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摘要：本文以海上某油田为例，着力于完井后注不进水这一问题进行探讨。根据钻井、完井、生产以及地质条件等相关资料展开实验，确认原由在于堵塞。结合室内研究以及现场试验，找到一种新型的解堵增注方案。在常规解堵效果不佳的情况下，该方法能够达到比较满意的增注效果，为接下来的储层保护工作带去有力的参考。
关键词：海上油田;解堵;增注
该海上油田，由北往南有2个不同的区块。北块相对来说十分复杂，且纵向上分布9个不同的油组，均属于独立油水系统。它的压力系数，由上及下逐渐递增。各个油组，均有边水或是气顶的现象。结合北块的实际情形，本研发方案决定对北块油组进行细化分解，使其变为上、中和下这3个不同的开发层系。其中，南块压力未见异常，有上、下这2个不同的层系。油田储层物性达到中好级别，产能偏高，有较强的注入能力。另外，主砂体储层也有不错的连通性。在本方案中，注采井网相对较为成熟。早期注水保压开采，能够达到比较理想的采收率。在投注阶段，第一口注水井（也就是南块A16）第一次注水并未成功，其注入量从最初的150m3/d迅速降低到0。另外，油田设计中的5口注水井中，无法注水的就有3口。此时，生产气油比骤然地上升，但是油田产油量却快步地减少。若注采失衡，那么油田很难达成预期的稳产目标，还将降低采收率。故而，油田迫切需要处理注水量不足这一问题。
1油田地质油藏特征
1.1.储层非均质性特征
渤海油田，属于典型的浅水三角洲相。而浅水三角洲，本身也源自三角洲沉积体系，指的是水体浅以及地形平缓位置会和而成的三角洲，其构成主体为分流河道砂体。受河流的直接影响，储层砂体也是有标准方向的。另外，还新增若干独立的分流河道，很多分叉或是改道。渗透率变异系数，能够平衡油藏本身的非均质程度。通过洛伦茨曲线法可以对渗透率变异系数进行计算，并测算出渗透率数值，最终得到有效厚度百分比。利用直角坐标纸，可以编制洛伦茨曲线。可知：渗透率变异系数=0.6，提示油田储层有明显的非均质性。
1.2.非均质性对油田开发效果的影响
定向井多层合采，多数时候均会影响最终的产能，阻碍油田后期的开发效果。通过数值模拟法，可以对定向井合采以及水平井分层系开发作出详细地对比。经分析，本文形成下列结论：水平井分层系相较于定向井合采方案在各级指标上更具优势。
1.3.地质油藏特征
渤海油田，坐落在渤海南部。作为一块断块油田，它属于承性发育，且断层十分复杂。含油层系，大多在新近系明化镇组下段开始发育，有6个不同的油组，共计22个独立小层。在油田区域内，下段是典型的浅水三角洲沉积。从沉积微相上看，很多分流河道均有沉积，且河口坝以及远砂坝沉积在发育状态上不太成熟。主力含油层段，呈现高孔、高渗的特点，各小层在平面渗透率上有极大的差异。从原油密度和黏度上看，油田地面均为中等。地层原油均属于饱和油藏，其溶解气油比以及原油黏度均达到中等级别，温度和压力系统趋于平衡。
2原因分析及解堵措施
注入时间越久，注入压力也会慢慢递增、而注入量则快速地降低。严重时，还将出现不吸水的情况。有文献报道，原因概括如下：（1）地层条件不佳或是射开层段的约束，长时间注入影响了注水井的吸水能力;（2）对聚合物溶液进行配制时，产品不达标或是搅拌不均等常见的工艺故障，如干粉受潮，增加了不溶物含量，产生鱼眼，使井底地层意外地堵塞;（3）注入聚合物时，操作不当导致注入浓度明显太高，不符合方案标准;（4）注入管线或是完井时出现了泥浆，或者是增产增注剂快速地絮凝，以块状的方式在地层孔隙中进行堵塞。针对第一种情况，通常可选择过酸化、补孔以及压裂等一般的增注方法进行处理。其他的几种情况，需结合聚合物本身的属性来选择合适的化学解堵法。本课题重点探讨怎样增强化学解堵的合理性、科学性以及延长解堵有效期。正因为此，我们第一步要弄清注聚井为何会发生堵塞。本章从理论的视角剖析了注聚井堵塞的根原，在室内借助仪器以及化学分析法分别对堵塞物作了检测，明确其物理和化学成分，最终总结出堵塞机理。
2.1原因分析
该油田面临的注水问题，有下列几种比较主流的说法：一是“低渗说”，二是“地层污染说”，三是“堵塞说”。不同说法，均有各自的解堵措施。
2.1.1低渗说
“低渗说”：注水井没有很好的储层物性，其渗透率不高，且吸水指数相对偏低。现有的注水压力过低，导致注不进水。对此，我们可以考虑下列增注措施：“增压注水”。具体为：加装增压泵，增加井口原有的注入压力，加大注水压差以及注水量。
笔者认为，上述的“低渗说”是不成立的。根据生产曲线，当生产压差等于2-4Mpa时，产油量相对偏高。若不断扩大生产压差，那么产量则会高于1000m3/d。与此同时，地层系数相较于采油井明显要低，其排液量接近于200-900m3/d。但是，这并不是最大排液量。通常，注水量、排液量之间的比值不低于2：1，有些为5倍。而现行井口注入压力最高为13Mpa，注水井已符合注水量要求，因而无需额外地增压注水。
2.1.2地层污染说
根据地层污染说的观点：钻井或是完井期间，钻井液以及完井液或多或少均会渗入到油田地层中。同时，和地层流体之間起某种作用。在对地层造成污染的同时，减小地层渗透率和降低注水能力。严重时，还将注不进水。对此，我们可考虑酸化法进行增注。
从污染半径上看，钻井液并不算大，射孔极易穿透整个污染带。而那些渗入到钻井液或是完井液中的部分，其颗粒非常小。利用排液能够顺利地从地层中排出，达到相应的除污效果。历经20小时的生产（排液），排液的污染系数（真表皮）也将从最初的16.88下降至3.68。显然，说钻和完井液渗入地层带来的污染均可利用排液进行解除。
2.1.3堵塞说
通过对钻、完井资料进行搜集，分析钻井、排液（生产）以及注水的整个过程。经观察，A16井是因为井筒污染导致射孔炮眼明显堵塞，无法注水，故而出现“堵塞说”。同时，并有针对性的增注方案：“补孔-排液-洗井”。通过对A16井采取上述解堵措施，其注水量接近于1500m3/d，取得满意的效果。 “堵塞说”的关键在于找到污染源一一经固井，油基泥浆可以在井筒中停留1年以上的时间。此时，油基泥浆将会逐步地在套管内壁上进行粘附。“普通的洗井液、洗井程序”无法顺利地将其洗净。认清堵塞机理
“脏物”对于排液没有阻力。而注水时，那些直径<喉道（4-20um）的“脏物”则会顺着注入水的方向流入到地层中，污染之前的注入层。比喉道更大的“脏物”由于没有办法穿透喉道，最终只能堵塞孔隙。
2.2措施研究
解堵法，实际上是针对“堵塞说”引申而来的“补排洗解堵法”。补孔，实际上是在地层、井筒之间构建一条新通道（如果原孔眼早就被“脏物”彻底堵死）。而排液，多是为了将地层中的“脏物”予以清除。因此，我们这里提到的排液应当为有效排液。而洗井，其目的在于将污染源予以切断。从这点来看，洗井应当绝对彻底。
3效果分析
3.1“补排洗解堵法”解堵效果
投产以后，有效排液以及干净的井层系（A9、A7中层系）或是“补排洗解堵法”后的那些受污染井，均有满意的注水能力。同时，这种注水能力从未降低。相反，在逐步地增高。注水收效前，油田北块本身的产量会迅速递减，气油产量比逐步上升。收效后，其产量明显回升，且产气油比的升速也受到控制，这就反映了注水开发的特色。
“补排洗解堵法”论及的排液，需视为有效排液。而泵抽排液，仅适用于单层解堵。针对多层合排液井，如果某层已经成功地解除堵塞，那么井底流压也将逐步上升，其生产压差明显下降。不过，剩余没有被解堵的层则毫无作用。针对多层合注的那些注水井，我们需要对单层采取“补排洗解堵法”来完成解堵。
3.2其他解堵法解堵效果
实践证实，该类层的堵塞均没有成功地解除。现有的注入量还是不很高，有些没有办法注水。对A8井中层系来说，非线性波不起到满意的解堵效果。而A9井下层系酸化，缺乏排酸的情况下也没有满意的解堵效果。针对二次污染，乏酸需引起重视。高压注水扩大的注入量毕竟不多，其解堵作用不明显。若井筒没有清洗彻底，高压注水则会使堵塞明显加重，这对接下来的解堵十分不利。
4采油工艺与油藏工程衔接
（1）与油藏研究的无缝衔接。以采油采气为例，油气藏相当于一个独立的流体场。油气藏中一旦了井生产，该流体场中的压力也将不再平衡。最初的流体场压力，将从势能逐渐地转变成动能。在挤压作用下，驱动储存流体往不同方向上的井筒中进行流动。怎样布井，才能利用流体场中的最大能量，将流体场中的油气予以开采，这是我们要思考的问题。针对封闭状态的油气藏，生产到某个阶段后，该能量场中的能量也将明显地衰竭。针对非封闭油气藏，油气藏被开发之后，靠近于井地带的能量也将慢慢地衰竭。从补充能量上看，不管边水又或者底水，均会通过挤压推进的途径，顺着渗透率偏高的那个方向，产生一个泄流通道。作为补充能量的水，将利用该通道流入到生产井内。一旦该优势通道被建立，能量也将被阻隔。该种阻隔，将不利于油气成功地输送到井筒中。（2）与钻完井设计的无缝衔接。井筒作为油气产量的第一通道，其在油气藏中是否合理，直接关系到油气藏能量能否得到有效地开发。同时，影响油气藏最终的泄油效果及其采收率。钻井时，一旦钻头将油气藏予以打开，除了可以得到地层最初的资料外，同时也可以保护油气藏。油田投产后，用合适的采油速度、提升采收率同样也非常关键。以完井为导向的井筒一旦被建成，结合完井设计而来的管柱也将变成油气产量的最佳通道。生产时间越久，上述矛盾也就会越突出，油气产量也会受到不同程度的影响。而完井管柱，能够从根本上解决上述三类不同的矛盾。（3）与工程设计的无缝衔接。一是结合工程设计建立而来的海上设施，将油气产量更改成商品交易场所。生产步骤的科学性和改进性，可以反映出企业总体的技术水平。二是生产越是推进，人们对油气藏也会有更多的了解。此时，需要结合可采储量的波动及时地调整产量，同时改造生产流程。而工程设计，实际上就为上述改造提供了可靠的支撑。三是油气田一旦被老化，其产出物中也会包含大量的水分。水处理压力日益增加，同时还留有一定的余地，便于顺应后期改造的现实需求。（4）与油田生产的无缝衔接。目前，采油工艺应当要和油田生产保持无缝衔接，动态追踪不同油气田和重点井各自的生产动态，找出问题同时进行有效解决。由于人力资源还不够，暂时还没有能力去动态、全程跟踪。
微生物注聚井解堵技术，实际上是将微生物以及营养物分别注入到油田的目的油层中，同时关井数日。而后打开井盖正式生产。利用微生物的降解能力，可以调整油层压力、表而张力或是流速，提升油田的采收率。二是微生物防蜡或是降粘。通常，就兼性厌氧微生物菌体有不错的分散能力以及吸附性。在水和油二者的分界面上，将沥青质以及石蜡当作营养物。对石蜡进行降解，能够让长链烃转变为短链烃，减小原油本身的含蜡量及其粘度。另外，它和石蜡产生的代谢物（乳酸或是丁酸，包括糖脂以及中性脂等）均有不错的表面活性，可以对岩石外表产生的固结物进行清理，打通井底油层固有的孔隙通道，从根本上提升波及效率，擴大油田产量，提升最终的原油采收率。
5结论与建议
注水井注不进水，多是因为该油田井筒受污染，射孔炮眼明显堵塞后引起。正因为此，本文提出下列解堵方案：“补孔排液洗井”。采取上述解堵措施后，A16井的注水量接近于1500m3/d，有满意的效果。根据油田生产结果，生产质量的优劣很大程度上是由人工自身的注水水平来决定。若注采井网比较成熟，注采平衡，那么地层压力也不会过多地下降，此时生产气油比相对平稳，产量多。同时，采油速度以及采出率均比较高。若是注入量过少，那么地层压力则会逐步地下降，产气油比明显地上升，产量逐步地递减、且不易于采出。因此，油田应当专注于注水开发。笔者建议，受污染比较大的A10井中、A9井下层系，需要逐层采取“补排洗解堵法”进行解堵。利用电子压力计，能够评估最终的解堵效果。
关键词：海上油田;解堵;增注
该海上油田，由北往南有2个不同的区块。北块相对来说十分复杂，且纵向上分布9个不同的油组，均属于独立油水系统。它的压力系数，由上及下逐渐递增。各个油组，均有边水或是气顶的现象。结合北块的实际情形，本研发方案决定对北块油组进行细化分解，使其变为上、中和下这3个不同的开发层系。其中，南块压力未见异常，有上、下这2个不同的层系。油田储层物性达到中好级别，产能偏高，有较强的注入能力。另外，主砂体储层也有不错的连通性。在本方案中，注采井网相对较为成熟。早期注水保压开采，能够达到比较理想的采收率。在投注阶段，第一口注水井（也就是南块A16）第一次注水并未成功，其注入量从最初的150m3/d迅速降低到0。另外，油田设计中的5口注水井中，无法注水的就有3口。此时，生产气油比骤然地上升，但是油田产油量却快步地减少。若注采失衡，那么油田很难达成预期的稳产目标，还将降低采收率。故而，油田迫切需要处理注水量不足这一问题。
1油田地质油藏特征
1.1.储层非均质性特征
渤海油田，属于典型的浅水三角洲相。而浅水三角洲，本身也源自三角洲沉积体系，指的是水体浅以及地形平缓位置会和而成的三角洲，其构成主体为分流河道砂体。受河流的直接影响，储层砂体也是有标准方向的。另外，还新增若干独立的分流河道，很多分叉或是改道。渗透率变异系数，能够平衡油藏本身的非均质程度。通过洛伦茨曲线法可以对渗透率变异系数进行计算，并测算出渗透率数值，最终得到有效厚度百分比。利用直角坐标纸，可以编制洛伦茨曲线。可知：渗透率变异系数=0.6，提示油田储层有明显的非均质性。
1.2.非均质性对油田开发效果的影响
定向井多层合采，多数时候均会影响最终的产能，阻碍油田后期的开发效果。通过数值模拟法，可以对定向井合采以及水平井分层系开发作出详细地对比。经分析，本文形成下列结论：水平井分层系相较于定向井合采方案在各级指标上更具优势。
1.3.地质油藏特征
渤海油田，坐落在渤海南部。作为一块断块油田，它属于承性发育，且断层十分复杂。含油层系，大多在新近系明化镇组下段开始发育，有6个不同的油组，共计22个独立小层。在油田区域内，下段是典型的浅水三角洲沉积。从沉积微相上看，很多分流河道均有沉积，且河口坝以及远砂坝沉积在发育状态上不太成熟。主力含油层段，呈现高孔、高渗的特点，各小层在平面渗透率上有极大的差异。从原油密度和黏度上看，油田地面均为中等。地层原油均属于饱和油藏，其溶解气油比以及原油黏度均达到中等级别，温度和压力系统趋于平衡。
2原因分析及解堵措施
注入时间越久，注入压力也会慢慢递增、而注入量则快速地降低。严重时，还将出现不吸水的情况。有文献报道，原因概括如下：（1）地层条件不佳或是射开层段的约束，长时间注入影响了注水井的吸水能力;（2）对聚合物溶液进行配制时，产品不达标或是搅拌不均等常见的工艺故障，如干粉受潮，增加了不溶物含量，产生鱼眼，使井底地层意外地堵塞;（3）注入聚合物时，操作不当导致注入浓度明显太高，不符合方案标准;（4）注入管线或是完井时出现了泥浆，或者是增产增注剂快速地絮凝，以块状的方式在地层孔隙中进行堵塞。针对第一种情况，通常可选择过酸化、补孔以及压裂等一般的增注方法进行处理。其他的几种情况，需结合聚合物本身的属性来选择合适的化学解堵法。本课题重点探讨怎样增强化学解堵的合理性、科学性以及延长解堵有效期。正因为此，我们第一步要弄清注聚井为何会发生堵塞。本章从理论的视角剖析了注聚井堵塞的根原，在室内借助仪器以及化学分析法分别对堵塞物作了检测，明确其物理和化学成分，最终总结出堵塞机理。
2.1原因分析
该油田面临的注水问题，有下列几种比较主流的说法：一是“低渗说”，二是“地层污染说”，三是“堵塞说”。不同说法，均有各自的解堵措施。
2.1.1低渗说
“低渗说”：注水井没有很好的储层物性，其渗透率不高，且吸水指数相对偏低。现有的注水压力过低，导致注不进水。对此，我们可以考虑下列增注措施：“增压注水”。具体为：加装增压泵，增加井口原有的注入压力，加大注水压差以及注水量。
笔者认为，上述的“低渗说”是不成立的。根据生产曲线，当生产压差等于2-4Mpa时，产油量相对偏高。若不断扩大生产压差，那么产量则会高于1000m3/d。与此同时，地层系数相较于采油井明显要低，其排液量接近于200-900m3/d。但是，这并不是最大排液量。通常，注水量、排液量之间的比值不低于2：1，有些为5倍。而现行井口注入压力最高为13Mpa，注水井已符合注水量要求，因而无需额外地增压注水。
2.1.2地层污染说
根据地层污染说的观点：钻井或是完井期间，钻井液以及完井液或多或少均会渗入到油田地层中。同时，和地层流体之間起某种作用。在对地层造成污染的同时，减小地层渗透率和降低注水能力。严重时，还将注不进水。对此，我们可考虑酸化法进行增注。
从污染半径上看，钻井液并不算大，射孔极易穿透整个污染带。而那些渗入到钻井液或是完井液中的部分，其颗粒非常小。利用排液能够顺利地从地层中排出，达到相应的除污效果。历经20小时的生产（排液），排液的污染系数（真表皮）也将从最初的16.88下降至3.68。显然，说钻和完井液渗入地层带来的污染均可利用排液进行解除。
2.1.3堵塞说
通过对钻、完井资料进行搜集，分析钻井、排液（生产）以及注水的整个过程。经观察，A16井是因为井筒污染导致射孔炮眼明显堵塞，无法注水，故而出现“堵塞说”。同时，并有针对性的增注方案：“补孔-排液-洗井”。通过对A16井采取上述解堵措施，其注水量接近于1500m3/d，取得满意的效果。 “堵塞说”的关键在于找到污染源一一经固井，油基泥浆可以在井筒中停留1年以上的时间。此时，油基泥浆将会逐步地在套管内壁上进行粘附。“普通的洗井液、洗井程序”无法顺利地将其洗净。认清堵塞机理
“脏物”对于排液没有阻力。而注水时，那些直径<喉道（4-20um）的“脏物”则会顺着注入水的方向流入到地层中，污染之前的注入层。比喉道更大的“脏物”由于没有办法穿透喉道，最终只能堵塞孔隙。
2.2措施研究
解堵法，实际上是针对“堵塞说”引申而来的“补排洗解堵法”。补孔，实际上是在地层、井筒之间构建一条新通道（如果原孔眼早就被“脏物”彻底堵死）。而排液，多是为了将地层中的“脏物”予以清除。因此，我们这里提到的排液应当为有效排液。而洗井，其目的在于将污染源予以切断。从这点来看，洗井应当绝对彻底。
3效果分析
3.1“补排洗解堵法”解堵效果
投产以后，有效排液以及干净的井层系（A9、A7中层系）或是“补排洗解堵法”后的那些受污染井，均有满意的注水能力。同时，这种注水能力从未降低。相反，在逐步地增高。注水收效前，油田北块本身的产量会迅速递减，气油产量比逐步上升。收效后，其产量明显回升，且产气油比的升速也受到控制，这就反映了注水开发的特色。
“补排洗解堵法”论及的排液，需视为有效排液。而泵抽排液，仅适用于单层解堵。针对多层合排液井，如果某层已经成功地解除堵塞，那么井底流压也将逐步上升，其生产压差明显下降。不过，剩余没有被解堵的层则毫无作用。针对多层合注的那些注水井，我们需要对单层采取“补排洗解堵法”来完成解堵。
3.2其他解堵法解堵效果
实践证实，该类层的堵塞均没有成功地解除。现有的注入量还是不很高，有些没有办法注水。对A8井中层系来说，非线性波不起到满意的解堵效果。而A9井下层系酸化，缺乏排酸的情况下也没有满意的解堵效果。针对二次污染，乏酸需引起重视。高压注水扩大的注入量毕竟不多，其解堵作用不明显。若井筒没有清洗彻底，高压注水则会使堵塞明显加重，这对接下来的解堵十分不利。
4采油工艺与油藏工程衔接
（1）与油藏研究的无缝衔接。以采油采气为例，油气藏相当于一个独立的流体场。油气藏中一旦了井生产，该流体场中的压力也将不再平衡。最初的流体场压力，将从势能逐渐地转变成动能。在挤压作用下，驱动储存流体往不同方向上的井筒中进行流动。怎样布井，才能利用流体场中的最大能量，将流体场中的油气予以开采，这是我们要思考的问题。针对封闭状态的油气藏，生产到某个阶段后，该能量场中的能量也将明显地衰竭。针对非封闭油气藏，油气藏被开发之后，靠近于井地带的能量也将慢慢地衰竭。从补充能量上看，不管边水又或者底水，均会通过挤压推进的途径，顺着渗透率偏高的那个方向，产生一个泄流通道。作为补充能量的水，将利用该通道流入到生产井内。一旦该优势通道被建立，能量也将被阻隔。该种阻隔，将不利于油气成功地输送到井筒中。（2）与钻完井设计的无缝衔接。井筒作为油气产量的第一通道，其在油气藏中是否合理，直接关系到油气藏能量能否得到有效地开发。同时，影响油气藏最终的泄油效果及其采收率。钻井时，一旦钻头将油气藏予以打开，除了可以得到地层最初的资料外，同时也可以保护油气藏。油田投产后，用合适的采油速度、提升采收率同样也非常关键。以完井为导向的井筒一旦被建成，结合完井设计而来的管柱也将变成油气产量的最佳通道。生产时间越久，上述矛盾也就会越突出，油气产量也会受到不同程度的影响。而完井管柱，能够从根本上解决上述三类不同的矛盾。（3）与工程设计的无缝衔接。一是结合工程设计建立而来的海上设施，将油气产量更改成商品交易场所。生产步骤的科学性和改进性，可以反映出企业总体的技术水平。二是生产越是推进，人们对油气藏也会有更多的了解。此时，需要结合可采储量的波动及时地调整产量，同时改造生产流程。而工程设计，实际上就为上述改造提供了可靠的支撑。三是油气田一旦被老化，其产出物中也会包含大量的水分。水处理压力日益增加，同时还留有一定的余地，便于顺应后期改造的现实需求。（4）与油田生产的无缝衔接。目前，采油工艺应当要和油田生产保持无缝衔接，动态追踪不同油气田和重点井各自的生产动态，找出问题同时进行有效解决。由于人力资源还不够，暂时还没有能力去动态、全程跟踪。
微生物注聚井解堵技术，实际上是将微生物以及营养物分别注入到油田的目的油层中，同时关井数日。而后打开井盖正式生产。利用微生物的降解能力，可以调整油层压力、表而张力或是流速，提升油田的采收率。二是微生物防蜡或是降粘。通常，就兼性厌氧微生物菌体有不错的分散能力以及吸附性。在水和油二者的分界面上，将沥青质以及石蜡当作营养物。对石蜡进行降解，能够让长链烃转变为短链烃，减小原油本身的含蜡量及其粘度。另外，它和石蜡产生的代谢物（乳酸或是丁酸，包括糖脂以及中性脂等）均有不错的表面活性，可以对岩石外表产生的固结物进行清理，打通井底油层固有的孔隙通道，从根本上提升波及效率，擴大油田产量，提升最终的原油采收率。
5结论与建议
注水井注不进水，多是因为该油田井筒受污染，射孔炮眼明显堵塞后引起。正因为此，本文提出下列解堵方案：“补孔排液洗井”。采取上述解堵措施后，A16井的注水量接近于1500m3/d，有满意的效果。根据油田生产结果，生产质量的优劣很大程度上是由人工自身的注水水平来决定。若注采井网比较成熟，注采平衡，那么地层压力也不会过多地下降，此时生产气油比相对平稳，产量多。同时，采油速度以及采出率均比较高。若是注入量过少，那么地层压力则会逐步地下降，产气油比明显地上升，产量逐步地递减、且不易于采出。因此，油田应当专注于注水开发。笔者建议，受污染比较大的A10井中、A9井下层系，需要逐层采取“补排洗解堵法”进行解堵。利用电子压力计，能够评估最终的解堵效果。