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一、前言
油田进入特高含水开发期，稀油区块综合含水会高达90%以上，稠油区块汽窜日益加剧、边水推进直接影响水淹区块的采出程度，油田稳产急剧增加。此时，化学封堵技术作为油田的“控水稳油”主导技术，其地位是显得愈来愈重要。本文针对近年来几种化学封堵技术的应用情况进行研究，探讨油田开发后期“控水稳油”的方法，为油田开发后期的稳产探索有效的途径。
二、治理低效井
油田进入特高含水开发期后，由于在纵向上油层公布井段长、层数多，油层层间、层内矛盾加剧，导致主力油层和非主力油层生产能力悬殊大；同时由于砂体沉积范围大小不一，造成油水界面参差不齐，各油组、各小层具有不同的油水界面，平面错开遗忘较大。在油田开发过程中，这种地质特点造成了地下油水分布的复杂界面，加深了油层的层间矛盾；而采用单井多油层注采生产，层间干扰严重，使得低含水、低能量、低渗透油层的动用程度一直较低。治理这类低效井的方法主要是通过堵水、补孔、降低层间干扰，提高低渗透油层的动用程度，如杏10-11井，由于层间干扰严重，全井含水达100%。综合分析认为Ⅶ2小层含水较高，随后采用超细水泥封堵技术封堵该层，并补射有潜力的Ⅸ31-1，Ⅸ42，Ⅸ62。措施后，日产油上升到19t，日产水下降到4m3，含水下降到19%。
三、封堵水井
1.水井大孔道封堵，油田进入特高含水开发期后，由于在纵向上油层分布井段长、层数多，油层层间物性差异大，而且受强化注水的影响，在水井表现为吸水剖面不均匀，大孔道水窜严重，停注困难。例如某油田J3-14井，注水层段为7层13段，而Ⅳ5-8小层自2004年6月停注以来，历次同位素反映都没有停下来；2009年8月的一次同位素测试反映，Ⅳ5-8层段的吸水量占全井吸水量的56.03%。由于该层段吸水量相当大，造成注入水的无效流失，而其他需要注水的层段却又达不到配注要求，严重影响了其他层段的正常注水。为此，对该井采用超细水泥封堵技术封堵Ⅳ5-8层段，堵后试压15MPa，30min压力不降，封堵取得成功。
2.汽窜井封堵，一般油田稠油油藏具有“浅、稠、散”，砂岩胶结疏松，渗透率高，地层非均质性强和孔隙度大的特点。在注蒸汽过程中，普遍存在近井地带亏空严重，井间汽窜通道和层间吸汽差异大，蒸汽热效率低等问题。随着注蒸汽开采进入高周期，油藏原有的矛盾进一步加剧，吞吐区已从井间干扰或单向汽窜向双向互窜多井连窜发展，部分中心汽窜井被迫长期关停或间开。例如某油田J20-11井，该井为一中心汽窜井，对应两口井杏J20-12井、杏J20-13井与之发生汽窜，汽窜时平均井温由64℃上升到81℃，汽窜期对产量影响较大，对该井进行封堵后，再无汽窜现象发生，井组中4口井日产油由封堵前的3.3t上升到8.0t，累计增油1599.4t，取得了较好的封堵效果。
3.稠油边水封堵，油田稠油油藏吞吐开发区块，由于地层压力低、地层亏空严重，部分油区井层边水向油区内部推进速度加快，导致部分区域油井含水上升。如某油田采油井J11-22井，2007年6月20日投产，生产Ⅲ5-6层，砂厚14m，初期产液10.9m3，产油7.1t，综合含水36%；同年5月30日含水上升至97%，Cl-含量上升至1940.5mg/L。经分析认为，该井因边水沿大孔道推进造成水淹，随后于5月30日高含水关井。2007年9月1日，对该井实施边水封堵措施，共挤入堵剂49m3。开抽生产后峰值液量为13m3，峰值油量为6.9t，含水一直稳定在31%～36%之间，Cl-含量保持在360mg/L左右；目前仍保持日产油4.7t的水平，边水封堵使一口关停井变成了一口高产井。
四、封堵套管
1.套管外窜槽封堵，由于固井质量不好或其他原因导致一、二界面固结不好，发生水窜。水窜的结果使油井只出水不出油，影响了油井的正常生产。如某油田J1井，该井是一口滚动开发井，2005年89月20日～10月2日进行螺杆泵试油，日运转17h，产水12.5m3，经洗井返出油10m3；随后变密度测井发现固井质量不好，认为投产层与上下水层串通。对此，采用超细水泥封堵技术分别对上、下水层及套管外窜槽通道进行封堵，堵后日产油4.6t，含水仅5%。
2.套管漏失封堵，我国各油田地表条件均较复杂，表层套管通常只有20～40m，所以套管在200～310m之间与地层形成化学腐蚀，使套管腐蚀穿孔，而且每口井需要投入资金50万元。近年来，由于成本问题，不可能有更多的资金用于取换套作业，从而使这部分油水井无法正常生产。如某油田J6-51井，为一观察井，根据注聚要求需要将该井改为注聚合物井，由于套管漏失量大（在2MPa的压力下漏失量为35.4m3/h），泵压在13.5MPa时油压只有1.5MPa，采用超细水泥封堵技术修井，套管漏失处经封堵后试压15MPa，30min压力不降；在泵压13.6MPa下油压4.8MPa，套压4.7MPa开始正常生产。
五、建议
针对油田特高含水开发后期的现状，运用化学封堵技术并配合机堵、补孔、调剖、酸化等措施，可以有效地缓解目前的注采矛盾，提高注入水的波及体积，降低油井含水率。为适应特高含水开发后期的需要，还有必要在化学堵水方面向选择性堵水和堵-酸的方向进行研究。
油田进入特高含水开发期，稀油区块综合含水会高达90%以上，稠油区块汽窜日益加剧、边水推进直接影响水淹区块的采出程度，油田稳产急剧增加。此时，化学封堵技术作为油田的“控水稳油”主导技术，其地位是显得愈来愈重要。本文针对近年来几种化学封堵技术的应用情况进行研究，探讨油田开发后期“控水稳油”的方法，为油田开发后期的稳产探索有效的途径。
二、治理低效井
油田进入特高含水开发期后，由于在纵向上油层公布井段长、层数多，油层层间、层内矛盾加剧，导致主力油层和非主力油层生产能力悬殊大；同时由于砂体沉积范围大小不一，造成油水界面参差不齐，各油组、各小层具有不同的油水界面，平面错开遗忘较大。在油田开发过程中，这种地质特点造成了地下油水分布的复杂界面，加深了油层的层间矛盾；而采用单井多油层注采生产，层间干扰严重，使得低含水、低能量、低渗透油层的动用程度一直较低。治理这类低效井的方法主要是通过堵水、补孔、降低层间干扰，提高低渗透油层的动用程度，如杏10-11井，由于层间干扰严重，全井含水达100%。综合分析认为Ⅶ2小层含水较高，随后采用超细水泥封堵技术封堵该层，并补射有潜力的Ⅸ31-1，Ⅸ42，Ⅸ62。措施后，日产油上升到19t，日产水下降到4m3，含水下降到19%。
三、封堵水井
1.水井大孔道封堵，油田进入特高含水开发期后，由于在纵向上油层分布井段长、层数多，油层层间物性差异大，而且受强化注水的影响，在水井表现为吸水剖面不均匀，大孔道水窜严重，停注困难。例如某油田J3-14井，注水层段为7层13段，而Ⅳ5-8小层自2004年6月停注以来，历次同位素反映都没有停下来；2009年8月的一次同位素测试反映，Ⅳ5-8层段的吸水量占全井吸水量的56.03%。由于该层段吸水量相当大，造成注入水的无效流失，而其他需要注水的层段却又达不到配注要求，严重影响了其他层段的正常注水。为此，对该井采用超细水泥封堵技术封堵Ⅳ5-8层段，堵后试压15MPa，30min压力不降，封堵取得成功。
2.汽窜井封堵，一般油田稠油油藏具有“浅、稠、散”，砂岩胶结疏松，渗透率高，地层非均质性强和孔隙度大的特点。在注蒸汽过程中，普遍存在近井地带亏空严重，井间汽窜通道和层间吸汽差异大，蒸汽热效率低等问题。随着注蒸汽开采进入高周期，油藏原有的矛盾进一步加剧，吞吐区已从井间干扰或单向汽窜向双向互窜多井连窜发展，部分中心汽窜井被迫长期关停或间开。例如某油田J20-11井，该井为一中心汽窜井，对应两口井杏J20-12井、杏J20-13井与之发生汽窜，汽窜时平均井温由64℃上升到81℃，汽窜期对产量影响较大，对该井进行封堵后，再无汽窜现象发生，井组中4口井日产油由封堵前的3.3t上升到8.0t，累计增油1599.4t，取得了较好的封堵效果。
3.稠油边水封堵，油田稠油油藏吞吐开发区块，由于地层压力低、地层亏空严重，部分油区井层边水向油区内部推进速度加快，导致部分区域油井含水上升。如某油田采油井J11-22井，2007年6月20日投产，生产Ⅲ5-6层，砂厚14m，初期产液10.9m3，产油7.1t，综合含水36%；同年5月30日含水上升至97%，Cl-含量上升至1940.5mg/L。经分析认为，该井因边水沿大孔道推进造成水淹，随后于5月30日高含水关井。2007年9月1日，对该井实施边水封堵措施，共挤入堵剂49m3。开抽生产后峰值液量为13m3，峰值油量为6.9t，含水一直稳定在31%～36%之间，Cl-含量保持在360mg/L左右；目前仍保持日产油4.7t的水平，边水封堵使一口关停井变成了一口高产井。
四、封堵套管
1.套管外窜槽封堵，由于固井质量不好或其他原因导致一、二界面固结不好，发生水窜。水窜的结果使油井只出水不出油，影响了油井的正常生产。如某油田J1井，该井是一口滚动开发井，2005年89月20日～10月2日进行螺杆泵试油，日运转17h，产水12.5m3，经洗井返出油10m3；随后变密度测井发现固井质量不好，认为投产层与上下水层串通。对此，采用超细水泥封堵技术分别对上、下水层及套管外窜槽通道进行封堵，堵后日产油4.6t，含水仅5%。
2.套管漏失封堵，我国各油田地表条件均较复杂，表层套管通常只有20～40m，所以套管在200～310m之间与地层形成化学腐蚀，使套管腐蚀穿孔，而且每口井需要投入资金50万元。近年来，由于成本问题，不可能有更多的资金用于取换套作业，从而使这部分油水井无法正常生产。如某油田J6-51井，为一观察井，根据注聚要求需要将该井改为注聚合物井，由于套管漏失量大（在2MPa的压力下漏失量为35.4m3/h），泵压在13.5MPa时油压只有1.5MPa，采用超细水泥封堵技术修井，套管漏失处经封堵后试压15MPa，30min压力不降；在泵压13.6MPa下油压4.8MPa，套压4.7MPa开始正常生产。
五、建议
针对油田特高含水开发后期的现状，运用化学封堵技术并配合机堵、补孔、调剖、酸化等措施，可以有效地缓解目前的注采矛盾，提高注入水的波及体积，降低油井含水率。为适应特高含水开发后期的需要，还有必要在化学堵水方面向选择性堵水和堵-酸的方向进行研究。