一、概况

锦州油区构造面积220平方千米，含油面积71平方公里，地质储量20243万吨，采出程度29.51%，累产原油3945万吨。共有油井2669口，开井1444口，停抽的1225口井中，除了作业、注汽、封井等原因之外，因高含水而长停的油井占到了28%。

锦45和锦16分别作为我厂稠油和稀油主力区块，含水已经分别达到95.3%和93.8%，从11-16年，含水已经从90%上升至95%左右，部分油井甚至已经超过98%。

以上数据表明，油井高含水是锦州油田开发的一个主要矛盾，而油井堵水一直是主力增油上产措施之一。油井堵水是指从油井控制水的产出，其目的是提高油井的开采效率，选择性堵水由于其堵水不堵油的特性越来越受到青睐。

二、适应性及原因分析

选择性堵水按其溶剂类别分为醇基、水基和油基堵剂。醇基堵剂由于成本较高，国内外研究和应用极少。下面我们就水基和油基堵剂来进行适应性及原因分析。我厂主要应用的是聚丙烯酰胺类堵剂、泡沫凝胶类堵剂和改性石蜡堵剂。

油基堵剂溶于油基介质中，堵剂遇水会产生堵塞，遇油不会产生反应，开井时会随采出液被采出，故油基堵剂对油层的伤害最低。主要有以下三类：

（1）稠化油堵水。吸水性树脂在岩石表面上吸附，改善岩石润湿性，降低水相的渗透率，阻碍水的流动，形成堵塞。

（2）油基水泥浆堵水。油基水泥浆注入水层时，水置换出水泥颗粒亲水表面的油而与水泥作用，水泥固化而封堵出水层。

（3）有机硅类堵水。在岩石表面形成有效的憎水性，同时在岩石孔隙表面有很好的粘附性，与油层中原生封存水相互作用形成具有憎水性的聚合物膜。

随着油田开采条件和开发方式的逐渐变化，也出现了有效期变短、单井增油量下降等适应性变差的问题。主要有以下几点：

1、堵剂性能易受油层原油物性影响

泡沫凝胶类堵水由于需要配合注汽来施工，油层因注汽而温度升高，泡沫粘度及稳定性随温度升高而变差，导致堵水有效期变短。

改性石蜡堵剂在50-60℃时堵水效果最好，超过70℃后堵剂强度会降低。

稠化油堵水对底层原油的密度、粘度、温度及含蜡量都有所要求，所以只在部分区块效果显著。

2、聚丙烯酰胺类堵剂易伤害油层，施工工艺繁琐

聚丙烯酰胺类堵剂进入地层后，虽具有选择性，但不可避免的进入非目的层中，聚合物在油层中生成堵塞后，不能随采出液被采出，改变了非目的层的渗透性，从而对油层造成伤害。

且聚丙烯酰胺类堵剂多为干粉状，需在施工现场现场调配。不仅施工工艺繁琐，且不符合安全环保的大主题。

3、堵水效果因采出液存在聚合物而下降

锦16聚/表复合驱逐渐扩大试验区，由于窜聚情况存在，导致受效井采出液聚合物浓度增加，非试验驱油井见聚情况增多。原有堵剂因聚合物影响，导致堵水效果下降。

三、研究对策

针对上述我厂选择性堵水技术适应性逐渐变差的问题，我们提出以下两种技术来解决。

（一）生产井高强度选择性堵水技术

针对稠化油堵水技术受区块原油物性限制、采出液含水上升堵水强度下降的问题，我厂自主研发了此项技术。

该技术通过向原稠化油堵水配方中添加增强剂，使堵水体系粘度、耐温性提高，从而提高堵水强度，适应各区块原油物性，达到封堵效果。

1、增强剂的筛选

我们对八种不同的增强剂的乳化性进行分析，发现聚氨酯树脂、糠醇树脂和聚丙烯酸钠树脂可以与乳化稠油均匀混合。再分析添加这

三种增强剂后堵水体系的吸水性，发现添加聚丙烯酸钠树脂后，体系的吸水性最好。分析聚丙烯酸钠树脂的粘温性和溶液粘度随时间变化，最终确定聚丙烯酸钠树脂的浓度为0.8%。目前该体系以授权一项发明专利。

2、岩心堵水性能测试

取不同区块下原油制成的岩心，模拟在不同区块的原油物性条件，与原活化稠油堵剂进行堵水性能测试：

试验结果表明，生产井高强度选择性堵水体系的平均封堵率能提高8.55%。

（二）见聚井选择性消聚堵水技术

针对锦16区块油井采出液含水高、见聚而导致原选择性堵水效果变差问题，我厂自主创新研发了见聚井选择性消聚堵水技术。

该技术创新利用聚合物和无机阳离子聚沉絮凝原理，从生产井将处理液挤入地层，处理液中的阳离子遇到聚合物逐渐絮凝成大颗粒，封堵高渗层优势通道，在消除聚合物的同时实现选择性堵水。

我们通过测定不同浓度聚合物溶液与不同种类、不同浓度阳离子聚沉絮凝调堵剂反应后的聚合物粘度、浓度，探索阳离子药剂与聚合物的反应规律，对备选阳离子调堵剂及用量进行筛选。

最终，我们选择聚合硅酸铝铁作为阳离子，并确定不同采出液聚合物浓度下阳离子的最适宜浓度。

在不同聚合物浓度下，岩心封堵实验，与原稠化油堵剂进行堵水性能测试：实验结果表明，见聚井选择性消聚堵水体系的平均封堵率能提高8.05%。

四、现场应用及经济效益分析

（一）现场应用情况

2017-2018上半年，共实施生产井高强度选择性堵水技术22井次，资金投入93.87万元，措施后综合含水平均下降3.99%，阶段增油8463.2吨，降水23031.4方。共实施见聚井选择性消聚堵水技术17井次，资金投入289.59万元，措施后聚合物浓度平均下降79.12%，綜合含水降低了3.78%，阶段增油6689.8吨，阶段降水24565.1方。

1、典型井例：

（1）锦8-14-403

该井于2015年9月实施稠化油堵水措施，措施后累计生产523天，含水下降4.6%，增油580.53t。2020年2月，对该井实施生产井选择性堵水技术，目前已累计生产574天，相比于上周期综合含水降低5.1%，增油918.4t，目前继续有效。

（2）锦2-丙6-226

该井于2016年3月实施稠化油堵水措施，由于采出液聚合物的影响，措施后含水下降仅0.9%，增油仅164.4t。2020年4月，对该井实施见聚井选择性消聚堵水技术，措施后聚合物下降至150.2mg/L，相比于上周期综合含水降低4%，聚合物浓度降低75.5%，增油844.02t，目前继续有效。

2、整体效果分析

在实施两种选择性堵水措施前后，平均单井增油提高了65t，综合含水下降3.9%，见聚浓度下降607mg/L，平均有效期延长83天，节约吨油成本47.38元。

（二）经济效益分析

2019-2020年，实施2种选择性堵水技术共39井次，资金投入383.46万元，阶段增油15153吨（稀油6689.8t，普通稠油8463.2t），阶段降水47596.5m³。稀油经济效益162.4万元，稠油经济效益397.06万元，投入产出比1：1.99。

五、结论与认识

1、锦州油区的开采条件和开发方式不断变化，是影响原选择性堵水技术适应性的主要原因。

2、我厂自主研发生产井高强度选择性堵水技术，在原稠化油堵水配方中添加增强剂，提高封堵率4.03%，授权发明专利1项。

3、我厂自主研发首创见聚井选择性消聚堵水技术，实现了在消聚的同时进行选择性堵水，授权发明专利1项。

4、研究的2项技术有效提高了选择性堵水在锦州油区的适应性，为该技术在油田公司的推广应用提供了坚实的技术保障。