 张博;喇全亮;丁冬华
3.浅析安塞油田长6油藏精细分层注水开发效果 [J], 赵强
4.甘谷驿长6油藏注水开发效果评价 [J], 陈曦;蔡珺君;孙千;占天慧;
5.甘谷驿长6油藏注水开发效果评价 [J], 翟海龙;王桥;周岐双
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姬塬油田吴420区块长6油藏油井堵水技术应用及评价【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏属于典型的特低渗油藏，微裂缝发育，储层物性差，非均质性强，隔夹层发育，加之储层中存在天然裂缝，使开发难度加大。
经过几年的注水开发，在原始地层状态下成闭合的天然裂缝慢慢开启，注水井出现指状吸水，尖峰吸水，层间层内矛盾突出，油井一段时间后含水上升或出现爆性水淹，损失油井产能，加快了油藏开发的递减，因此见水井的治理成为了油田稳产中一项重要的工作。
【关键词】长6油藏见水井治理油井堵水
1 姬塬油田吴420区地质概况
1.1 地质概况
吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜（坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km），吴仓堡区内构造简单，在区域西倾单斜的构造背景下，发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。
储层系三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体展布为北东-西南向。
岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。
岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。
碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑，岩石成分成熟度低，结构成熟度中等。
胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等，岩石颗粒的磨圆，次圆～次棱角状，磨圆度差，分选中等～好，平均孔径31.29μm，总面孔
率3.92%。
储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.9%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。
油藏原始地层压力14.9mpa，饱和压力9.43mpa，属于低压高饱和油藏。
1.2 含水分布情况
截止2012年12月姬塬油田吴仓堡区注水井305井次，日注水能力8500m3；
油井共879井次，正常生产786井次，平均日产液量2709m3，平均日产油量1870t，综合含水21.4%，自然递减7.93%，综合递减5.31%，含水上升率6.22%。
2 吴420区块长6油藏油井堵水实施的必要性
姬塬油田吴420区块长6油藏受储层改造规模和注水开发的影响，储层中的潜在缝也被开启，并转化为水窜的有效缝，受裂缝和高渗带的影响主向井过快水淹，侧向井逐步开始见水。
由于裂缝及高渗带的影响，油井裂缝性见水以后，局部储量失控，水驱动用程度降低；油井水淹以后形成“通道”，注入水从水井注入，从油井采出，水驱效率降低，地层压力恢复缓慢；油井水淹以后二次井网过早出现，油藏现有开发井网受到破坏。
含水上升成为了影响采收率的主要因素。
姬塬油田吴420区块长6油藏的见水类型主要是：裂缝型见水：主要表现为含水突然上升，含盐急剧下降，液面、产量上升较快；对应水井注水压力下降。
高渗带见水：主要表现为油井含水缓慢上升，上升前偶尔伴随含
水突变；由于注入水较长时间在地层中运移，溶解了油层中的可溶性盐，使含盐稳定在1-3万之间；单井产量，液面缓慢上升。
油井含水的自然上升：油井大部分位于油田边部，油井产量低，含盐高，都在8万以上，表现为地层水；油层供液能力弱，油井表现为供液不足。
为了从本质解决油井见水的问题，吴420区块长6油藏采取油井堵水措施对该区见水井进行试验性的治理。
3 油井堵水的原理及选井原则
油井堵水的原理是将强度不同的油井深部堵剂按照由弱到强的
顺序依次注入欲封堵的高渗透条带的不同位置（远井地带、过渡地带和近井地带），封堵高渗透层，改变驱油水（注入水、边水等）的流向，提高波及系数而提高水驱采收率，以达到增油降水的目的。
油井堵水的目的是控制水层中的水的流动和改变水驱油的流动
方向，提高水驱油的效率，使油田的产水量在某一时间内下降或稳定，以保持油田增产或稳产，其最终目的在于提高油田采收率。
3.1 选井原则
油井堵水具有一定的针对性，在进行油井堵水措施前应认真做好选井工作。
应选择储层含油性能较好，地层能量充足，低渗透层有潜力挖掘的开采井。
剩余油饱和度值越大的油井越需要堵水。
油井所处位置的压力指数越小说明所处位置越高，因此越需要实施油井堵水。
4 油井堵水在吴420区块长6油藏的应用及现场实施效果
4.1 油井堵水的措施情况
对于低渗透高含水非均质砂岩油藏，采用单一的调剖剂难以见到较好的效果，通过对吴420区块长6油藏见水特征和堵水目的分析，结合调堵剂特点，采用如下复合段塞：
（1）段塞设计：
主体段塞：选用预交联凝胶颗粒调剖体系和弱凝胶调剖体系，利用其较强的变形移动能力，对深部微裂缝及大孔道进行封堵，让调堵剂在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径。
封口剂：选用高强度有机胶联调堵剂和无机高固化调剖体系，目的是防止已注入堵剂返吐，造成井筒和泵堵塞。
顶替液：注入水。
4.2 现场实施效果
2012年姬塬油田吴420区实施油井堵水6井次（旗01-34，旗2-37，旗09-40，旗016-32，旗015-34，旗011-38），累积增油量达到1337.67吨。
其中旗01-34，旗2-37，旗09-40，3井次实现日增油6.74t，累积增油1278.4t，占总增油量的95.5%。
4.2.1 从见水时间分析
在实施措施的6井次中无水采油期越长（其中旗01-34的见水周期是1265天，旗2-37的见水周期是910天，旗09-40的见水周期是1250天，旗016-32的见水周期是1165，旗015-34的见水周期是1160天，旗011-38的见水周期是1295天），见水时间较短的，措施效果明显（旗01-34，旗2-37）。
其原因是地层孔隙经过长时
间的水流作用，加之粘土膨胀，颗粒运移甚至出砂，使油层部位可能形成大孔道，注入水形成了优势水驱通道。
水驱通道形成时间越长，压力场，流场越稳定，堵剂不容易封堵出水层位，降低措施的成功率。
4.2.2 从见水原因分析
对于裂缝型见水井，选择措施时间是关键。
旗2-37与旗011-38同是裂缝见水，旗2-37的措施效果显著。
其原因是油井见水后，很容易导致近井地带裂缝附近结垢严重，形成塞面，导致堵剂改变流动方向，影响堵水效果。
4.3 从油层物性分析
储层物性好，是保证措施效果的有利前提。
层系相对单一比多层系效果更好，多层系油层层间矛盾突出，造成堵剂作用不均，封堵效果不理想。
4.4 从施工参数分析
油井堵水注入压力上升越慢越平稳，堵水效果越好。
对于高渗带见水井，见水时间较长的，应适当的加大堵剂用量。
旗09-40累计注入堵剂用量1063m3，旗015-34累计注入用量983m3，旗09-40的措施效果明显强于旗015-34。
5 结论与认识
（1）对于裂缝型和高渗带见水井，油井堵水是有效降低含水，恢复产能的措施，选择措施时机是关键；裂缝型见水，见水时间越短，措施效果越显著。
（2）油层物性是措施效果的保证，层系单一的油井措施效果更显著。
（3）无水采油期越长，见水时间越短，措施效果越好。
（4）现场的施工参数是措施是否有效的有力保证，注入压力上升越慢越平稳措施效果越明显。
对于油井堵水的堵剂用量有待于现场进一步的实验和探索。
