致密气藏防气窜固井技术研究与应用

埕海地区防气窜固井技术王春才【摘要】水泥浆在凝结过程因失重而造成的气窜问题是影响固井质量的重要因素之一.油井一旦发生气窜,会造成巨大的经济损失,甚至造成重大井控事故.大港油田埕海区块地质情况复杂,温度高,压力大,油、气活跃,固井防气窜难度大.从埕海区块地质特点出发,分析了该区块油层套管气窜的原因,研究总结出一套适合埕海地区的油层套管防气窜综合固井技术,从而提高固井质量.【期刊名称】《天津科技》【年(卷),期】2018(045)001【总页数】4页(P74-76,80)【关键词】固井;防气窜;埕海;水泥浆【作者】王春才【作者单位】天津中油渤星工程科技有限公司天津300451【正文语种】中文【中图分类】TE251 埕海地区气窜风险分析埕海区块属于大港油田，为张东断层下降盘鼻状构造。

本区域目的层埋藏较深，在3,900～4,300,m左右，井底循环温度 90～110,℃，完井钻井液密度1.30～1.44,g/cm3，主力油层位于沙河街，油气异常活跃。

由潜气窜因子法(GFR)计算该区域的潜气窜因子，了解该地区的气窜危害程度。

水泥浆液柱压力损失(失重)与水泥浆静胶凝强度发展引起的关系为：式中，MPR为水泥浆静胶凝强度发展引起的压力损失，MPa；SGS为水泥浆静胶凝强度，MPa；L为环空水泥浆长度，m；Dh为井眼直径，mm；Dc为套管直径，mm。

水泥浆静胶凝强度达到 240,Pa时，水泥浆就有足够的强度阻止气窜，可能引起水泥浆气窜的最大压力损失为：水泥浆顶替到位后初始过平衡压力(OBR)为：式中，PST为初始静液柱压力，MPa；PG为气层压力，MPa；OBR为初始过平衡压力，MPa。

GFR值为 1～3，发生环空气窜的潜在危险程度为轻度，GFR值3～8为中等，GFR值大于8为严重。

埕海区块均采用 139.7,mm油层套管固井，分别将各井数据代入以上公式，可得该区域井位的 GFR，可见该区块各井均存在不同程度的气窜风险，如表1所示。

科技与创新｜Science and Technology & Innovation2024年第02期DOI：10.15913/ki.kjycx.2024.02.024吉林油田枯竭型气藏储气库固井技术贾聚全（吉林油田公司钻井工艺研究院，吉林松原138000）摘要：地下储气库运行时井筒需要承受注采交变载荷，对一次固井质量及水泥石长期性能要求高。

枯竭型气藏储气库固井施工过程中存在漏失、井筒封闭困难、注采管柱要求高等技术挑战。

为保障储气库长期安全运行，从分析储气库井井口带压原因出发，通过优选韧性材料和韧性水泥浆体系、采用凝胶堵漏技术、优化固井施工参数等措施，保障了吉林油田双坨子储气库一期工程3口先导试验井各层次套管固井水泥浆一次返地面，固井质量合格率为100%，固井胶结平均优质率达到75.03%。

关键词：储气库；韧性水泥；凝胶堵漏；顶替效率中图分类号：TE37 文献标志码：A 文章编号：2095-6835（2024）02-0088-03当前国家将油气储运的重点工程作为油气工作的重点事项，其中吉林双坨子储气库为在建储气库重点工程之一。

双坨子储气库分2期建设，一期工程涉及新钻井3口，其中泉三段1口定向井（坨库X1）、泉一段1口水平井（坨库X2）和1口直井（坨库X3）。

要保证储气库井的长期安全运行，不发生天然气泄漏等严重事故，首先要确保套管及环空水泥环长期有效密封。

从分析储气库井井口带压原因出发，针对性采取预防措施，才能保证储气库井筒密封的完整性。

1 储气库井井口带压原因分析及预防带压措施分析各储气库建设和运行情况，储气库井环空带压主要原因如下：①油管和套管泄漏。

由封隔器密封失效或内管柱螺纹丝扣连接差等情况引起。

②固井时钻井液顶替效率差。

提高顶替效率是保证层间封隔和防止环空带压问题的一项重要措施，防止环空带压的第一步就是要提高固井时的顶替效率。

③水泥浆设计不合理。

水泥浆的性能除满足施工要求外，还要考虑水泥石（如杨氏模量、泊松比等）的力学性能由于井下温度、压力、应力变化能否满足长期封隔的需要。

中国石油固井技术发展历程及建议原标题：中国石油固井技术进展及发展建议文|齐奉忠刘硕琼沈吉云中国石油集团钻井工程技术研究院固井是油气井建井过程中的一个重要环节，固井质量直接关系到油气井寿命、长期安全生产甚至油气藏的采收率。

随着石油天然气勘探开发工作的不断深入，勘探开发对象日益复杂。

深层、低渗透、非常规油气资源储量成为油气产量新的增长点，老油田稳产增效成为工作重点。

为了满足复杂油气藏、老油藏挖潜及海外复杂区块油气勘探开发的需求，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）固井专业通过“十二五”的技术攻关，基本形成了系列配套的固井材料、固井工具及相应的固井工艺技术，有力地支撑了油气生产。

在新的勘探开发形势及低油价大的市场环境下，固井技术面临新的严峻挑战，需要从基础理论、水泥浆体系、固井工具、软件及智能化固井平台系统等方面开展深入持续的研究工作，进一步提升技术创新力，解决复杂井固井“有方法、无把握”的问题，实现油气井全生命周期井筒密封，提升固井工程技术对勘探开发的服务保障能力。

石化监理1 “十二五”固井技术进展“十二五”期间，中国石油固井技术进展主要表现在工艺技术、功能材料和水泥浆体系、工具与附件、技术装备、基础理论研究5个方面。

1.1 工艺技术方面1.1.1 大温差长封固段固井技术近年来，油气勘探开发向深层及复杂地层发展，大温差长封固段井固井越来越多。

通过深入攻关，解决了水泥浆超缓凝、浆体稳定性差，以及水泥石抗压强度低、发展慢等技术难题，有效提高了长封固段大温差井的固井质量。

近5年来，大温差固井技术在中国石油的塔里木、西南、长庆、冀东、华北等油气田推广应用1000多口井，有效保障了井筒完整性，为简化井身结构、降低成本、实现提速提效提供了技术支撑。

1.1.2 深层高压酸性天然气井固井技术安岳气田是迄今我国发现的单体规模最大的碳酸盐岩整装气藏，该气田磨溪—高石梯地区φ177.8mm尾管井段集中了6项固井技术难点（跨120℃温度敏感点、温差大、高密度水泥浆、存在高压气层及水层、尾管固井、五开降钻井液密度）（图1），固井难度大、要求高。

5 创新“半程固井工艺”，解决水平井漏失难题结合水平井完井固井需求，开展了液压封隔器、分级箍等工具、水泥浆体系、施工工艺的研究，形成了针对储气库水平井完井需求的半程固井工艺。

“半程固井工艺”管串结构：旋转引鞋+168.3mm 筛管串+168.3mm ×177.8mm 变径短节+177.8mm 套管1根+177.8mm 遇油遇水膨胀封隔器+177.8mm 套管1根+177.8mm 遇油遇水膨胀封隔器+177.8mm 套管1根+177.8mm 盲板+177.8mm 套管1根+177.8mm 液压式管外封隔器+177.8mm 套管1根+177.8mm 液压式管外封隔器＋177.8mm 套管1根+分级注水泥器+177.8mm 套管串。

将遇油膨胀封隔器要求放置在泥岩段，用于防止泥岩坍塌，优选性能可靠的液压式管外封隔器安放在技术套管内，可承托35MPa 以上的液柱压力，保障封隔效果，通过分级箍实现上部177.8mm 套管段固井，合理匹配各工具间的工作压力，保障了两层套管间水泥的有效封固。

针对水平井完井存在漏失的情况，下套管前对漏失风险进行全面分析，制定对应措施，规避下套风险，通过封隔器试坐封，进行环空反排，确定环空液面高度，形成了创新版的半程固井工艺，解决了水平井完井固井的漏失难题。

6 优选高效防漏隔离液体系，提升地层承压能力采用堵漏隔离液，应用新型纳米堵漏技术，添加的纳米极性胶团在井下压差作用下形成致密的防漏膜，有效解决固井过程中的漏失情况，在密度与流变性能设计上，与钻井液、水泥浆形成密度梯度、流变梯度，提高固井顶替效率。

在使用长度的设计上，隔离液使用长度为500m ，增加隔离液与井壁的接触时间，提升堵漏性能，保障清洗效果。

同时隔离液中的纳米堵漏成份不会影响储层渗透性，避免堵漏材料对储气库后期注采产生影响。

7 研发韧性防窜水泥浆体系，提高水泥石全生命周期为满足储气库多轮注采对固井水泥石的要求，提升井筒质量完整性，保障水泥石的全生命周期，研发了新型的韧性防窜水泥浆体系(见表1，水泥浆密度为1.85～190g/cm 3)。

文章编号：1000 − 7393(2023)04 − 0493 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.202206042负压开采与泡沫排水复合采气工艺在致密砂岩气藏的应用肖庆华1,2 文涛1 粟超1,21. 中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院；2. 四川恒溢石油技术服务有限公司引用格式：肖庆华，文涛，粟超. 负压开采与泡沫排水复合采气工艺在致密砂岩气藏的应用［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（4）：493-498.摘要：为提高苏里格致密砂岩气藏气水同产井在低压、低产阶段排采效果，提出了负压开采与泡沫排水复合采气工艺。

通过对典型区块气井单位压降产量、低压低产阶段剩余可采储量和生产系统节点分析，对复合工艺适应性进行了研究，结合适应性研究结果、复合工艺增产原理及负压开采设备关键参数制定了复合工艺选井原则，并优选了3口井进行现场试验。

结果表明：复合工艺对低压、低产阶段不能正常携液生产的气井具有较好的适应性，当井口油压降至0 MPa 时，能使气井产量在0.2×104 m 3/d 左右时仍正常携液生产，在泡沫排水的基础上可进一步降低停喷地层压力。

优选Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类3口试验井，措施期间日均增气量分别为0.50×104 m 3/d 、0.39×104 m 3/d 、0.28×104 m 3/d ，能将井口油压最低降至−0.05 MPa ，可见复合工艺能有效降低气井井口压力，释放气井产能，同时储层品质越好的气井复合工艺应用效果越好。

关键词：苏里格气田；排水采气；负压开采；泡沫排水；低压低产；气水同产中图分类号：TE375 文献标识码： AApplication of the composite gas production technology to tight sandstone gas reservoirs:Negative-pressure production and foam-assisted dewateringXIAO Qinghua 1,2, WEN Tao 1, SU Chao 1,21. Research Institute of Geological Exploration and Development , CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu 610051, Sichuan , China ;2. Sichuan Hengyi Petroleum Technical Services Ltd., Chengdu 610051, Sichuan , ChinaCitation: XIAO Qinghua, WEN Tao, SU Chao. Application of the composite gas production technology to tight sandstone gas reservoirs: Negative-pressure production and foam-assisted dewatering ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(4):493-498.Abstract: To improve the drainage performance of the low-pressure low-rate wells with co-production of gas and water in the Sulige tight sandstone gas reservoir, the composite gas production technology of negative-pressure production and foam-assisted dewatering was developed. The applicability of the composite production technology was analyzed in accordance with the gas production of wells per unit drawdown pressure, remaining recoverable reserves in the low-pressure low-rate production stage and production system nodal analysis of the representative Sulige block. Moreover, the well candidate criteria were proposed for the composite production technology, considering the applicability analysis, production stimulation mechanisms and key parameters of the negative-pressure production equipment, and field testing was performed in three wells selected correspondingly. The results showed基金项目: 中国石油天然气集团公司中油油服科技统筹项目“苏里格低产低效井综合治理研究”(编号：2019T-008-004)。

致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。

在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。

在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。

致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。

在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。

致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。

我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。

在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。

希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。

1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。

致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。

致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。

由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。

致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。

我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。

只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。

【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。

二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。

固井中水泥浆用量如何计算【浅谈固井水泥浆技术实践应用】对漏失井、低压力层段、防气窜等固井水泥浆技术难点进行了论述，总结了深井超深井水泥浆固井技术实践应用取得的进展情况，为固井水泥浆技术应用提供参考。

固井水泥浆技术实践应用0引语多年来，胜利油田几代固井人对高低压气藏、低压易漏失多压力系统等多种类型井的井况，采用了分级固井、高密度水泥浆固井、低密度水泥浆固井、防气窜水泥浆固井等十余种固井方法，应用了液压大钳上扣、铰链式套管扶正器、流变学注水泥设计以及计算机辅助设计与模拟技术等手段，充分发挥了高性能自动混浆及配套固井设备、水泥添加剂、固井工具附件及固井“三参数”实时监测系统的作用，基本满足了油田生产的需要。

1固井水泥浆技术难点1.1漏失井固井如244.5mm套管固井中，50%～80%的井都具有低压漏失层，且易垮塌，严重影响钻井速度，延长了钻井周期。

这种井的固井根据井下漏层位置、承压能力、漏失量大小来确定固井方式。

井漏失状况常见的有三类：一类在钻井过程中有渗漏的漏失层，在下套管中或固井中发生井漏，甚至较严重漏失；二类是已知漏失层，下套管或注水泥中发生井漏；三类是已知裸眼存在漏失层，且有两个以上，但漏失程度不同。

针对各个不同的漏失程度和性质，采用的固井工艺技术为：（1）“同步法”固井工艺。

对第一类，在注水泥前对套管内注入一定量的桥堵泥浆，边堵边注水泥固井，实施动态堵漏固井。

对井筒存在小漏或微漏的井，此法能达到使水泥返到设计的高度。

（2）正注反打水泥固井工艺。

这种方法主要针对漏失层的位置和压力都比较明确的单一漏失层的固井。

在这过程中要慎重抓好三个环节：找准大漏层位置和地层破裂压力；正注时要为反打水泥浆保留通道；正注反打要分步进行。

当单一漏层采用正注反打水泥时，应根据漏失层破裂压力来准确计算正注水泥浆量和反注水泥浆量。

（3）分级注水泥和正反注水泥相结合工艺。

川东地区的井，井筒存在多个漏失层，且在裸眼的上下段都有大漏层，采用分级固井结合正反注水泥工艺以第一级固井封固下段主漏层，第二级采用正、反注工艺封固上部多个漏失层及较严重漏失层，达到水泥反灌至地面。

致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理石油钻采工艺
致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理主要涉及以下方面：
1.孔隙结构和孔隙度：致密气藏的孔隙结构复杂，孔隙度通常在0.01-0.1之
间，这意味着气体在储层中的渗透能力大大降低。

2.气体吸附：致密气藏中的气体分子会与岩石表面发生吸附作用，这也导致
气体的有效渗透能力进一步减小。

3.渗流特征：渗流过程中受到岩石微观结构的影响，如毛细管力、电场效应
等。

4.压力敏感效应：在开发过程中，由于井底流压小于原始地层压力，并且地
层不断亏空导致孔隙内流体压力降低，使得有效应力增大，孔隙、孔喉会受到压实，进而影响储层渗透率及油气井产量。

5.扩散效应和吸附效应：这两种效应也会影响气体的渗流。

如果需要更多关于致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理的详细信息，建议咨询石油钻采工艺专家或查阅相关文献资料。

致密气（Tight Gas）是指渗透率小于0.1 md的砂岩地层天然气。

致密气和页岩气作为两种重要的非常规天然气资源，已经逐渐成为天然气产量的主要增长点。

我国致密气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现。

近几年，我国致密气地质储量年增3000亿立方米，产量年增50亿立方米，呈快速增长态势，致密气开发的技术也有了长足进步。

与更广为人知的美国页岩气革命一样，致密气正在改变着我国的天然气生产格局，并将成为我国扩大“非常规”天然气生产的主力。

我国的目标是到2030年“非常规”天然气产量增长近七倍。

2012年，我国致密气产量突破300亿立方米，几乎占到全国天然气总产量的三分之一，到2030年时则有望增至1000亿立方米，抢在页岩气和煤层气之前引领“非常规”燃料的大发展。

中石油前副总裁、油气田勘探开发专家胡文瑞称，在找到开发致密气的方法后，我国的致密气产业进入了快速发展时期。

中国工程院预测，2020年我国致密气产量将达到800亿立方米，而届时煤层气产量预计为500亿立方米，页岩气产量为200亿立方米。

118井筒积液是所有产水气井在全生命周期生产过程中都会出现的普遍现象。

气井一旦能量不足，井筒就会发生积液现象，会造成井筒压降升高，增加液体对气层的回压，导致产气量下降，如果不及时采取合理排水采气措施，气井积液问题就会愈发严重，导致气井水淹停产，极大降低了气井最终采收率。

文章首次提出“潜油电泵深抽+采出水不出地面处理”研究思路，以产出水不出地面为目的，充分发挥电潜泵深抽优势[1-5]，创新集成高产水气井同井采注技术，实现气井稳定生产和产出水井下回注，有效降低采气成本，提高气井开发效果。

1 潜油电泵同井采注工艺原理1.1 工艺原理在高产水气井回注层与产层之间用过电缆封隔器（气液流道转化装置）封隔油套环空，潜油电泵机组下至封隔器以下，流体通过气液分离器分离后，通过离心泵增压进入封隔器下部油管，从集成分流接头进入过电缆封隔器内中心管，然后经桥式分流接头进入到封隔器以上油套环空，注入到目的层；气体从气液分离器进入封隔器下部的油套环形空间，上升至集成分流接头从进气孔进入过电缆封隔器内外中心管的环形空间，从桥式分流接头的气流通道进入到封隔器上部的油管内，从油管采出地面。

1.2 主要优点（1）潜油电泵机组可下入大斜度及水平井段生产运行，相比有杆泵可以有效避免管杆偏磨问题。

（2）排液快，排量范围广，可通过变频控制技术进行排量调整。

在一定排量范围内，可避免高产水气井同井采注技术研究及应用王锦昌 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院 河南 郑州 450006摘要：高产水气井因产水量大而存在井筒连续排液难、地面气水混输难及产出水处理成本高等问题。

为此，基于“潜油电泵深抽+采出水不出地面处理”研究思路，研制了一种井下气液流道转化关键装置，实现井下气水流道空间转换及产层与回注层有效封隔；创新形成高产水气井潜油电泵同井采注工艺技术，确保气井油管稳定采气、油套环空产出水不出地面直接井下回注。

潜油电泵同井采注工艺技术在42口高产水关停气井中推广应用，累计增产3350万m 3，产出水全部实现井下回注，节省污水处理成本926万元，实现高产水气井经济有效排采。

致密气藏水平井测井产能预测方法研究肖飞;成志刚;李戈理;罗少成;陈玉林;杨智新;陆艳萍【摘要】苏里格气田×区具有孔隙度小、渗透率低、孔隙结构复杂、各向异性和非均质性强等特点.在水平井开发过程中,由于测井系列少,水平段物性变化大,难于给出合适的解释标准,多级分段压裂难以优选射孔层段,评价水平井产能成为难点.通过构建综合反映储层物性、岩性、电性的综合指数,对水平段分段分级评估,基于简化油藏渗流模型,利用测井资料分别计算各类储层的产能指数,与试油资料相结合得到了该区的产能预测模型.应用综合指数能很好地划分储层类型并指导射孔层段的优选,该产能预测方法只需测井参数,操作简单,预测精度高.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2019(043)002【总页数】6页(P143-148)【关键词】测井解释;产能预测;储层分类;水平井测井;致密气层【作者】肖飞;成志刚;李戈理;罗少成;陈玉林;杨智新;陆艳萍【作者单位】中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言水平井开采技术已成功地应用于各个类型的油田开发,对于非均质性强的致密储层,水平井的多级分段压裂及产能评价在水平井开发设计中尤为重要[1-3]。

研究目标区苏里格气田×区盒8段岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,具有孔隙度小、渗透率低、孔隙结构复杂、各向异性和非均质性强等特点。

本文针对目标区的储层特点及测井系列少的状况,提出采用综合指数对水平井段进行分段分级评估,为水平井段选择性开采优选射孔层段;并用考虑非均质性及各向异性的油藏产能模型与测井相结合对水平井进行产能评价。

二氧化碳驱气窜治理方法研究二氧化碳驱气窜治理方法研究【摘要】CO2驱油过程中，气窜的发生是影响驱油效果及降低采收率的最重要因素，但不同类油藏、不同开发阶段发生气窜的主要原因各有不同，因此针对气窜原因及类型选择合适的封窜技术十分重要。

本文在对不同类封窜体系机理及特点分析的基础上，结合油田树101区气窜井组特点，选择进行泡沫封堵，并优化了调剖方案，从而取得良好的调剖效果。

【关键词】CO2气窜水气交替凝胶泡沫＜b＞1 前言＜/b＞CO2是一种低密度、非粘稠、高流动性的流体，粘度远远低于地层水和地层原油，因此在CO2驱油过程中，不利的流度比将导致粘性指进，降低波及效率；同时由于地层的非均质性、裂缝等的存在，亦会导致气窜的发生，从而降低了驱油效率。

树101实验区树93-碳16、树96-碳12、树96-碳16井气窜后平均单井日产油量由3.9t/d下降到1.6t/d，气油比平均由22.8 m3/m3上升到145.3 m3/m3，因此CO2驱必须抑制气体的过早突破才能获得较高的石油采收率。

目前CO2封窜主要从改善CO2流度或封堵窜层两方面来开展封堵技术研究，主要有水气交替、泡沫、凝胶、沉淀等化学封窜方法。

＜b＞2 四种封窜技术特点评价＜/b＞2.1 泡沫封堵技术技术优点：一是泡沫体系具有“堵高不堵低”的特性；发泡剂在地层中具有良好的再次发泡能力，而且对低渗层位不会造成永久性的污染；二是泡沫剂本身是一种表面活性剂，能较大幅度降低油水界面张力，改善岩石表面润湿性，使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油；三是泡沫流动需要较高的压力梯度，从而能克服岩石孔隙的毛管作用力，把小孔隙中的油驱出。

技术缺点：特低渗透油层中应用的泡沫剂要求粘度小，易注入，由此也导致携药剂能力弱，易分层。

应用泡沫调剖时需现场配制，现场搅拌。

技术适应性：治理注气开发初到中期出现的气窜问题。

2.2 凝胶封窜技术根据树101实验区的油藏特点，通过大量的室内实验，共筛选出了2种凝胶封窜体系——SC-1无机凝胶、SCA复合凝胶，这两种凝胶体系的主要特点如下：技术优点：在树101井区油藏条件下，SC-1、SCA溶液粘度基本与水相同，在特低渗油藏中具有良好的注入性；SC-1、SCA凝胶对窜流通道的封堵效率达。

油气井堵水及封窜技术
油气井堵水及封窜技术是指在油气井生产过程中，由于地层中的水或其他外部介质进入井筒，影响井口产液能力或引起水窜现象时采取的一系列措施。

油气井堵水技术主要包括以下几种方法：
1. 堵水剂注入：通过向井筒中注入堵水剂，如聚合物、碳酸钙等物质，形成堵塞物，阻止水的进入。

2. 堵水垫压井：利用堵水剂在井底形成垫层，阻止水从地层进入井筒。

这种方法适用于水位较低且能够形成垫层的情况。

3. 注水井封窜：当存在多口井共用水源的情况下，通过调整注水井的产量，封堵从水源进入井筒的路径，避免水窜现象发生。

4. 阻塞裂缝：当存在地层裂缝导致水窜时，可以通过注入堵塞剂或填充剂，将裂缝堵塞，阻止水的进入。

5. 封孔堵水：对于水源已知的分水井，通过封堵渗透体系，堵塞水源通道，达到堵水的目的。

需要注意的是，选择适当的井堵水及封窜技术需要综合考虑油气井的具体情况，包括地层性质、水源位置、井口产液能力等因素，因此在实际应用中需要进行详细的勘察和分析。