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我国油田化学堵水调剖剂开发和应用现状一、引言油田堵水包括在生产井堵水和在注水井调整吸水剖面两种措施。
堵水剂一般是指用于生产井堵水的处理剂, 调剖剂则是用于注水井调整吸水剖面的处理剂, 两种剂有共性, 也有特性,但以共性为主, 多数情况两剂可以互相通用。
为方便起见, 有时把两种剂统称为堵剂。
可以通用的堵剂, 在使用时性能上需作适当调整。
一般情况下, 用于堵水时用量较少, 相应的可泵时间较短, 要求强度较高。
用于调剖时用量较大, 可泵时间则要求较长, 有些剂需用延迟凝胶技术或双液法注入工艺才能满足大剂量注入的要求。
当然也有一些剂不能或不宜通用。
堵水调剖技术要在油田应用中获得成功、产生效益，除有好的堵剂外，还必须深入研究油藏及处理工艺，三者互相配合，不可偏废。
二、油田化学堵水调剖开发研究1.堵水调剖物理模拟由于油田在开采过程中，无法预知地底的实际情况，仅能够依据地面影像、超声波、附近区域地质等情况预测地层下实际的油层情况，因此通过微观模拟技术和核磁共振成像技术研究了聚合物冻胶在多孔介质中的充填、运移和堵塞规律，从而初步模拟化学堵水调剖剂在深入地层之后的具体情况，例如：聚合物冻胶提高注入水的波及体积、调整吸水剖面、改善水驱采收率的微观机理。
从整个研究表面，冻胶类的调剖剂能够对高渗透的大孔道实现堵塞，强迫注入水向低渗透层进行挤压，这扩大了注入水的波和体积，从而提高了注入水的利用率。
注入水进入低渗透层后使原来未驱动到的原油被驱替出来，提高了产油量和阶段采出程度。
同时，试验对层内堵水调剖时的堵剂用量、调剖时机、段塞个数等因素对堵水调剖效果的影响进行了研究，结果表明：多段塞效果好于单段塞；调剖时机越早越好；堵剂用量越大越好，但从经济效益考虑，认为0.2PV较为合适。
影响冻胶类堵荆封堵效果因素分析从冻胶类堵水效果进行分析表明了，冻胶类堵剂随着堵后注水速度的增加封堵率下降，且两者具有较好的双对数直线关系；弱冻胶随着渗透率的增加封堵率下降，强冻胶可使不同渗透率的岩心的渗透率减少到近似同一个值，同时对冻胶类堵剂堵水不堵油的机理进行了探讨。
【修井】化学堵水的分类及选井方法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。
1化学堵水剂分类目前，我国各油气田在现场堵水施工中常用的化学堵水剂有七类，下面分别作一简单介绍。
（一）沉淀型无机盐类化学堵水剂常用于油田的沉淀型无机盐类化学堵水剂有双液法水玻璃氯化钙堵水剂，即用清水或油作隔离液将水玻璃、隔离液和氯化钙依次注入地层。
随着注入液往深处推移，隔离液所形成的隔离环厚度越来越小，直至失去隔离作用，而使两种液体相遇而产生沉淀物，达到堵水的目的。
（二）聚合物冻胶类化学堵水剂该类化学剂包括聚丙烯酰胺、聚丙烯腈、木质素磺酸盐和生物聚合物黄胞胶与各种交联剂反应所形成的冻胶，以及最近研制成功的阳离子和复合离子型化学剂。
它们的作用机理主要是聚合物冻胶对出水或吸水高渗透层或大孔道形成物理堵塞作用、动力捕集作用和吸附作用。
聚合物链上的反应基团与交联剂作用后形成网状结构，呈黏弹性的冻胶体，在孔隙介质中形成物理堵塞，阻碍水流通过；未被胶联的分子及其极性基团可蜷缩在孔道中或称为孔隙空间动力捕集，也有阻碍水流动的作用。
同时分子链上的极性基团与岩石表面相吸附，提高了堵水效果。
（三）颗粒类化学堵水剂常用的有果壳、青石粉、石灰乳、膨润土、轻度交联的聚丙烯酰胺、聚乙烯醇酚等。
其中，膨润土具有轻度体膨胀性，聚丙烯酰胺、聚乙烯醇在岩石中吸水膨胀性好，可增强封堵效果。
（四）泡沫类化学堵水剂根据成分的不同，可分为两相或三相泡沫。
三相泡沫的主要成分为发泡剂+二烷基环酸钠（ALS）或烷基苯磺酸钠（ABS）及稳定剂羧甲基纤维素（CMC）、膨润土、空气和水组成。
泡沫流体在注水层中叠加的气液阻效应——贾敏效应改变了吸水剖面。
如用干水泥，则反应后生成水泥石，泡沫水泥浆在高含水饱和带硬化封堵吸水大孔道或高渗吸水层段。
二相泡沫不加入固体颗粒，其稳定性较差。
（五）脂类化学堵水剂油田上曾将脂类化学堵水剂用作永久性堵水剂，主要有脲醛树脂、酚醛树脂、环氧树脂、糠醇树脂、热缩性树脂等。
在石油开采井下作业施工过程中，常会因为各种原因造成油井出水，出现油井出啥、油井停喷、设备腐蚀或形成死油区等现象。
增大了采油成本，给石油企业带来重大经济损失的同时，使油井变为废井，造成资源浪费，破坏当地生态系统。
一、油井出水原因首先，对于用注水开发方式开发的油气藏，由于石油开采方式选择不当，导致使注入水及边水沿的高、低渗透层不均匀推进，出现射进或指进现象，影响油井开采质量。
其次，在油井存在底水，即留存于油层底部的水层，由于石油受到底水的承托作用，导致油井生产压差过大，破坏了石油与水层之间的重力平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底处呈锥形升高的现象。
再次，由于石油内部上层和下层水层，即上层水、下层水的窜入，导致套管损坏，影响油井的密封效果，或是部分地区由于断层裂缝比较大，而造成油层与其它水层相互串通。
最后，由于固井不好或层间串通，或者补水时误射水层，导致在相连两个油层之间的夹层水进入注入油井，使油井出水。
在石油开采过程中一旦油井发生出水，将会造成巨大的经济损失，为了提高石油开采效率，保证施工技术人员的生命安全，就必须在石油开采井下工作时进行堵水作业。
二、石油开采井下作业堵水技术的应用要点1.机械方法堵水。
石油开采井下堵水作业时，采用机械方法进行堵水，其工作原理是利用打悬空水泥塞、电缆桥塞、填砂等设施，将油井中的油层进行隔离保护起来，以此来控制油井出水量。
或利用封隔器卡封高含水层，再用带死嘴子的堵塞器进行水层封堵，有效制止其正常运作。
减少多层非均质油藏间的层间差异性，最大程度上降低层间干扰对石油开采作业的影响，切实提高油井产量。
此外，还可以利用机械采油井堵水柱进行机械堵水，它主要由油管、配产器和封隔器等部件组成，具有材料成本低廉，施工时间短，堵水成功率较高等特点，但堵水持续时间较短，不适用于长期石油开采作业项目。
2.化学方法堵水。
利用化学方法进行石油开采井下堵水作业时，能够利用特定化学药剂实现高出水层的有效封堵，尤其是对于裂缝地层的堵水作业，一般来说，化学堵水分为选择性堵水与非选择性堵水。
水井负压解堵的负压值设计是一个复杂的问题，必须遵循一定的原则
和方法。
建设过程中需要考虑的问题有水深、岩石性质和负压的影响等。
负压值的设计是一个工程分析的过程，需要经过多步推理定义出
最佳负压值。
首先，需要确定穿刺水深。
水深决定了水位上升和下降的范围，控制
了水井负压解堵的效果，从而影响着负压值的设定方法。
在确定穿刺
水深后，需要综合评价岩石性质，以确定负压的影响程度。
由于岩石
的吸附力和渗透系数会影响水位，因此钻井工程师需要一定把握评估
出岩石性质，以确定负压值设计要求。
其次，在考虑负压值设计时，尚未注入水的高压液体也不容忽视，这
是决定负压值大小及水井负压解决堵塞方案的关键因素。
如果有爆管
现象，则需要考虑采取哪种油气解堵技术。
否则负压值设计将是一件
困难的事情。
最后，在负压值设计确定后，应进一步进行技术评估，以确定操作工艺，例如采用什么样的设备或用什么样的材料来实现负压值设计。
更
重要的是，钻井工程师还需要探究负压设计对油田开发和钻井的影响，确保在负压解堵过程中不会损害到油田石油资源和采油液料物质的活力。
总之，通过多步推理，选择合理的负压值设计方法，可以有效地解决
水井负压解堵问题，从而维护油井的采油效率和稳定性，为油田的可
持续发展提供保证。
水下封堵工程方案导言水下封堵工程是指利用各种封堵材料和方法，在水下进行管道、油井、水井等设施的封堵工作。
水下封堵工程通常需要考虑水压、水温、水深等因素，因此对作业人员的技术要求很高，工程方案的设计也显得非常重要。
本文将从水下封堵工程的特点、设计原则、材料选择和施工技术等方面进行详细论述，以期对水下封堵工程的设计和施工提供一定的参考和借鉴。
一、水下封堵工程的特点1. 水压变化大：水下作业时，由于水压的变化，会对封堵工作带来一定的挑战。
特别是在深海作业时，水压变化更为显著。
2. 水温影响大：水温对封堵材料的性能有一定的影响，因此在水下作业时，需要考虑水温对封堵工程的影响。
3. 水流速度大：水下水流速度较大，对施工操作和封堵材料的选择都有一定的影响。
4. 施工条件恶劣：水下作业存在一定的危险性，作业人员需要具备一定的技术和操作经验，并且需要有相应的安全保障措施。
以上特点决定了水下封堵工程在设计和施工上需要考虑更多的因素，因此需要更加严谨和细致的方案设计和施工操作。
二、水下封堵工程的设计原则1. 安全第一：水下封堵工程是一项比较危险的作业，因此在设计方案时需要将安全放在首位，确保施工人员的安全。
2. 合理性：水下封堵工程的设计需要考虑到施工的可行性和实际操作情况，因此设计方案需要合理可行。
3. 环保性：水下封堵工程需要选择合适的封堵材料，材料需要符合环保标准，确保对水体的不会造成污染。
4. 经济性：水下封堵工程需要选择相对经济的封堵材料和施工方法，确保施工成本不会过高。
5. 可操作性：水下封堵工程的设计需要考虑到实际操作情况，确保封堵工程方案能够便于实际操作。
以上原则是水下封堵工程设计的基本原则，设计方案需要根据这些原则进行综合考虑，确保对水下封堵工程的设计方案能够满足实际需要。
三、水下封堵工程的材料选择1. 普通混凝土：普通混凝土是一种常用的封堵材料，对水下的环境适应性较好，价格较为经济，适合于一般情况下的水下封堵工程。
0 引言为补充油层能量和驱替原油，油藏往往会进行注水开发。
然而，由于油层的非均质性，注入水优先顺着高渗透流动通道（又称优势流动通道）流动，导致出现水驱波及体积减小、驱油效率降低和油井过早见水等一系列问题[1-4]。
注水开发油藏难以避免地会出现油井含水居高不下，尤其是在超前注水油藏中油井见水早，含水率高[5]。
因此，油井堵水一直是注水开发油藏重点研究内容。
国内油井堵水试验最早始于1957年玉门油田，其后在大庆油田、大港油田、长庆油田以及塔里木油田等地也多有研究。
1 油井堵水技术分类油井堵水模式发展出5大类，主要有区块整体堵水、选择性堵水、不同来水堵水、深部堵水和多种措施结合堵水。
堵水技术也从机械堵水发展到化学堵水[6-8]，如图1所示。
机械堵水可分为机械式可调层堵水、液压式可调层堵水、重复可调层堵水、遇油/水自膨胀封隔器堵水、水平井重复可调机械找水堵水、电控机械找水堵水以及水平井智能机械找水堵水。
化学堵水可分为聚丙烯酰胺堵水、交联聚合物类堵水、水玻璃-氯化钙类堵水、油基水泥浆类堵水、干灰砂类堵水、木质素类堵水、凝胶类堵水和活化稠油类堵水。
机械堵水应用在井筒，化学堵水应用在储层内部孔隙和裂缝。
化学堵水剂按其作用机理可分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。
选择性堵水剂作用机理：当油水在不同的通道中流动时，选择性堵水剂可以堵塞水流通道而不会堵塞油道；当油水在同一通道流动时，选择性堵水剂只能降低水相渗透率。
非选择性堵水剂作用机理：非选择性堵水剂优先进入高渗透区和裂缝，堵塞通道可能是水流通道，也可能是油流通道。
Chen Lifeng 等人[9]认为，选择性堵水剂在油田的成功应用极其少，主要原因是投资回报率低、高温高矿化度条件下效果差、易减产。
选择性堵水剂用于小孔道（如孔隙和微裂缝），堵水强度很低，一般小于0.1 MPa。
与选择性堵水剂相比，非选择性堵水剂具有更高的封堵强度，适用于人工裂缝和天然大裂缝[1， 10， 11]。
采油工程中注水方案包括一、地质条件分析在制定注水方案之前，首先需要对油田的地质条件进行充分的分析和研究。
主要包括以下几个方面的内容：1. 油藏类型：不同类型的油藏在进行注水作业时，所需要的注水方式和方法都有所不同。
而且，不同类型的油藏对注水的响应也有所不同。
因此，需要根据具体的油藏类型来制定相应的注水方案。
2. 油藏压力：注水作业需要通过增加油层的内部压力来推动原油向井口运移。
因此，需要对油藏的压力情况有所了解，以确定注水作业的具体施工参数。
3. 油藏渗透率：渗透率是一个决定油田开发程度的重要指标。
渗透率越高，油藏中的原油便越容易被开采。
在进行注水方案设计时，需要根据不同的渗透率情况来确定注水的具体措施和方式。
4. 油藏水驱特征：油藏中水的含量和性质对注水作业有着直接的影响。
需要对油藏中水的含量和水驱特征有所了解，以制定出适合的注水方案。
二、注水井选址与布局在确定了地质条件之后，下一步便是进行注水井的选址和布局。
这个过程包括以下几个方面的内容：1. 选址原则：注水井的选址原则主要有以下几点，包括与采油井的距离不能过远，需要充分利用地形地貌和油层的空间结构，以提高注水的效果。
另外，还需要避免地质构造的复杂区域和干扰井的影响。
2. 注水井布局：注水井的布局需要根据油层的空间结构和地质条件来确定。
在确定注水井的布局时，需要充分考虑到注水井的数量、井距、井深等参数，以实现最佳的注水效果。
3. 注水井类型：根据地质条件和油藏特征的不同，注水井可以分为常规注水井、调剖注水井、水平井注水、压裂注水井等。
需要根据具体情况来确定注水井的类型。
三、注水工艺和措施在确定了注水井的选址和布局之后，下一步便是制定出具体的注水工艺和措施。
主要包括以下几个方面的内容：1. 注水方式：注水方式主要包括自然注水、机械注水和化学注水等。
根据具体的地质条件和油藏特征，需要确定最合适的注水方式。
2. 注水剂选用：注水剂的选用直接关系到注水的效果。
管理学家2014.03359三、存在问题及下一步建议大斜度斜井抽油泵经过样机加工、试验和现场应用，运转情况比较理想，我们会在后续的工作中对该泵进行持续的改进，已满足油田用户的需求。
四、结论大斜度斜井抽油泵，是为解决常规抽油泵在斜度大的定向井中泵阀启闭动作滞后，阀球旁落，泵效低等问题而设计的。
经过样油井堵水是油田开发中后期的一项关键技术，它的核心内容主要是针对油井油层厚度高、油层多、不同油层之间的差异比较大，且个别油层水淹严重，也就是所谓的高含水等问题，而做出的必须对出水严重的油层位进行把关控制所采取的一种必不可少的井下措施，这是油井堵水的概念及含义，也是它操作的基本理念。
一、油井堵水的方法总述在现代技术武装下的油层堵水方法，也是国内各个油层所采用的堵水方法，主要由以下两种方法，一种是机械堵水，另外一种是化学堵水。
那什么叫机械堵水呢？所谓的机械堵水就是通过在油井中下入封隔器管柱，把出水层位封隔起来堵死，它不需要通过其他物质反映，单纯是一种技术手段。
而化学堵水主要是指在地面上向出水层注入一些化学堵剂，利用化学堵剂与油层发生的物理反应和化学反应的产物封堵油层的方法，它侧重于物理手段，是通过某些物质作用于油层之间的相关物质，产生的“合成物”对油井出水进行封堵的方法，在现代的油井中，化学堵水更常见。
按照化学堵剂的化学性质，化学堵水还可以细分为：选择性堵水和非选择性堵水，关于化学堵水中这两种方式利弊，本文将一一解析。
二、油层堵水中机械堵水的效果分析油井机械堵水技术是采用机械的方法，对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，减少产水量技术。
如前文所述，在国内各油层的堵水方法中，机械堵水也是一种比较常见的技术，它主要是通过在油井中下入封隔器管柱，把出水层位封隔起来堵死来实现成功堵水。
（一）机械堵水的有效性。
油井出水是油田开发中后期的常见现象，特别是水驱油田，油井出水是不可避免的。
不同油层的特殊性质及开采过程中措施不当等原因，会使油层中的水推进不均匀，造成油层出水，从而造成在开采油田的过程中不必要的麻烦，从而降低油田开采的产量及效率，所以在开采油田的过程中，要特别注意油井出水动向，确定出水位置，同时采用相应的堵水措施，比如机械堵水。
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。
4）属于油藏问题还是近井地带问题，近井地带问题包括管外窜，井底附近微裂缝及隔层窜漏等，油藏问题包括底水锥进，油水井间裂缝连通和高渗透贼层等。
管外窜可发生在油井开采的各个时期，但刚刚完井或刚采取增产措施后以外出水，发生管外窜的可能性更大，温度，噪音及水泥胶结测井可用于分辨管外窜。
套管漏失通常会造成产水意外增加，温度测井对比和水质分析对比法可用寻找漏失点。
高渗透层会造成油藏内各部分驱油速度的不一致和水的过早突破，从而造成扫油效率较低的低渗层能量损失。
如果油藏为天然水驱则可用压差密度计和过套管中子测井技术试底水锥进，若为注水井注入水造成水浸，则可采用示踪剂技术。
油井何时过量产水也可帮助判断出水机理。
早期出水可能是射孔段过于接近水层造成的，也可能是增产处理作用于水层或使生产井和注水井直接连通造成的，油井较晚阶段出水则是由水驱或天然水驱形成水驱孔道，底水锥进，套管漏失，油气藏衰竭其中的一种或多种条件决定的。
3、堵水难易程度排序根据出水机理的不同，sergbl等人将凝胶处理生产井过量出水的难易程度进行了排序，由易到难依次增加的顺序是（1）油管/套管/封隔器漏失。
（2）管外窜。
（3）具有不渗透隔层的层状油藏。
（4）注水井和生产井之间的裂缝连通。
（5）二维水锥问题（存在裂缝）。
（6）天然裂缝油藏裂缝。
（7）三维水锥或水脊（水平井）。
（8）没有不渗透隔层的层间窜流问题。
在上述的8项中，（1）和（2）属完井造成的问题，一般采用常规修井技术进行处理，在此方面，凝胶与水桥塞或水泥封堵相比，可进入地层深处几米处，因而可产生更深的封堵。
（3）—（8）属油藏因素造成的问题，其中具有不渗透隔层的层状油藏是堵水选择的最佳对象。
三、方案优势封堵技术可分机械封堵和化学封堵两种，机械封堵一般采用封隔器或滑套，既可在完井时将其下入井内，也可在产水后需要封堵时将其下入井中，化学封堵一般采用强度较大的冻胶或水泥浆对井筒或地层进行封堵，当采用某种堵水技术进行处理时，首先必须权衡技术的可行性及其经济效益，一般应以投入产出比的大小来优选方案，而不是仅仅考虑投资问题。
化学封堵方案筛选时，必须考虑的问题是：处理时面对的油藏和地面条件；堵水处理剂类型的选择；处理的预期效果。
方案优选包括以下步骤。
1、据油藏地层流体特征及地面条件判断堵水技术的可行性，包括能否得到满足地层温度，地层水矿化度和地面环境要求的堵剂，该堵剂强度能否满足生产压差的需要。
2、堵剂类型选择，按处理剂的封堵性能特点不同，可将其分为封堵剂和相对渗透率剂两种。
3、堵剂，封堵剂一般用于出水层位与油层间具有良好隔层的油井，管外窜井和套管漏失井的封堵，所用的封堵剂一般为水泥，树脂和强凝胶等。
若采用封堵剂对油井进行选择性堵水必须采用选择性注入工艺（包括下封隔器单注出水层，双管注入和暂堵保护等工艺）。
由于流体在基岩中的流动通道一般是孔喉和孔隙间的连通，因而。
地层封堵剂不必堵塞所有孔隙空间和孔喉，只要完全堵塞井筒和油层之间的流动通道即可达到目的，一般以堵得住，堵的浅为原则，地层封堵有效期的长短取决于封堵剂在地层条件下的热稳定性的好坏，井筒封堵剂效果的好坏取决于封堵剂自身的强度和堵剂与油管之间的胶结程度。
4、相对渗透率改善剂，相对渗透率改善剂一般使用于油水层无法明显分开，出水层位不清楚及同层水的封堵，其封堵特征是对水相渗透率的，其选择性堵水作用主要通过堵剂水相相对渗透率的降低程度大于对油相相对渗透率的降低程度来实现，同时应铺以选择性注入工艺，以提高选择性堵水效果，常用的相对渗透率改善剂有聚丙烯酰胺，两性离子聚合物，弱凝胶等，相对渗透率改善剂的堵水有效期，不但取决于堵剂在油藏条件下的热稳定性，而且也与油藏中流体分布特征，油藏特征及开采动态有关，一般可采用数值模拟方法预测其有效期的长短。
5、处理效果预测，一般来说，符合某井油藏和井身条件的处理技术可能有几种，为取得良好的经济效益，不但应考虑最佳的投入产出比，而且必须重视施工工艺的可行性及成功率，应在尽可能提高工艺成功率基础上追求最大经济效益或投入产出比，工艺成功率的大小主要指所用工艺技术能否将堵剂注入到预期的位置，这里必须考虑井下设备的可靠性，对地层认识程度的可靠性及注入设备的可靠性等方面，工艺的成败直接决定堵水效果的好坏。
在工艺成功基础上，应考虑堵剂用量，堵剂强度和堵剂的封堵性能等参数读堵水效果的影响，一般采用数值模拟技术优化堵剂用量及堵剂性能，并根据现场条件和工艺要求选择出合理的堵剂用量和堵剂性能参数。
四、工艺设计当确定采用某种方案进行处理后，设计者应重新分析井身结构，现场可得到的工具（封隔器、连续油管、注入设备）以设计最佳注入工艺，工艺设计包括注入方法，陪液设备，注入设备，井下设备及注入排量等方面的设计。
1、注入方法这是首先需考虑的问题，目前现场常用的注入方法有笼统注入法，采用机械封隔方法进行单层注入法和双管注入法，近年来，为减少堵剂对非目的层的侵入，作者曾提出了采用形成表面堵塞法减少堵剂对非目发层侵入的技术，ziiha等人提出了采用聚合物桥联吸附作用实现堵剂选择性进入方法。
这些新技术的应用有助于提高笼统注入条件下的堵水成功率。
2、施工设备工艺设计中需要考虑的第二个问题是采用什么样的井下工具（包括封隔器）。
采用何种管柱（工作管柱、生产管柱还是连续油管）以及应用何种注入设备和配液设备等，设计时要充分考虑到现场的实际情况。
4、排量设计在此问题认识上，国内外有一定差距，国内许多学者认为，应在条件允许范围内，尽量选择低压低排量的注入模式，以达到堵剂选择性进入高渗透层的目的，而国外通常采用的设计原则是在压力允许范围内，选择最大注入速度进行注入，压力范围限制主要取决于油套管尺寸及耐压强度，地层破裂压力梯度，处理体系的剪切敏感性，其中破裂压力的计算应考虑堵剂注入过程中地层的冷却作用，因为温度的降低会相应造成地应力的下降，从而相应地降低地层破裂压力，若注入压力过高，可能造成施工过程中出现冷裂缝。
5、堵剂配方设计根据优化设计提出的堵剂性能指标要求（突破压力，油相残余阻力系数和水相残余阻力系数）及工艺设计要求，在充分考虑井底温度，地层水矿化度，酸碱度和注入时间要求条件下筛选考察堵剂配方。
在配方选择方面一定要注意的一个问题是堵剂的注入对井底温度的变化造成的影响，目前，温度场对地层的作用，尤其是对高温地层的作用至今还没有引起我国堵水工作人员的注意，但近两年国外在此方面进行了一些研究，结果表明堵剂的快速注入及大量注入将导致井底温度的显著降低，若使井底温度恢复到油藏温度一般需要几天甚至几个月的时间，若需进行大剂量堵水作业，则要进行温度场模拟计算，以确保堵剂在设计时间内的充分交联，温度常计算有助于调整堵剂配方或泵入速度，如北海油田1口油井含水达70%，测井曲线结果表明，下部射孔层段只产水，上层同时产水和油，两层中间有1.3m的隔层，设计采用双管注入方式，通过扰性油管向下部产水层注入堵剂，同时，通过生产油管向上部射孔层注入2%kcl盐水保护油管及隔层不受伤害，该油藏温度为92℃，最初考虑采用高温引发剂（80℃以上起作用），然而通过运行温度模拟器发现，堵剂注入后，至少需要一个月时间才能使井底温度恢复到80℃，如果采用高温引发剂至少需要关井一个月，显然，关井时间过长在经济上是不合理的，根据温度场模拟结果，设计者采用了低温引发交联体系交联（60℃以下交联体系），处理后50d 便收回了措施成本。
五、结论和建议1、堵水是一项复杂的系统工程，需要油藏，采用，化学等各方面专家密切配合，任何一方面的失误或处理不当，都可能导致堵水措施的失败，绝不能把堵水失败的原因都归结于堵剂2、正确识别出水机理是堵水作业的基础，开发动态分析和生产测井技术紧密配合，有助于提高堵水机理的识别程度。
3、堵剂配方应考虑堵剂注入过程中温度场的变化，温度场模拟有助于提高油井堵水，特别是高温油井堵水措施的效果。
4、堵剂用量的优势不但应考虑油井增油的潜力，而且应特别考虑堵水工艺及现有技术的可行性及可靠性。
