李宜坤 李宇鄉(xiāng) 彭楊 于洋

1. 中國石油勘探開發(fā)研究院；2. 中國石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院

0 引言

從1957 年玉門油田開展油井堵水試驗、1961年大慶油田開展注水井調(diào)剖試驗至今，我國油田堵水調(diào)剖技術(shù)已經(jīng)歷60 年的發(fā)展歷程，大致分以下5 個階段［1-3]。

(1) 20 世紀(jì)50 年代堵水技術(shù)開始研究并現(xiàn)場應(yīng)用。玉門油田最早研究和應(yīng)用堵水技術(shù)，1957 年開始封堵水層的研究和試驗，1957—1959 年6 月堵水66 井次，成功率61.7%。

(2) 20 世紀(jì)60 年代初—70 年代為機械堵水發(fā)展階段。大慶油田在堵水封隔器及其配套工具應(yīng)用方面做了大量研究并取得重要成果，形成一套采油井機械堵水技術(shù)，并在現(xiàn)場進行推廣應(yīng)用。此外，大慶、勝利、華北、江漢、遼河、新疆等各油田都大面積推廣應(yīng)用封隔器及其配套的井下管柱卡堵高含水層，取得了降水增油的好效果。

(3) 20 世紀(jì)80 年代化學(xué)堵水蓬勃發(fā)展。80 年代初，勝利油田與中國科學(xué)院合作，研究成功部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)-甲醛交聯(lián)凍膠堵水技術(shù)，并進行了現(xiàn)場應(yīng)用，這是我國首次將水溶性聚合物交聯(lián)凍膠用于油井堵水，對促進我國化學(xué)堵水技術(shù)的發(fā)展有重要作用。此后，鐵、鋁、鈦等多價金屬離子交聯(lián)劑，甲撐基雙丙烯酞胺、烏洛托品、樹脂等有機交聯(lián)劑與HPAM 交聯(lián)凍膠先后在油田應(yīng)用。其他水溶性聚合物，如聚丙烯腈、木質(zhì)素磺酸鹽、黃原膠等在油田堵水中也相繼應(yīng)用，增油降水效果顯著。

1980 年1 月21—28 日，原石油部開發(fā)司在石家莊召開第1 次全國油田堵水會議。會議除由各油田匯報堵水工作、交流技術(shù)外，還組成了全國油田堵水協(xié)調(diào)組，協(xié)調(diào)組每年召開堵水工作會議，每兩年開一次全國油田堵水技術(shù)交流會。這對推動全國油田堵水技術(shù)的發(fā)展起了重要作用。1983 年石油部首次組織油田堵水技術(shù)考察團赴美國考察。通過幾年的研究和攻關(guān)，并借鑒學(xué)習(xí)先進經(jīng)驗，我國的化學(xué)堵水技術(shù)有了很大發(fā)展，化學(xué)堵水劑已發(fā)展了近百個品種，基本滿足我國堵水調(diào)剖的要求。

(4)20 世紀(jì)80 年代中期—90 年代末期，由油井堵水發(fā)展為以注水井調(diào)剖為主、堵水調(diào)剖并舉階段。1985 年在大連舉辦的第 4 次全國堵水會議明確提出了油田控水新理念：要有效控制油田出水，不僅要在油井堵水方面做工作，而且更重要的是在注水井調(diào)整吸水剖面(調(diào)剖)上下功夫，調(diào)剖對地層的影響面更大，能更好地改善開發(fā)效果。從此調(diào)剖技術(shù)的研究和應(yīng)用快速發(fā)展。TP-910 調(diào)剖技術(shù)先后在遼河、河南、勝利油田礦場試驗成功，然后推向各油田；水玻璃-氯化鈣、鉻交聯(lián)聚丙烯酰胺、木質(zhì)素凍膠等在初期調(diào)剖中起了先導(dǎo)作用。在20 世紀(jì)90年代初中期調(diào)剖技術(shù)的研究和應(yīng)用進入了鼎盛時期。調(diào)剖方式由單井調(diào)剖發(fā)展為油水井對應(yīng)調(diào)堵，進而發(fā)展為區(qū)塊綜合調(diào)堵；調(diào)堵方案設(shè)計由經(jīng)驗發(fā)展到物模和數(shù)模相結(jié)合的軟件設(shè)計；施工設(shè)備也研究了專用撬裝式大型施工泵及在線施工裝置等。

(5)自2000 年以來，深部調(diào)驅(qū)、“2+3”技術(shù)、深部液流轉(zhuǎn)向、微球調(diào)驅(qū)以及水平井控水技術(shù)得到發(fā)展。隨著油田開發(fā)進入高含水特高含水階段，油藏孔隙結(jié)構(gòu)、油層物性不斷發(fā)生改變，常規(guī)的堵水調(diào)剖技術(shù)已不適應(yīng)，深部調(diào)驅(qū)技術(shù)、“2+3”技術(shù)、深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)、微球調(diào)驅(qū)技術(shù)等應(yīng)運而生，使我國堵水調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展進入一個新階段。經(jīng)過近年來的深化研究，聚丙烯酰胺弱凍膠調(diào)驅(qū)技術(shù)、預(yù)交聯(lián)體膨顆粒調(diào)驅(qū)技術(shù)、微球調(diào)驅(qū)技術(shù)等比較成熟，應(yīng)用規(guī)模較大。隨著水平井規(guī)模應(yīng)用，開發(fā)生產(chǎn)中出現(xiàn)了含水上升快、產(chǎn)量遞減快等問題，促進了水平井控水技術(shù)的研究和發(fā)展。深部調(diào)驅(qū)技術(shù)已經(jīng)成為我國高含水油田二次開發(fā)，改善水驅(qū)開發(fā)效果提高采收率的一項重要技術(shù)。

1 機械堵水

1.1 機械分層堵水技術(shù)

1964 年冬季，大慶油田組織分層注水會戰(zhàn)。1965 年研制成功油井分層開采水力自封式551 型封隔器、水力密閉式651 型封隔器和625 型配產(chǎn)器，并投入現(xiàn)場應(yīng)用。油井機械堵水技術(shù)作為分層開采技術(shù)的延伸，也開始在油田出現(xiàn)。大慶先后研制應(yīng)用了四大類堵水管柱：整體式堵水管柱、卡瓦懸掛式堵水管柱、可鉆式封隔器插入堵水管柱、平衡式堵水管柱。

1965 年，勝利油田研制出自噴井橋式配產(chǎn)器油管支撐堵水管柱，主要由Y111 封隔器和KQS 配產(chǎn)器組成。

1960—1975 年左右，大慶油田處于低含水(≤30%)開發(fā)階段。1960 年開始橫切割內(nèi)部早期注水，保持了地層壓力，油井自噴能力強，油田長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。但由于滲透率的差異，注入水在縱向及平面上流動很不均衡，形成水竄，出現(xiàn)了層間、層內(nèi)、平面三大矛盾。為此，20 世紀(jì)60 年代中期開始研究應(yīng)用了分層采油工藝，形成了以551 型油井封隔器和625 型同心活動式配產(chǎn)器為主的分層采油工藝。管柱壽命達到3 年左右，現(xiàn)場施工成功率達到80%。將油層分成4～5 個層段，通過調(diào)節(jié)油嘴來調(diào)節(jié)每個層段的采油量，對油井進行分層段采油。從1964 年應(yīng)用分層采油技術(shù)以來，共實施約2 000 井次，根據(jù)1972 年“146”地區(qū)186 口配產(chǎn)井資料，平均單井日增產(chǎn)原油2.8 t，日產(chǎn)水量下降7.15 m3，含水下降13%。根據(jù)中區(qū)西部的20 口配產(chǎn)井統(tǒng)計資料，平均單井日增產(chǎn)原油6.6 t。分層配產(chǎn)工藝基本解決了由于滲透率差異而造成的層間及平面上產(chǎn)能不均衡的矛盾，達到均衡開采的目的。

1976—1980 年，大慶油田進入中含水(31%～60%)開發(fā)階段。此階段注入水沿高滲透層突進加劇，油井多層見水，主力油層含水上升快，挖潛越來越困難。為提高工藝成功率、測試調(diào)配效率、分采層段數(shù)，研制了機械壓縮式752 型和755 型封隔器、635 型偏心配產(chǎn)器，逐漸取代機械擠壓式(851 型)封隔器，配產(chǎn)器由635 型偏心配產(chǎn)器取代625 型同心活動式配產(chǎn)器，工藝成功率達90%以上。1979 年底，實施油井機械分層采油堵水314 口井，年降水1.5×104m3。據(jù)部分井統(tǒng)計，平均每口井降水41 m3/d，增油2 t/d，基本達到了中含水期開采控制含水上升的目的。

1980—1990 年，油田進入高含水(60%～80%)開發(fā)階段，大部分油井已經(jīng)多層多方向見水，不但主力油層高含水，非主力油層中偏好的油層也高含水，堵水的井或?qū)釉絹碓蕉?。油井由自噴逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)闄C械采油，為此開發(fā)了645 型滑套式堵水器、丟手分采管柱、可鉆式封隔器和插入管柱。堵水管柱由整體式轉(zhuǎn)變?yōu)閬G手分采或分堵管柱，配產(chǎn)工藝逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榛锥滤に?。丟手管柱克服了整體管柱上下蠕動、影響封隔器的密封性能、堵水效果差的缺點，降低了檢泵作業(yè)費用和勞動強度?；锥滤鉀Q了級數(shù)多、不動管柱可任意調(diào)整堵水層位的問題?？摄@式封隔器和插入管柱堵水技術(shù)封堵壽命達到10年。“六五”期間實施機械堵水649 口井，共增油42.5×104t；“七五”期間平均每年堵水施工280 口井，共增油41.5×104t，平均單井日降水約20 m3，日增油2.5 t 左右，工藝成功率在90%以上，堵水有效率達76%。

勝利油田自噴井機械堵水始于20 世紀(jì)60 年代。1965 年，勝利油田井下作業(yè)大隊研制出自噴井橋式配產(chǎn)器油管支撐堵水管柱，主要由Y111 封隔器和KQS 配產(chǎn)器組成，底部絲堵支撐井底，承受油管自重作用在封隔器上的軸向壓縮力，使封隔器上的封隔件受軸向壓縮而向徑向擴張，以封隔油套管環(huán)形空間。該管柱適用于中深井，結(jié)構(gòu)簡單、施工操作方便，下放管柱至井底即可坐封封隔器，上提管柱可使封隔器解封。但最多能應(yīng)用2 級封隔器，封隔層之間的層間壓力差不宜大于6 MPa。此后，該類堵水管柱每年現(xiàn)場應(yīng)用80 余井次。1968 年，井下作業(yè)指揮部研制出機械卡瓦支撐管柱，主要由KQW支撐器或251-6 封隔器(新編號Y211 封隔器)、251-151 封隔器(新編號Y111 封隔器)和KQS 配產(chǎn)器組成。在正常工作狀態(tài)下，油管自重產(chǎn)生的軸向壓縮力使封隔器上的封隔件受壓而向徑向擴張，以封隔油套管環(huán)形空間。該類管柱每年應(yīng)用70 余口井。1985 年后，勝利油田研制開發(fā)出橋式堵水管柱，主要由Y211 封隔器、Y341 封隔器與配產(chǎn)器組成。該類管柱每年現(xiàn)場應(yīng)用50 余口井。抽油井機械堵水，一般采用丟手管柱結(jié)構(gòu)。20 世紀(jì)90 年代以后，抽油井封隔器有了較大發(fā)展。1990 年研制出Y441 卡封管柱。該管柱主要應(yīng)用Y441 型液壓封隔器進行卡封，封隔器主要由液壓平衡、密封、坐封、解封、鎖緊和錨定等部分組成，可實現(xiàn)長井段一次性卡漏、卡層，不動油管檢泵；上提解封后泄油通道打開，坐封后套管反打壓5～10 MPa，可對封隔器簡單驗封?，F(xiàn)場應(yīng)用900 余井次。1991 年研制出高壓防頂丟手封隔器(Y445 封隔器)，主要由密封、卡瓦、坐封、解封、鎖定機構(gòu)等部分組成。其性能穩(wěn)定，操作方便，卡封成功率高；采用雙向卡瓦和步進鎖定機構(gòu)，坐封牢固可靠，能承受較高上、下壓差；膠筒位于卡瓦上方，防止卡瓦砂埋；丟手可靠，采用外撈形式，打撈方便。該封隔器主要用于封下采上的堵水管柱［4-5]。

1.2 機械細(xì)分層堵水技術(shù)

大慶油田進入高含水后期開采以來，層間和平面矛盾十分突出，為解決這些矛盾，必須不斷地選擇相對高含水層采取堵水措施，以達到穩(wěn)油控水的目的。同時，堵水還必須與“九五”以后油田工業(yè)化應(yīng)用三次采油技術(shù)相銜接配套，要求在實現(xiàn)細(xì)分的前提下，既能堵得住，又能解得開。而適應(yīng)性較強的機械堵水工藝由于其具有成本低、能夠?qū)崿F(xiàn)細(xì)分堵水、堵后可調(diào)等優(yōu)點，得到長足的發(fā)展和大面積的推廣應(yīng)用，為穩(wěn)油控水目標(biāo)的實現(xiàn)起到了重要作用，也取得了較好的經(jīng)濟及社會效益。

1.2.1 機械式可調(diào)層堵水技術(shù)

主要由KHT-90 滑套開關(guān)、Y341-114 封隔器等井下工具組成。其工作原理為：堵水管柱油套通道是靠滑套開關(guān)控制；工作筒采用“橋式”通道的結(jié)構(gòu)，使管內(nèi)上、下與油套分流，側(cè)向有2 個直徑15 mm 的孔作為油套液流通道；滑套開關(guān)可以多級使用，一次下入電動開關(guān)測試儀即可完成井下任意一級滑套開關(guān)的開關(guān)動作，與地面儀表配合完成相應(yīng)層段產(chǎn)液量及含水率的計量，可以實現(xiàn)任意堵水層段的反復(fù)調(diào)整。適用于?140 mm 套管、泵外徑不大于90 mm 的抽油機井分層找水及堵水。但調(diào)層操作相對較復(fù)雜，在一定程度上影響了調(diào)層成功率。

1.2.2 液壓式可調(diào)層堵水技術(shù)

泵抽井液壓滑軌可調(diào)3 層堵水工藝技術(shù)管柱主要由Y341-114 封隔器、液壓滑軌開關(guān)、球座、篩管等組成。泵抽井液壓式一次性可調(diào)多層堵水工藝的堵水管柱主要由丟手接頭、Y441-114 封隔器、Y341-114 封隔器、上下泄壓器及堵水器等組成。根據(jù)地質(zhì)情況或找水資料，制定2 套堵水方案，首先根據(jù)第1 套堵水方案組成堵水管柱，下入過程中管柱內(nèi)外密封，可實現(xiàn)不壓井作業(yè)。管柱下到預(yù)定深度后，油管加壓，坐封封隔器，堵水器開始工作，投球后丟手，下泵生產(chǎn)。如發(fā)現(xiàn)第1 套方案有誤，通過地面打壓即可完成調(diào)層，實現(xiàn)第2 套方案，具體步驟為：停泵關(guān)閉生產(chǎn)閥門，沿套管加壓，作用在堵水器上的壓力迫使調(diào)層開關(guān)下行，當(dāng)?shù)焦潭ㄎ恢脮r，球座進入擴孔槽張開，鋼球下行到第二級堵水器球座上，依次改變每級堵水器的開關(guān)狀態(tài)，達到調(diào)層的目的。該技術(shù)適用于各種泵抽管柱，包括抽油機、電泵、螺桿泵等管柱。堵水器可以多級使用，可實現(xiàn)一次調(diào)多層的目的，但不能反復(fù)調(diào)層。

1.2.3 重復(fù)可調(diào)層堵水技術(shù)

“十五”期間，油井含水不斷上升，地下油水分布愈加復(fù)雜，層間矛盾愈加突出，特高含水井越來越多，油井控水措施更為重要。根據(jù)能測產(chǎn)液剖面的二次加密井的找水資料對油層含水狀況進行了分析，結(jié)果表明，每層均為高含水，層間含水差異小，大多數(shù)高含水層只是相對的，封堵有效期短。為此，發(fā)展了多方案重復(fù)可調(diào)層堵水技術(shù)，重點研制了重復(fù)可調(diào)層堵水器。通過油套環(huán)形空間憋壓，單流閥關(guān)閉油流通道，壓力通過上中心管的傳壓通道推動活塞下行觸發(fā)滑套開關(guān)一次，調(diào)整各個層段堵水器的開關(guān)狀態(tài)，封堵或打開進液通道。在重復(fù)可調(diào)堵水器中，采用了開關(guān)排列組合的方法，下井后初始狀態(tài)為全關(guān)，每打壓一次，可得到一種堵水方案所要求的組合狀態(tài)，從而實現(xiàn)3 層段8 方案重復(fù)可調(diào)層堵水，進一步提高了堵水有效率，延長了有效期，適用于各種泵抽管柱。

“八五”期間，共堵水2 316 口井，增油55.2×104t，降水1 560.18×104m3，平均單井日降水65.2 m3，日增油1.81 t。其中可調(diào)層堵水技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用了130 口井，工藝成功率達到了93.1%，堵水有效率為78.5%。對無效的28 口井進行了調(diào)層處理，調(diào)層成功率為75%，調(diào)后堵水有效率達到了94.6%。“九五”期間共實施堵水措施1 551 口井，堵水技術(shù)以機械堵水為主，約占90%，年均有效率為83.12%，年均單井日降水41.94 m3，日增油1.18 t?！笆濉逼陂g完成堵水措施1 732 口井，4 年共降水564.8×104m3，增油9.7×104t。堵水技術(shù)以機械堵水為主，約占90%，年均有效率為86.90%，年均單井日降水27.67 m3，日增油0.68 t，油井堵水取得了較好的降水穩(wěn)油效果。其中實施多方案重復(fù)可調(diào)層堵水技術(shù)111 口井，有效率為97.2%。至2005 年6 月底，共進行堵水層位調(diào)整27 口井(29 井次)，成功25 口井(27 井次)，調(diào)整成功率為93.1%。對堵后初期效果不好的5 口井進行了調(diào)整，成功4 口井，通過調(diào)整使堵水效果變好。對生產(chǎn)一段時間后堵水效果變差的22 口井進行了24 井次的打壓調(diào)整，調(diào)成23 井次，堵水有效期延長了303 d。

1.3 機械堵水新技術(shù)

1.3.1 大慶水平井重復(fù)可調(diào)機械找水堵水工藝

通過井口打壓改變每級可調(diào)堵水器的開關(guān)狀態(tài)，一趟管柱實現(xiàn)水平井分層找水、堵水以及堵水方案的多次變更，變更堵水方案時無須起下管柱作業(yè)，不受上部舉升管柱的限制。管柱中所有需解封的工具均采用上提管柱解封方式，當(dāng)需要起出堵水管柱時，用油管下入專用打撈錨，撈住丟手封隔器的打撈部分，上提管柱，解封各級封隔器和扶正器。

1.3.2 遼河油田電控機械找堵水工藝

2008 年前后，遼河油田開始研究試驗電控機械找堵水工藝。此技術(shù)要求用雙管井口，一根油管下泵，一根油管下電纜。其下入找堵水管柱自下而上結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)錐絲堵+尾管+電動開關(guān)+封隔器+篩管+電纜脫接器下接頭+電纜脫節(jié)器釋放接頭+篩管密封外筒+丟手+磁定位短節(jié)+油管，應(yīng)用磁定位確定工具在井內(nèi)的位置。通過油管加壓坐封封隔器，投球加壓，完成丟手，起管柱提出篩管密封外筒和丟手上接頭，坐雙管井口。下抽油泵，再下入另一油管，深度超過抽油泵深度，安裝井口完井。從空油管內(nèi)下入控制連接管柱，自下而上結(jié)構(gòu)為: 導(dǎo)錐+加重短節(jié)+電纜脫接器上接頭+加重桿+電纜，當(dāng)下至電纜脫接器下接頭處時，輕探下接頭完成電纜脫接器的對接。使用地面計算機和配套軟件進行連接檢驗，檢驗合格后，使用計算機控制軟件打開一個產(chǎn)層的電動開關(guān)，關(guān)閉其他層的電動開關(guān)。通過對抽油泵井口出液取樣判斷產(chǎn)層是否為出水層。按以上操作，依次檢驗各產(chǎn)層的出水情況。完成找水操作后，將所有出水層的電動開關(guān)關(guān)閉，將油層的開關(guān)打開，完成堵水操作。上提電纜，當(dāng)電纜脫接器上接頭提至釋放接頭處時，電纜脫接器上下接頭脫開，繼續(xù)上提電纜取出井下工具，完成施工。

遼河油田錦2 區(qū)14-7431 井在2008 年初含水由10%突然上升到100%，按地質(zhì)方案要求分三級三層找堵水。下入找堵水管柱，封隔器位置分別為：1 341.2 m、1 355.18 m、1 364.5 m。電纜脫接器下深為1 339.92 m。加壓坐封封隔器后，投球、丟手，起出油管和丟手頭。坐雙管井口，下抽油泵至1 290 m，再下光油管至1 298.8 m，裝好井口采油樹。從光油管內(nèi)下入控制連接管柱，完成電纜脫接器對接后，由地面計算機控制，按照從下往上的順序依次進行找水。由生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析為中間層出水，使用計算機控制軟件，將中間層開關(guān)關(guān)閉，將上、下2 層開關(guān)打開，結(jié)果日產(chǎn)液15. 8 m3，含水9%。上提電纜，起出控制連接管柱，完成施工［6]。

1.3.3 遇油遇水自膨脹封隔器水平井堵水工藝

自膨脹封隔器作為一種新型的封隔器，可根據(jù)地層不同的油氣含量、井筒條件、作業(yè)要求，在井下遇油或水自主膨脹來封隔地層。該封隔器能夠適應(yīng)不規(guī)則裸眼形狀，膨脹膠筒貼緊井壁，無需靠管柱重力或加壓等方式坐封，最終實現(xiàn)油井分層分段效果。工藝特點：(1)自膨脹封隔器可靠性高，沒有機械運動部件，現(xiàn)場作業(yè)無需專家指導(dǎo)；(2)自膨脹封隔器具有可自動補償環(huán)空間隙功能，熱動力式膨脹可持續(xù)膨脹以彌補產(chǎn)液沖蝕面造成的空隙，當(dāng)發(fā)生此類故障造成了漏失，即使在較低的壓差下，動態(tài)膨脹仍然會最終實現(xiàn)密封，該特性使之很適合在裸眼井段中使用，這是該技術(shù)相對于其他封隔器技術(shù)的最大優(yōu)點，(3)可代替管外封隔器用于水平裸眼井的完井，該封隔器能夠使完井工藝簡化，降低完井風(fēng)險，減少作業(yè)費用，(4)避免修井和井下作業(yè)，降低維護成本，延長油井壽命［7-8]。

1.3.4 長慶油田低滲水平井智能機械找堵水工藝

長慶油田水平井產(chǎn)液量低(平均單井液量9 m3/d)、水平段改造段數(shù)多(水平段長800～1 200 m，改造段數(shù)8～10 段)，研究設(shè)計了機械分段卡封逐層生產(chǎn)測試找水工藝。其工藝原理是，采用封隔器將水平射孔段密封卡開，每個層段對應(yīng)安裝1 套智能開關(guān)器，智能開關(guān)器在地面設(shè)定開關(guān)采集時間，在井下定時開啟和關(guān)閉，地面抽油機連續(xù)生產(chǎn)，地下單層采油，求出各段產(chǎn)液量、含水率、壓力及溫度等數(shù)據(jù)。對于水平井多段間隔出水情況，采用多級機械封隔器組合堵水管柱卡封見水層段，通過多級橋式單流閥生產(chǎn)油層段。其工藝原理是，對應(yīng)見水層段管柱為“Y441 封隔器+安全接頭+ Y441 封隔器”，將見水層封堵；對應(yīng)生產(chǎn)層段的管柱為“Y441 封隔器+安全接頭+橋式單流閥+Y441 封隔器”。封隔器坐封后正常生產(chǎn)時，通過橋式單流閥使油管內(nèi)部與油層段連通，實現(xiàn)出水層段的封堵和油層段的生產(chǎn)［9]。至2018 年底，低滲水平井智能機械找堵水工藝在長慶油田實施約150 口井，效果較好。

2 化學(xué)堵水

2.1 20 世紀(jì)50—60 年代化學(xué)堵水技術(shù)探索與試驗

20 世紀(jì)50 年代，我國開始進行油井化學(xué)堵水技術(shù)的探索和研究。玉門老君廟油田自1957 年研究松香酸鈉選擇性堵水，1958 年研究活性稠油堵水、水泥堵水，1959 年在礦場用活性稠油進行堵水作業(yè)。玉門油田1957—1959 年6 月堵水66 井次，成功率61.7%。大慶油田在20 世紀(jì)60 年代油田開發(fā)初期，開展用水泥、活性稠油等化學(xué)堵水試驗。

2.2 20 世紀(jì)70—80 年代化學(xué)堵水技術(shù)蓬勃發(fā)展

2.2.1 聚丙烯酰胺及交聯(lián)聚合物堵水

1976 年，中國石油勘探開發(fā)研究院開始研究并在勝利油田試驗、應(yīng)用鉻交聯(lián)聚丙烯酰胺堵水劑。至1991 年，共實施100 井次，累計增油18×104t。

1977—1979 年，勝利油田研制并應(yīng)用了聚丙烯酰胺選擇性堵水劑、甲醛交聯(lián)聚丙烯酰胺選擇性堵水劑。至1981 年，聚丙烯酰胺選擇性堵水劑共實施48 井次，其中勝坨油田3-4-18 井累計增油5 730 t。至1980 年，甲醛交聯(lián)聚丙烯酰胺選擇堵水劑共實施54 井次，累計增油7.0×104t，其中臨盤油田盤42-2 井累計增油4 777 t，有效期達到467 d。

70 年代中期始，大慶油田油井含水上升快，層間矛盾加劇，堵水工作已成為油田亟待解決的問題。由于化學(xué)堵水不增加井筒設(shè)備，而且便于井下作業(yè)。因此，在大力發(fā)展機械堵水的同時，也十分重視化學(xué)堵水方法和工藝的研究。1975—1985 年，從化學(xué)堵劑和工藝上主要開展了油層選擇性化學(xué)堵水和非選擇性化學(xué)堵水兩大課題的研究。其中選擇性堵水主要研究了聚丙烯酰胺溶液堵水、甲基氯硅烷堵水、氰凝堵水。

1979—1983 年，大慶油田開展了聚丙烯酰胺水溶液堵水研究。研究工作分3 個階段：第1 階段是研制并測定各種水解度、分子量的聚合物及其化學(xué)性能；第2 階段是用人造巖心和天然巖心做選擇性堵水實驗，并確定出分子量為700 萬～1 000 萬、水解度為30%的陰離子型聚丙烯酰胺具有最佳選擇性堵水性能，平均水相滲透率下降90%，油相滲透率降低10%；第3 階段是礦場試驗。1980—1982 年共試驗10 口井，平均單井用量360 m3，平均每米油層厚度用量64 m3，平均封堵半徑7.5～10.0 m。10 口井效果分為2 種類型：一種是全井降水增油或降水穩(wěn)油的有5 口，占50%，有效期一般為5 個月；另一種是降水又降油的有5 口井，占50%。

在選擇性堵水研究中，雖然在室內(nèi)做了大量工作，并且也進入了現(xiàn)場試驗，但由于油層內(nèi)油水流動規(guī)律復(fù)雜，油層內(nèi)水油比增高，使選擇性化學(xué)堵水研究遇到較大難度，多次試驗均未取得可供礦場廣泛使用的堵劑和工藝。1982 年油田含水上升快，自然產(chǎn)能遞減嚴(yán)重，為確保油田穩(wěn)產(chǎn)5 000 萬t，大批自噴井已開始轉(zhuǎn)為機械采油井，使生產(chǎn)壓差放大。聚丙烯酰胺堵水劑承受壓差較低，在此形勢下該方法停止了礦場試驗。

1981 年，中國石油勘探開發(fā)研究院開始研究并在華北油田應(yīng)用聚丙烯酰胺高溫堵水劑。至1990年，共實施125 井次，累計增油25×104t。1983 年，開始應(yīng)用RP-8201 堵水劑，至1990 年，共實施102井次，累計增油19×104t。

2.2.2 水玻璃-氯化鈣堵水

從1974 年開始，大慶油田非選擇性堵水主要研究了水玻璃和氯化鈣堵水、氟硅酸鈉堵水，重點突破了水玻璃和氯化鈣堵水工藝。水玻璃-氯化鈣溶液雙液法堵水，是把一定模數(shù)的水玻璃溶液和一定濃度的氯化鈣溶液以惰性液體隔開，交替擠入高出水層或?qū)佣蝺?nèi)，使兩種溶液在地層內(nèi)混合，生成不溶于水的硅酸鈣固體沉淀物，堵塞巖石孔隙，起到堵水的作用。

堵水工藝為：按設(shè)計下堵水管柱，替擠清水脹封，擠堵水劑，替清水，活動管柱并上提至油層上部10 m，關(guān)井候凝24 h，起出堵水管柱，下生產(chǎn)管柱。

水玻璃-氯化鈣堵水工藝堵劑貨廣價廉、作業(yè)施工工藝簡便，封堵成功率高，有效期長，因此，自1975 年以后在油田廣泛推廣使用。至1985 年底，水玻璃-氯化鈣堵水共施工563 井次，653 層，累計降低出水184×104m3。

1982 年，勝利油田研制開發(fā)出水玻璃復(fù)合堵劑。該堵劑適用于封堵竄槽水、炮眼和油井單一水層。至1984 年，在勝坨油田勝二區(qū)實施16 井次，可對比15 口井，累計增油5 612.3 t。

2.2.3 油基水泥漿、干灰砂、木質(zhì)素堵水

1978 年，勝利油田應(yīng)用油基水泥漿對埕東油田埕10-7 井堵水，日產(chǎn)油由17 t 上升到104 t，有效期221 d，累計增油1.45×104t。1979 年改進油基水泥漿配方，實施12 井次、有效8 井次，增產(chǎn)原油8 624 t、減少產(chǎn)水量2.65×104m3。1980 年，為解決油基水泥漿易沉淀等問題，改進其配方后形成稀水泥漿堵水工藝，至1982 年共實施21 井次，成功15 井次，累計增油4.07×104t。之后，該工藝在埕東油田被廣泛應(yīng)用。

1978 年4 月，孤島采油指揮部研制出適用于出砂嚴(yán)重、高滲水層的高含水油井的具有防砂、堵水雙重功效的干灰砂堵水工藝，在孤島、孤東等油田得到廣泛應(yīng)用。1986—1992 年，在孤東油田實施干灰砂堵水352 井次，累計增油31.96×104t。干灰砂堵水，在選井條件上有一定局限性，對油井堵水無選擇性。為此，1979 年3 月，進行稠油固體粉末堵水研究；同年6 月，在孤島油田進行現(xiàn)場試驗，到12 月共施工14 口井，有效11 口，成功率84.6%。至1985 年，共施工113 井次，可對比106 井次，有效70 井次，成功率66%，平均有效期270 d，累計增油26.55×104t。

1981—1985 年，勝利油田采用木質(zhì)素磺酸鈣復(fù)合凝膠堵劑，在勝坨油田37 口油井上進行堵水試驗，成功率86.2%，累計增油7.78×104t，累計降水10.93×104m3，平均有效期280 d。至1988 年11 月，在26 口油井推廣應(yīng)用，有效率84.6%，累計增油1.35×104t。

1984 年，甲基氯硅烷選擇性堵水劑在孤島進行現(xiàn)場試驗。該堵水劑與水反應(yīng)生成有機硅聚合物堵塞孔道，并使孔道表面憎水，適用于高含水井堵水，具有一定的固砂作用。至1988 年，共試驗26 井次，成功率94.4%，平均有效期在150 d 以上，累計增油1.91×104t。1989 年，在孤東油田推廣該項技術(shù)，至1996 年底，實施油井堵水66 井次，累計增油2.57×104t。

2.3 20 世紀(jì)90 年代化學(xué)堵水技術(shù)平穩(wěn)發(fā)展

進入90 年代，油井堵水技術(shù)的發(fā)展放緩，一是因為油井堵水成功率低、增產(chǎn)幅度小和有效期短；二是注水井調(diào)剖技術(shù)迅速興起并得到廣泛應(yīng)用。但油井堵水，包括油井堵漏，是最直接減少油井產(chǎn)水的措施，因此，在油田生產(chǎn)中堵水一直是油井重要的增產(chǎn)措施。

1990—1996 年，勝利油田應(yīng)用復(fù)合離子堵水劑，在孤島油田實施261 井次，施工有效率74.1%，當(dāng)年累計增油10.77×104t。對于高孔、高滲和出砂較為嚴(yán)重的館陶組疏松砂巖油藏，重點推廣應(yīng)用了具有堵水防砂雙重功效的干灰砂堵水技術(shù)。1996—2005 年，在孤東油田實施干灰砂堵水748 井次，累計增油22.81×104t。對于邊水活躍、邊水水侵嚴(yán)重的油藏，在樂安油田實施“放棄邊部1、2 排生產(chǎn)井，在3、4 排井采用提液的方式控水穩(wěn)壓，在5、6 排井整體封堵”提堵結(jié)合辦法，抑制邊水內(nèi)侵，提高整體開發(fā)水平。1997—2001 年，累計實施81 井次，累計增油6.31×104t。對于層間矛盾突出的油井，推廣應(yīng)用水泥或超細(xì)水泥封堵炮眼與油井堵水工藝。1996—2005 年，在樂安油田、梁家樓油田梁11 塊等實施封堵炮眼、超細(xì)水泥堵水施工148 井次，累計增油7.62×104t。

1991—1996 年，大慶油田應(yīng)用水玻璃-氯化鈣雙液法施工270 口井，工藝一次成功率98.5%，有效率88.7%，堵水后油井對比236 口，平均單井日降水56.5 m3，日增油3.2 t，含水下降11.2%。雙液法缺點是封堵半徑大，不易解堵，并且成本高。因此，開發(fā)應(yīng)用了水玻璃單液法堵水技術(shù)。單液法是由水玻璃和固化劑溶液組成，施工時用混砂車將水玻璃與固化劑溶液按一定體積比混合，用壓裂車將其泵入封堵目的層，借助地層溫度或堵水劑本體的溫度，兩者發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成不溶于水的水合硅酸鹽膠結(jié)物，達到封堵出水層的目的。應(yīng)用水玻璃單液法施工44 口井，工藝成功率95.7%，有效率82.6%，平均封堵砂層厚度4.8 m。堵水后油井對比39 口，平均單井日降水33 m3，日增油3.4 t，見到了較好的增油降水效果。

在應(yīng)用水玻璃-氯化鈣堵水的同時，大慶油田研制應(yīng)用了氰凝堵水、封竄技術(shù)。氰凝是過量的多異氰酸酯與端羥基聚醚反應(yīng)的聚氨基甲酸酯，遇水即反應(yīng)生成不溶于水的凝聚物及二氧化碳?xì)怏w。利用此原理進行油井堵水。由于氰凝遇水反應(yīng)快，施工中存在很大風(fēng)險，因此采用了特殊的管柱工藝：堵水管柱采用雙層管，堵水劑由內(nèi)管攜帶隨堵水管柱下入井中，擠堵水劑與封隔器坐封分為2 個通道，在堵水劑進入油套環(huán)空前不與水接觸。1991—1996 年現(xiàn)場施工72 口井，成功61 口井。其中油井堵水45 口，成功37 口，油井封竄8 口，成功8 口，水井封竄19 口，成功16 口［10]。

1991—1996 年，遼河油田與中國石油勘探開發(fā)研究院合作，在錦州采油廠進行活化稠油選擇性堵水技術(shù)研究和礦場試驗?；罨碛陀筛唣ざ仍秃捅砻婊钚詣┙M成。如果溶在稠油中活性劑的HLB值與稠油乳化成油包水乳狀液所需的HLB 值一致，則稠油遇水后即可產(chǎn)生黏度比稠油高得多的油包水乳狀液。而在油層，由于沒有水或水很少，不能形成高黏度的油包水乳狀液，因此油受到的阻力就很小。活性稠油還可以通過增加出水層的含油飽和度來降低水的相對滲透率，使產(chǎn)水量減少。因此，活化稠油對油井的出水層有選擇性封堵作用。該技術(shù)1991 年開始在礦場試驗，經(jīng)不斷完善，至1996 年共實施活化稠油堵水161 井次，累計增油10.88×104t［10]。

“八五”期間，華北油田在中小潛山裂縫塊狀底水油藏用水解聚丙烯酰胺樹脂凝膠堵水，5 年施工169 井次，有效136 井次，增油27×104t［10]。

1995—1998 年，塔里木油田在輪南油田、桑塔木油田的深井、超深井開展了堵水研究與試驗。所用堵水劑主要為水泥、聚丙烯酰胺等。4 年間，實施堵水15 口，16 井次。由于高溫、深井、高鹽，找水資料少，前期試驗沒有達到預(yù)期目的。

1997—1999 年初，濮城油田在沙二上4-7、沙二下、沙三及文51、文90、衛(wèi)317 等油藏開展油井堵水技術(shù)的研究及應(yīng)用。針對油藏地質(zhì)特點及油井開發(fā)生產(chǎn)情況，工藝與地質(zhì)緊密結(jié)合，在找水、選井、堵水劑、堵水管柱等方面進行深入研究，在礦場應(yīng)用中取得了較好的效果。在堵水劑方面，重點研究和應(yīng)用了加入膨脹劑等添加劑的油井水泥、超細(xì)水泥體系。2 年共實施油井堵水24 井次，有增油效果井20 井次，有效率83.3%。堵水前合計產(chǎn)油13.2 t/d，綜合含水率98.5%；化學(xué)堵水后產(chǎn)油116.0 t/d，綜合含水率81.9%。階段累計增油9 810.8 t，降水4.4×104m3［11-12]。

2.4 自2000 年以來化學(xué)堵水技術(shù)多元發(fā)展

21 世紀(jì)中國油田油井堵水技術(shù)呈多元發(fā)展趨勢，重要的技術(shù)有：石油大學(xué)(華東)的先進型油井堵水技術(shù)，塔河油田碳酸鹽油藏油井堵水技術(shù)，中國石油勘探開發(fā)研究院、冀東油田、大慶油田、青海油田等聯(lián)合研究與應(yīng)用的水平井選擇性堵水技術(shù)。

2000 年，石油大學(xué)(華東)趙福麟提出了先進型油井堵水的新概念。這個概念下的油井堵水有5 個內(nèi)涵，即油井區(qū)塊整體堵水、深部堵水、選擇性堵水、不同形式來水堵水和與不同措施結(jié)合的堵水。這個概念是基于對當(dāng)時油井堵水的理論與應(yīng)用的深入分析而提出來的。雖然油井堵水在提高原油采收率中有重要作用，但油井堵水施工井的數(shù)量遠少于注水井調(diào)剖施工井的數(shù)量。這主要是由于油井堵水成功率低、增產(chǎn)幅度低、有效期短。產(chǎn)生這些問題的主要原因是由于油井堵水單井進行、堵劑放置在近井地帶、沒有充分使用選擇性注堵劑工藝、對不同形式的來水缺乏足夠的應(yīng)對措施。為了解決油井堵水的問題，應(yīng)用先進型油井堵水新概念及其相應(yīng)的技術(shù)，2000—2005 年在冀東油田、新疆油田、南海油田、勝坨油田、喇嘛甸油田和濮城油田進行了礦場試驗，施工了235 井次，平均投入產(chǎn)出比達到1∶4.86。

2001 年開始，塔河油田進行縫洞型碳酸鹽巖高含水井堵水工藝嘗試，逐步形成了井筒堵水和深部堵水的2 種堵水工藝，形成了以不同密度可固化顆粒堵劑和可溶性硅酸鹽堵劑為主的2 個堵劑系列。至2009 年底，井筒堵水累計實施62 井次，有效29 井次，有效率46.7%，累計增油9.7×104t；深部堵水累計實施51 井次，有效25 井次，有效率49.0%，累計增油15.6×104t。

2003 年，勝利油田對開發(fā)時間較長、油井普遍高含水的東營組、沙河街組油藏，開展油藏深部堵水。2003—2005 年，在勝坨油田應(yīng)用F908 凍膠、YG 凍膠和弱凍膠實施堵水28 井次，累計增油1.14×104t，累計降水1.702×104m3。

2005 年中國石油當(dāng)年新鉆水平井201 口，水平井總數(shù)744 口。計劃“十一五”期間新鉆水平井3 300 口，總井?dāng)?shù)達到4 000 口左右。隨著水平井規(guī)模應(yīng)用，開發(fā)生產(chǎn)中出現(xiàn)了含水上升快、產(chǎn)量遞減快等問題。2006 年，中國石油勘探開發(fā)研究院、冀東油田、大慶油田、青海油田等聯(lián)合研究水平井控水技術(shù)。2008 年中國石油將水平井控水技術(shù)研究列入水平井重大專項中，加大了研究與礦場試驗力度。經(jīng)過研究與礦場試驗，形成了水平井氧活化找水技術(shù)、水平井選擇性化學(xué)堵水技術(shù)、選擇性堵水-二氧化碳吞吐聯(lián)作控水增油技術(shù)。新型高分子水平井選擇性堵水劑用于出水層段不清，或不能進行機械或化學(xué)分段的水平井堵水，可不動管柱從油套環(huán)空注入，或光油管注入。配制簡單，注入安全，具有較好的油、水選擇性效果。至2019 年10 月，水平井選擇性堵水技術(shù)在冀東、青海、新疆、渤海等油田礦場試驗應(yīng)用64 井次，平均單井增油約400 t。

G104-5P35 井位于高尚堡油田淺層北區(qū)高104-5 區(qū)塊Ng6 油藏構(gòu)造高部位，2005 年10 月13 日篩管完井，11 月1 日投產(chǎn)，生產(chǎn)Ng6 小層。2008 年7 月日產(chǎn)液222.1 m3，日產(chǎn)油2.22 t，含水99%，動液面108 m，分析認(rèn)為是部分水平段水淹所致。2008年9 月籠統(tǒng)注入選擇性堵水劑2 070 m3。堵水后，日產(chǎn)液由220 m3降到100 m3，日產(chǎn)油由2.2 t 升到4.5 t，液面降低45 m。至2012 年11 月累計增油3 380 t，有效期4 年。G24-P2 井選擇性堵水與二氧化碳吞吐聯(lián)作技術(shù)也取得了顯著增油效果［13]。青海昆北油田切12H24 -7 下井為昆北斷階帶切12 井區(qū)的一口水平井，生產(chǎn)層位為E31，為孔隙和微裂縫雙重介質(zhì)，2012 年5 月射孔投產(chǎn)。2016 年4 月堵水施工，注入選擇性堵水劑450 m3后，日產(chǎn)液由堵前20.7 m3下降到4.7 m3，日產(chǎn)油由堵前的0.18 t 提高到3.1 t，最高5 t，含水率由99.1% 下降到34%，最低含水5%，增油降水效果顯著。相鄰的疊置水平井切12H24-7 上井因滲流場改變，初期也見到了增油降水效果［14]。渤海油田A38H 井是一口東營組海上水平井，2007 年3 月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油142 t。該井儲層滲透率(100～5 000)×10-3μm2，孔隙度28%～36%。2018 年10 月平均日產(chǎn)液374.96 m3，日產(chǎn)油22.5 t，含水94%。2018 年11 月實施不動管柱選擇性堵水，從環(huán)空注入選擇性堵水劑970 m3。堵后日產(chǎn)液降至304 m3，日產(chǎn)油升至31.5 t，最高36.5 t，含水率降到 88%，至2019 年8 月31 日增油1 400 t（基準(zhǔn)日產(chǎn)油量23.63 t），且繼續(xù)有效。

2015—2019 年，塔里木油田、西南油氣田、青海油田與中國石油勘探開發(fā)研究院聯(lián)合研究克拉2、龍王廟及澀北氣田氣井堵水技術(shù)。由于氣液兩相滲流及氣井堵水工藝的復(fù)雜性，氣井堵水比油井更難。目前已完成室內(nèi)理論及實驗研究，擇機進行礦場試驗。

3 調(diào)剖

3.1 調(diào)剖劑技術(shù)

1981 年9 月，勝利油田用水玻璃-氯化鈣雙液法首次在勝坨油田坨11 斷塊勝坨3-8-16 注水井進行試驗，對應(yīng)油井坨3-8-174 井，累計增油2 487 t，累計降水3.37×104m3。至1985 年7 月，在勝坨油田勝三區(qū)坨11 斷塊、坨28 斷塊、坨7 斷塊、勝二區(qū)東三段，共實施水井調(diào)剖18 口，成功率76.9%；受效油井19 口，累計增油2.91×104t，累計降水6.16×104m3，平均有效期298 d。至1989 年7 月，在勝坨油田勝三區(qū)坨7 斷塊沙二段上油組、沙二段10 砂層組，共實施水井調(diào)剖48 井次，成功率93%，受效油井79 口，累計增油6.16×104t，平均有效期298 d。

1981—1982 年，大慶油田使用聚乙烯醇PVA-1799顆粒、溶脹型聚丙烯酰胺及甲醛交聯(lián)部分水解聚丙烯酰胺進行注水井調(diào)剖。溶脹型聚丙烯酰胺是采用單體丙烯酰胺作基礎(chǔ)材料，在一定劑量的Co-60 輻射源中輻射聚合而成，經(jīng)烘干粉碎成所需要的顆粒。該聚合物吸水后溶脹能力很強，在其結(jié)構(gòu)中可以保持相當(dāng)分量的水，使其自身變大，但不溶于水。在油層內(nèi)物理、化學(xué)性質(zhì)變化不大。對于注水井，特別是套管損壞不能進行分注的井，可以封堵大孔道、高吸水層，調(diào)整吸水剖面。至1985 年，該技術(shù)在北2-3-丙水97 井、南3-5-丙水44 等注水井應(yīng)用30 多井次。

1982 年，中國石油勘探開發(fā)研究院開始研究TP-910 調(diào)剖劑。該調(diào)剖劑的主要組分是AM、過硫酸鹽及N，N-亞甲基雙丙烯酰胺等。單體在地層內(nèi)發(fā)生聚合和交聯(lián)反應(yīng)，生產(chǎn)高黏聚合物，封堵高滲透吸水層。適用于30～90 ℃的砂巖和碳酸鹽巖地層注水井調(diào)剖和油井堵水。其技術(shù)特點主要是聚合反應(yīng)在地下進行，消除了聚合物黏度大、易降解等弱點；調(diào)剖劑黏度與水接近，能像注入水一樣優(yōu)先進入高吸水層段或裂縫，具有選擇性調(diào)剖作用；由于部分調(diào)剖劑溶解時接觸的注入水黏度增加，因此，具有調(diào)剖和提高驅(qū)油效率的雙重功能；調(diào)剖劑強度和可泵時間可控，用量少，有效期長。勝利油田也在同期開展了同類調(diào)剖劑的研究。至1990 年，在遼河、河南、勝利、大港、吉林等油田試驗應(yīng)用170 井次，累計增油59×104t。

1984 年，勝利孤島油田開始使用膨潤土調(diào)剖，至1989 年累計實施注水井調(diào)剖50 井次，對應(yīng)見效油井95 口，累計增油10.49×104t。

1984 年，勝利油田針對砂巖非均質(zhì)油藏高含水開發(fā)期，注入水沿高滲透條帶竄流，波及系數(shù)小、油井含水上升速度快的情況，試驗應(yīng)用聚丙烯酰胺-烏洛托品-間苯二酚(HR-PAM)調(diào)剖劑。該劑的化學(xué)穩(wěn)定性好，成膠時間可調(diào)，凍膠強度可根據(jù)施工需要調(diào)整，適用于溫度40～80 ℃的縱向滲透率差異大的正韻律油層的油井堵水和注水井調(diào)剖，還可用于多段塞大劑量封堵。在埕東油田25-10 井實施調(diào)剖后，對應(yīng)油井累計增油2 282 t，減水5 295 m3，有效期310 d。應(yīng)用該劑調(diào)剖25 井次，累計增油3.5×104t。

1985 年，勝利油田針對高溫油藏需求研制出Na-HPAN 高溫調(diào)剖劑。該劑以水解聚丙烯腈鈉鹽為主要原料與交聯(lián)劑苯酚和甲醛在高溫地層條件下發(fā)生交聯(lián)，生成網(wǎng)狀聚合物凍膠，具有熱穩(wěn)定性好、成膠時間可控、常溫下不交聯(lián)、地面黏度低、易泵送、凍膠強度高、耐水沖刷、對配制水無特殊要求等特點，適用于溫度90～150 ℃的高溫砂巖油藏的油井堵水和注水井調(diào)剖。1986 年5 月投入現(xiàn)場后，在純梁、河口、東辛等油田，實施49 井次，累計增油17×104t。

1986 年，中國石油勘探開發(fā)研究院研究PIA-601 調(diào)剖劑。該劑的主要組分是聚丙烯酰胺、苯酚、六亞甲基四胺。六亞甲基四胺受熱緩慢釋放出甲醛，甲醛再與聚丙烯酰胺、苯酚反應(yīng)，生產(chǎn)復(fù)合凍膠體。調(diào)剖劑的特點是凍膠網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)中導(dǎo)入了芳香環(huán)，提高了熱穩(wěn)定性。甲醛是由六亞甲基四胺受熱緩慢釋放出來的，因而延長了體系中縮合交聯(lián)反應(yīng)時間，以利于進行大劑量深部處理。PIA-601 調(diào)剖劑至1991 年在中原油田、華北油田應(yīng)用44 井次，累計增油7.447 8×104t。

1986 年，勝利油田研究、試驗BD-861 調(diào)剖劑。采用聚丙烯酰胺單體(AM)地下聚合、交聯(lián)生成高強度凍膠。該調(diào)剖劑適用于溫度40～80 ℃的砂巖油藏的注水井調(diào)剖和油井堵水，施工22 井次，累計增油15×104t。1987 年開始，聚丙烯酰胺與無機鋯鹽調(diào)剖劑先后施工16 井次，累計增油4.9×104t，減水8.0×104m3，其中埕東油田埕10-6 井調(diào)剖后，對應(yīng)5 口油井，累計增油4 870 t。

1989—1998 年，勝利孤島油田應(yīng)用CAN-1 復(fù)合離子調(diào)剖劑實施注水井調(diào)剖309 井次，油壓上升1～2.5 MPa，對應(yīng)油井812 口，受效油井446 口，受效率55%，累計增油17.25×104t；利用榆樹皮粉調(diào)剖劑實施注水井調(diào)剖180 井次，油壓上升2 MPa，對應(yīng)油井542 口，受效油井336 口，受效率62%，累計增油11.3×104t。1990 年6 月—1995 年11 月，孤東油田實施榆樹皮粉調(diào)剖12 井次，取得一定效果，但有效周期較短。

1991 年，勝利油田與石油大學(xué)(華東)合作，研發(fā)、篩選采用由黏土顆粒懸浮液和高分子絮凝劑溶液組成的黏土顆粒堵劑。現(xiàn)場施工中，將兩種化學(xué)劑溶液以水為隔離液分別注入地層，兩種溶液突破隔離液在地層中相遇發(fā)生絮凝作用，產(chǎn)生尺寸較大難以流動的絮凝物，沉積在大孔道內(nèi)堵塞大孔道，降低了地層的非均質(zhì)性，改變后續(xù)注入水的流動途徑，擴大注入水的波及面積，從而提高注水效果。應(yīng)用大劑量多段塞黏土雙液法施工技術(shù)和綜合應(yīng)用示蹤劑監(jiān)測等技術(shù)，在勝坨油田勝二區(qū)沙二段3 砂層組進行封堵大孔道先導(dǎo)試驗。施工設(shè)備上配套應(yīng)用立式電泵及相應(yīng)的計量配電系統(tǒng)，通過地面高壓管線進行多井施工。1991 年6 月—1992 年11 月，共實施12 口井，堵劑用量2.08×104m3，累計增油3.88×104t；區(qū)塊封堵后減少注水量22×104m3，提高采收率3.64%。該區(qū)塊的試驗成功，為砂巖油藏高含水期的開發(fā)提供了寶貴的技術(shù)經(jīng)驗。此后，推廣應(yīng)用黏土顆粒堵劑，逐步形成工業(yè)化規(guī)模。1992—1993 年，在埕東油田應(yīng)用河口黏土調(diào)剖施工63 井次，投入堵劑14 925 m3，累計增油4.16×104t；1992—1996 年，在孤東油田實施黏土雙液法調(diào)剖150 井次，累計增油6.0×104t；1993—1996 年，在孤島油田利用黏土懸浮液與部分水解聚丙烯酰胺溶液交替注入油層的方法，實施調(diào)剖28 井次，對應(yīng)油井受效率61%，累計增油1.91×104t。至2002 年，應(yīng)用黏土顆粒堵劑實施調(diào)剖225 井次，累計注入堵劑79.3×104m3，收到較好的增油效果。

1995 年，中國石油勘探開發(fā)研究院開始研究體膨顆粒調(diào)剖劑。其研究背景為，在地下聚合或交聯(lián)的調(diào)剖劑受多種因素影響，難以保證調(diào)剖劑的性能。設(shè)想將聚合反應(yīng)移至地面完成，再將產(chǎn)物破碎注入地層，就可以避免井筒、地層等許多干擾因素，提高調(diào)剖效果。因此，開始研究地面聚合的體膨顆粒調(diào)剖劑。1996 年底完成室內(nèi)合成，1997 年進行系統(tǒng)評價。室內(nèi)研究表明，在合成過程中，可控制膨脹度、強度及耐溫性，其膨脹度可控制在10～200 倍以內(nèi)，并使其在水中處于懸浮狀態(tài)，在20～100 ℃ 范圍內(nèi)不易發(fā)生脫水現(xiàn)象，熱穩(wěn)定性較好。1998 年首先在中原油田開展試驗。1999—2004 年，體膨顆粒調(diào)剖劑先后在大慶、新疆、大港、華北、冀東、玉門、勝利等油田大量現(xiàn)場應(yīng)用，取得了良好的增油降水效果。截止到2004 年2 月底，在355 個井組的現(xiàn)場試驗中，累計增油46.73×104t［15]。

1995 年，石油大學(xué)(北京)開始對HPAM/AlCit凝膠體系進行系統(tǒng)的研究，發(fā)現(xiàn)加入檸檬酸鋁的不同濃度的部分水解聚丙烯酰胺水溶液可形成交聯(lián)聚合物溶液(Linked Polymer Solution，LPS)、弱凝膠和凝膠體系。研究結(jié)果表明，在上述幾種交聯(lián)體系中，對提高原油采收率起重要作用的是交聯(lián)聚合物溶液。交聯(lián)聚合物溶液是交聯(lián)聚合物分子線團分散在水中的體系，同時具有膠體和溶液的特性。1998 年6 —11 月，石油大學(xué)(北京) 與遼河油田高升采油廠合作在高81 注水井進行了交聯(lián)聚合物溶液深部調(diào)剖礦場試驗，注入260～160 mg/L 交聯(lián)聚合物溶液3 110 m3，壓力自負(fù)壓升至5 MPa。試驗結(jié)果表明，交聯(lián)聚合物溶液具有液流改向、深部調(diào)剖和驅(qū)油的功能［16]。

1996 年石油大學(xué)(北京)、西南石油學(xué)院研究CDG(膠態(tài)分散體凝膠)的制備、流變性能，隨后在礦場進行試驗［17-19]。

1996—1998 年，濮城油田應(yīng)用PI 決策技術(shù)，主要使用膨潤土-HPAM 體系，對東、南、西區(qū)沙二上2+3 層系實施多輪次調(diào)剖。注水井調(diào)剖58 口，276井次，對應(yīng)油井日增油79 t，含水下降了2. 01%，累計增油4.0 ×104t，自然遞減由調(diào)剖前的26.04%下降到-8.92%，綜合遞減由19.52%下降到-9.7%，增加水驅(qū)動用儲量341.5×104t，增加可采儲量53.71×104t，采收率提高了1.93%，創(chuàng)經(jīng)濟效益4 656.79 萬元，投入產(chǎn)出比1∶4.42，取得了較好的經(jīng)濟效益，并使該層系實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)3 年的目標(biāo)［20]。

1998 年，西南石油學(xué)院研究弱凝膠體系。弱凝膠是一種低濃度聚合物和交聯(lián)劑形成的以分子內(nèi)交聯(lián)為主、以分子間交聯(lián)為輔的高分子體系。它是介于聚合物溶液和凝膠之間的過渡體系，其分子尺寸比聚合物溶液中分子尺寸大得多，同時，具有膠體的熱力學(xué)穩(wěn)定性。弱凝膠體系具有以下特征：低的聚合物濃度和交聯(lián)劑濃度，較長的成膠時間（弱凝膠體系的成膠時間可達幾十天，有利于體系進入油藏深部），較低的阻力系數(shù)，高剪切穩(wěn)定性。作為具有調(diào)剖和驅(qū)油作用調(diào)驅(qū)劑，弱凝膠體系在華北、遼河、吉林、勝利等油田得到廣泛應(yīng)用［21]。

1999 年，大港油田與天津工業(yè)生物研究所合作研究和試驗微生物調(diào)剖技術(shù)。該研究分離出5 組適應(yīng)溫度在30～60 ℃，具有耐礦化度、能與地層原生菌相容生長、對20 μm2以下的巖心堵塞率大于90%的微生物群落。經(jīng)5 口井8 個月的礦場試驗，初步統(tǒng)計增油1 432 t，且受益井繼續(xù)有效。2001 年吉林油田與日本公司合作，在扶余油田進行微生物調(diào)剖、堵水試驗。2 口調(diào)剖井對應(yīng)油井增油4 430 t，4 口堵水井增油520 t。2004 年大慶油田在聚驅(qū)后的薩北北二西西塊開展微生物調(diào)剖試驗。2 口注水井調(diào)剖后吸水剖面得到改善，對應(yīng)油井增油1 300 t，為聚驅(qū)后進一步提高采收率探索了一條新路［22-24]。

1999 年，勝利樂安油田在水平井用蒸汽泡沫調(diào)剖。由于地層的非均質(zhì)與重力分異作用，注汽過程中，樂安油田較早投產(chǎn)的水平井與鄰井間發(fā)生明顯汽竄現(xiàn)象，造成蒸汽在平面及剖面上推進不均，油層動用程度差。蒸汽泡沫調(diào)剖應(yīng)用于發(fā)生汽竄的5 口水平井，成功率100%。其中樂安油田放射狀水平井區(qū)CNP10 水平井，第4 周期注汽時，2 口鄰井明顯發(fā)生汽竄現(xiàn)象，平均溫度由60 ℃上升至95 ℃，兩直井減少產(chǎn)量892 t。該井第5 周期注汽時加入泡沫劑5 t，并注入氮氣5.6×104m3，調(diào)剖后，周圍鄰井沒有發(fā)生明顯汽竄現(xiàn)象，CNP10 水平井生產(chǎn)狀況也明顯好轉(zhuǎn)［25]。2006 年，遼河油田研究注氣水平井高溫調(diào)剖技術(shù)。先注入高溫乳化劑，使藥劑率先進入水平井前端或易吸汽井段，再注入高溫發(fā)泡劑，調(diào)整吸汽剖面，從而提高注汽效果，提高原油產(chǎn)量。在錦16—于H14 井和錦16—于H12 井上進行了水平井調(diào)剖技術(shù)試驗，取得了比較滿意的效果［25]。

3.2 調(diào)剖決策技術(shù)

1997 年前后，隨著注水井調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展，同時涌現(xiàn)出了3 個有關(guān)區(qū)塊整體調(diào)剖的決策技術(shù)。分別為：石油大學(xué)(華東)的PI 決策技術(shù)、中國石油勘探開發(fā)研究院的RS 優(yōu)化決策技術(shù)、石油大學(xué)(華東)的RE 決策技術(shù)。這些決策技術(shù)在全國油田得到了大面積推廣和應(yīng)用，推動了調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展。

(1)PI 決策技術(shù)。注水井壓力指數(shù)(Pressure Index)簡稱PI，以壓力指數(shù)值作決策參數(shù)，所以該決策技術(shù)簡稱為PI 決策技術(shù)。PI 值是由關(guān)井后的注水井井口壓降曲線、指定的關(guān)井時間和PI 值的定義式求得。由理論導(dǎo)出，PI 值與地層滲透率反相關(guān)。根據(jù)區(qū)塊注水井在相同條件下的PI 值，可解決區(qū)塊調(diào)剖堵水6 個重大問題，即判別區(qū)塊調(diào)剖堵水的必要性、決定區(qū)塊上需調(diào)剖堵水的井、選擇適當(dāng)堵劑用于調(diào)剖堵水、計算堵劑用量、評價堵水效果、決定重復(fù)施工時間。PI 決策技術(shù)具有可操作性強、決策面寬、及時、準(zhǔn)確等特點。至2008 年，PI 決策技術(shù)在勝利、中原、華北、遼河、大港、大慶、新疆等油田50 多個區(qū)塊、400 多口注水井推廣應(yīng)用［26-27]。

(2)RS 優(yōu)化決策技術(shù)。該決策技術(shù)綜合考慮水井吸水能力、油層非均質(zhì)性和周圍油井動態(tài)數(shù)據(jù)進行選井，采用井組模型進行效果預(yù)測和經(jīng)濟預(yù)測。具有選井、選層、選劑、參數(shù)優(yōu)選和效果預(yù)測經(jīng)濟評價等多項功能［28]。

(3)RE 決策技術(shù)。該決策技術(shù)利用油藏工程方法，從滲透率變異系數(shù)、吸水剖面、注水井注入動態(tài)和井口壓降曲線等調(diào)剖井選擇的4 個依據(jù)出發(fā)，利用模糊數(shù)學(xué)方法優(yōu)選調(diào)剖井，利用注水井注入動態(tài)數(shù)據(jù)選擇調(diào)剖劑種類，采用效果預(yù)測圖版預(yù)測增油降水量［29]。

3.3 調(diào)剖配套技術(shù)

根據(jù)不同類型油藏的特點，經(jīng)過多個油田實踐，初步總結(jié)了保證成功的6 項配套技術(shù)，即：(1)高含水油藏的油藏描述技術(shù)；(2)油田堵水調(diào)剖，封堵大孔道的數(shù)值模擬技術(shù)；(3)示蹤劑注入和解釋技術(shù)；(4)優(yōu)化施工設(shè)計技術(shù)，在方案優(yōu)選、處理半徑、堵劑用量、顆粒大小的適用范圍等方面的研究都取得了新的進展；(5)施工工藝，對油井堵水和注水井調(diào)剖的施工工藝進行了總結(jié)，其要點為施工前測油井的產(chǎn)液剖面，對注水井施工前測吸水剖面、指示曲線，設(shè)計優(yōu)選施工管柱，按設(shè)計要求擠注堵劑或調(diào)剖劑，按設(shè)計要求關(guān)井、開井投產(chǎn)或投注，初期產(chǎn)液量或注入量不宜過大，逐漸恢復(fù)正常后按要求時間測采油井產(chǎn)液剖面和注水井吸水剖面，取全取準(zhǔn)各項數(shù)據(jù)和資料；(6)注入設(shè)備和流程，堵水調(diào)剖的注入設(shè)備由水泥車、壓裂車注入，逐步轉(zhuǎn)化為固定或撬裝泵組注入，并設(shè)計制造了成套的注入設(shè)備和流程。

3.4 2000 年以來深部調(diào)剖、調(diào)驅(qū)技術(shù)的發(fā)展

2001 年，趙福麟等研究二次采油與三次采油的結(jié)合技術(shù)，簡稱“2+3”技術(shù)，是在充分調(diào)剖、充分發(fā)揮二次采油作用的基礎(chǔ)上進行有限度三次采油的技術(shù)。該技術(shù)由2 項技術(shù)組成，即充分調(diào)剖技術(shù)和有限度三次采油技術(shù)。前者有2 個技術(shù)關(guān)鍵：一是調(diào)剖充分程度的判別，二是調(diào)剖劑系列的建立。后者也有2 個技術(shù)關(guān)鍵：一個是高效驅(qū)油劑配方的篩選，二是驅(qū)油劑用量的優(yōu)化。提出了用注水井井口壓降曲線充滿度判別調(diào)剖充分程度的標(biāo)準(zhǔn)和在有限度三次采油中注入0.02 PV 的量化指標(biāo)?！?+3”技術(shù)在勝利老河口油田、華北蒙古林油田、中原濮城油田的試驗區(qū)中取得了較好的結(jié)果，證實了該技術(shù)的可行性［30]。

2004 年，勝利等油田開始研究聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)。聚合物微球是在交聯(lián)聚合物溶液調(diào)剖技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展出的一項新型深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。聚合物彈性微球是粒徑在0.2～20 μm 的活性聚合物凝膠球體。該技術(shù)依靠納米級和微米級遇水可膨脹的微球來逐級封堵地層孔喉，實現(xiàn)其逐級深部調(diào)剖堵水的效果。室內(nèi)研究表明：該技術(shù)比聚合物驅(qū)提高采收率高5～8 個百分點；受外界影響較小，如可以直接用污水配制，耐高溫高鹽；而且高分子微球材料具有配制時與濃度無關(guān)、水溶性好、注入時無黏度、無污染、成本較低的優(yōu)點。

2004 年勝利油田在孤島油田東區(qū)1-14 注水井組進行聚合物微球技術(shù)調(diào)驅(qū)礦場試驗。試驗區(qū)包括1 口注水井和11 口對應(yīng)采油井。注入時設(shè)計了4 段塞的注入方法，注入濃度在300～1 000 mg/L 范圍內(nèi)調(diào)整：12 月2 日開始注入濃度為300 mg/L 的第1 段塞，共注10 d；后注入第2 段塞50 d，濃度為600 mg/L；第3 段塞濃度為1 000 mg/L，注入30 d；第4 段塞濃度為600 mg/L，注入33 d；2005 年4 月5 日停注微球改注水。微球注入時的平均粒徑為600 nm，60 ℃條件下15 d 左右微球平均粒徑會膨脹至4 μm 左右。11 口對應(yīng)井中8 口在注入微球后3～4 個月見效，水井的剖面有很大的改善。且累計增油千噸。該技術(shù)已在勝利、大港、青海、長慶及大慶等油田應(yīng)用［31]。

2004 年，中國石油勘探開發(fā)研究院開展研究柔性轉(zhuǎn)向劑，用于深部液流轉(zhuǎn)向，即油藏深部調(diào)驅(qū)。應(yīng)用分子設(shè)計原理，合成了SR-3 深部液流轉(zhuǎn)向劑。柔性轉(zhuǎn)向劑的密度可以根據(jù)油田注入水的密度進行調(diào)整。SR-3 在蒸餾水中稍下沉，在1.5%NaCl 鹽水中半沉半浮。柔性轉(zhuǎn)向劑的粒徑可以根據(jù)地層大孔道和裂縫的尺寸進行調(diào)節(jié)。性能評價表明，柔性轉(zhuǎn)向劑產(chǎn)品變形性和韌性好、不易破碎、化學(xué)穩(wěn)定性好。使用多種物理模型深入系統(tǒng)地研究了深部液流轉(zhuǎn)向機理和轉(zhuǎn)向劑的注入、運移、堵塞特征及其影響因素。柔性轉(zhuǎn)向劑通過變形、暫堵、脈動，在地層高滲或水流優(yōu)勢部位產(chǎn)生動態(tài)沿程流動阻力，實現(xiàn)深部液流轉(zhuǎn)向。2005 年開始，在吉林油田G 塊、大慶油田南一區(qū)東部薩葡油層、大港油田官74 塊、勝利油田孤東33-2326 井組、遼河油田丙1-115 井組、新疆頭屯河油藏等推廣應(yīng)用。2005 年11 月在吉林油田新木G2-1 井組進行首次試驗。設(shè)計采用A、B、C 三段塞法注入柔性調(diào)剖劑8 t，共400 m3，C 段最高濃度3%。施工時根據(jù)注入情況，進行了動態(tài)調(diào)整，C 段最高濃度提高到5%，注入調(diào)剖劑8 t，3 個段塞共300 m3。施工時壓力上升平緩，初期5.5 MPa，最后上升到7.0 MPa。轉(zhuǎn)注后穩(wěn)定注水壓力5.7 MPa，比調(diào)剖前提高了0.7 MPa。G2-1 對應(yīng)的9 口油井有6 口井初期有明顯效果，其中高產(chǎn)液高含水的G2-01、G1-1、G2-02、G4-1 產(chǎn)液下降，含水略降，低產(chǎn)液相對低含水的G2-3、G+2-3 產(chǎn)油增加，含水下降。G+2-3 增油效果最好，初期日增油2.2 t［32]。2007年采用柔性轉(zhuǎn)向劑SR-3 在新疆陸梁油田作業(yè)區(qū)石南31 井區(qū)施工20 井次、石南4 井區(qū)施工6 井次、石南21 井區(qū)施工4 井次，均取得了很好的效果。2008 年，柔性轉(zhuǎn)向劑在吐哈油田三塘湖油田H26-21井、M201 井和M18 井進行了現(xiàn)場應(yīng)用。結(jié)果表明，能有效封堵微裂縫，增油減水效果顯著。

2007 年，冀東油田開始在高尚堡淺層北區(qū)Ng8、Ng12-13 油藏開展水平井大劑量調(diào)驅(qū)試驗。初期設(shè)計6 口水平井調(diào)驅(qū)，使用有機鉻交聯(lián)體系，設(shè)計注入調(diào)驅(qū)劑73.9×104m3，平均單井用量12.3×104m3。2008 年由于政策調(diào)整，水平井調(diào)驅(qū)方案改變。水平井調(diào)驅(qū)是調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展，是提高水平井開發(fā)效果的新嘗試［33]。

2010—2016 年，中國石油在二次開發(fā)“三重”技術(shù)路線基礎(chǔ)上，采用深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，改變油層長期注水開發(fā)所形成的固有流場，擴大注水波及體積，提高水驅(qū)采收率。相繼在新疆、遼河、吉林、冀東、大港、玉門、青海、大慶、長慶等九個油區(qū)開展二次開發(fā)深部調(diào)驅(qū)試驗。試驗項目共覆蓋含油面積29.1 km2，地質(zhì)儲量4 505×104t。九個油區(qū)先后有18 個項目進入現(xiàn)場實施，注劑總井?dāng)?shù)219 口，開井?dāng)?shù)127 口，年注劑量114.18×104m3，累計注劑量598.7×104m3；采油井總數(shù)494 口，開井?dāng)?shù)358 口，年產(chǎn)油量31×104t，年增油10.4×104t，累計增油40.6×104t。

2013—2018 年，中國石油大學(xué)(華東)開始在長慶等油田應(yīng)用凍膠分散體調(diào)驅(qū)技術(shù)?；诘孛嬷苽涞谋倔w凍膠體系，研究了規(guī)?；咝е苽涠喑叨葍瞿z分散體的工藝新方法，制備的多尺度凍膠分散體為形狀規(guī)則、粒徑可控(650～5 000 nm)的水相分散顆粒體系，具備低黏度，表面帶負(fù)電的特點。目前已在國內(nèi)11 個油田進行推廣應(yīng)用，施工513 井次，措施井累計增產(chǎn)原油16.12×104t，取得了顯著的經(jīng)濟效益［34]。

4 存在問題及發(fā)展方向

堵水調(diào)剖技術(shù)經(jīng)過60 年的發(fā)展完善，在化學(xué)劑技術(shù)、施工工藝等方面已比較成熟，但正在開發(fā)的油藏的特征是不斷變化的，向復(fù)雜、困難方向變化；將來開發(fā)的油藏比今天的更復(fù)雜。堵水調(diào)剖技術(shù)，特別是能應(yīng)用的技術(shù)總落后于現(xiàn)實的需要。這種需求推動堵水調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展。

4.1 主要問題

(1)堵水調(diào)剖調(diào)驅(qū)的油藏工程研究不夠，油藏與工程還沒有一體化。

(2)堵水調(diào)剖劑在多孔介質(zhì)中運移、滯留、封堵機理的微觀、定量研究還比較籠統(tǒng)。

(3)高溫(120 ℃以上)深井(5 000 m 以上)堵水調(diào)剖化學(xué)劑及施工工藝不成熟，直井多層、水平井長水平段機械找堵水工藝復(fù)雜。

(4)水平井快速找水技術(shù)以及優(yōu)異廉價長效的選擇性堵水劑技術(shù)還沒有形成工業(yè)規(guī)模。

(5)堵水調(diào)剖調(diào)驅(qū)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)，即優(yōu)化設(shè)計軟件，還沒有商業(yè)版本。優(yōu)化設(shè)計涉及油藏、化學(xué)劑、工藝及效果評價4 方面內(nèi)容，主要是最佳劑量設(shè)計。

(6)氣井堵水處于起步階段，需要加大研發(fā)與試驗力度。

4.2 發(fā)展方向

(1)堵水調(diào)剖調(diào)驅(qū)與油藏工程的緊密結(jié)合。

(2)強度和膨脹時間可控的微球或分散體材料在水驅(qū)或聚驅(qū)高含水油田調(diào)驅(qū)提高采收率中得到工業(yè)應(yīng)用，納米、智能材料有望在堵水調(diào)剖劑領(lǐng)域開始應(yīng)用，裂縫、深井堵水調(diào)剖劑研發(fā)加強。

(3)隨著現(xiàn)場需求加大和油藏研究技術(shù)、物理模擬技術(shù)和計算機技術(shù)的發(fā)展，簡潔、實用的堵水調(diào)剖優(yōu)化設(shè)計軟件被研發(fā)出來。

(4)簡單、智能、安全的機械找堵水技術(shù)在低滲、少層的油井得到應(yīng)用。

(5)選擇性堵水技術(shù)在水平井、多層直井及海上油井得到工業(yè)應(yīng)用。

(6)氣井堵水技術(shù)逐步建立并得到試驗、應(yīng)用。

5 結(jié)論

(1)中國堵水調(diào)剖技術(shù)已有60 年歷史，經(jīng)過幾代堵水調(diào)剖人的辛苦工作，已在找堵水工具、化學(xué)劑和工藝方面取得重要成果。

(2)油田堵水調(diào)剖從單井油井堵水，注水井調(diào)剖，發(fā)展到注、采井組對應(yīng)調(diào)剖堵水，區(qū)塊整體調(diào)剖堵水，再發(fā)展到調(diào)驅(qū)，油井堵水調(diào)剖技術(shù)隨著油田開發(fā)的需要而發(fā)展，使用方法隨著油藏地質(zhì)特征的變化而變化。

(3)堵水調(diào)剖技術(shù)主要包括4 個內(nèi)容：堵水調(diào)剖油藏研究、堵水調(diào)剖化學(xué)劑研究、堵水調(diào)剖工藝及堵水調(diào)剖效果評價方法。其中，化學(xué)劑的研究發(fā)展最快。每一次化學(xué)劑的突破都引起一次堵水調(diào)剖的熱潮。

(4)中國東部油田的堵水調(diào)剖規(guī)模大于西部油田，注水井調(diào)剖的規(guī)模大于油井堵水，砂巖油藏的堵水調(diào)剖規(guī)模大于碳酸鹽巖油藏，中低溫(≤90 ℃)油藏的堵水調(diào)剖規(guī)模大于高溫(＞90 ℃)油藏。

(5)選擇性堵水技術(shù)是理想的堵水技術(shù)，也是先進的堵水技術(shù)，從誕生至今都在爭議中發(fā)展、進步。