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国内外水平井堵水技术调研

水平井增加了井眼在产层中的长度以及产层的泄油面积，可在低压差下开发油藏，提高储层、裂缝钻遇率，有效解决油气田开发过程中的面临的流体问题即水（气）锥进的控制；储层问题即薄层、低渗致密储层、天然裂缝储层、稠油储层的开发，达到“稀井高产”的目的。

此外，针对油田逐步进入高含水后期的实际，水平井技术同时也在逐渐成为提高油藏采收率的重要技术措施，如利用水平井开采成熟油田大尺度未波及剩余油，实现水驱波及体积的提高；利用水平井进行注水开发，使油藏获得更大面积的高注水量，实现水驱波及体积和采油速度的提高。

水平井技术于1928年提出，20世纪40年代付诸实施，20世纪80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到工业化应用。基于水平井技术本身的优势，在成熟的钻井技术及日益完善的油藏认识技术支撑下，水平井的应用已遍及世界上几乎所有的油气产区，成为油气开采的重要技术。

这对相应的水平井开发动态管理、采油工艺等配套技术提出了更高的要求。其中，水平井开发中后期的堵水工作是采油工艺配套技术中一个重要方面。控水／堵水技术的研究可以有效提高对水平井开发效果的控制能力，提高水平井的整体开发效果。

经过多年攻关，常规直井的堵水工艺目前已基本工艺化，形成了一系列配套的较为成熟的技术。与常规直井不同，受制于水平井的特殊井身结构、完井方式、出水类型等原因，国内外水平井的堵水工作中还缺乏成熟的技术，尚存在许多急需攻克的技术关键。

底水锥/脊进是水平井开采中的一个突出问题。由于油藏地质条件复杂以及油井自身的原因，若开采措施不适当则很容易造成油井过早出水，一旦出水，则采出液含水率会急剧上升，原油采收率大幅度降低，所以必须进行相应有效的堵水作业。对于水平井来说，由于结构和应用上的原因，在开采过程中更易出现过早产水的现象：

（1）水平井多用于重油油藏，油水流度比很高，某些泄油通道的水饱和度略有上升即会诱发含水大幅度升高，一旦水突破，原油产出率便急剧降低。

（2）水平井广泛应用于开采薄层油藏，产生水锥的临界速率很低，如果有底水存在，水平井以较高速率生产时很易诱发水锥。

（3）水平井轨迹不完全为一直线，在井轨迹的低位则更容易产生底水锥进现象。

水平井实现找水和分层堵水困难，因此堵剂对油层和水层的选择封堵能力显得非常重要：

（1）水平井一般位于油层的中上部位置，初期出水方式多为局部水锥锥进，井筒附近含油相对较多，如何在注入堵剂后对水层进行有效封堵而对油层影响不大，成为水平井化学堵水能否成功的关键因素之一。

（2）在水平井中流体的流动速率低，常规的测井方法无效；重油层的水饱和度变化响应值太低，无法精确测定，描述饱和度变化的TDT或GST测井工具大都不适用，在此类井中找出水层更困难。

（3）水平井的完井方式水平井完井方式主要有3种，即射孔完井、割缝衬管(筛管)完井和裸眼完井。射孔完井，可将层段分隔开进行分层堵水。裸眼完井，用在碳酸盐等坚硬不易坍塌的地层，特别是有垂直裂缝的地层，用裸眼封隔器等工具或适当的工艺可以进行分层堵水。在这3种完井方式中，割缝衬管(筛管)完井堵水最困难，因为割逢衬管(筛管)与岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动，在实践上要实现分层堵水成功率很小。而在塔里木油田，割缝衬管(筛管)完井占70%以上，此类水平井要堵水，必须在堵剂或工艺技术上有所创新。

（4）水平井由于测井方法和配套工艺所限，较难实现精确找水和下置封隔器，故一般采用笼统注入方式。笼统注入法是将堵剂笼统注入所有层段[8]，由此造成了堵剂如果在进入方式上没有选择性，则会在注入后地层后分布于井筒四周，分隔井筒与液流；如在封堵方式上没有选择性，则会抑制边底水进入油管同时也限制了上层原油的采出，对产层造成严重的伤害。

因此，水平井堵水对堵剂的关键要求是，堵剂必须具有良好的选择封堵能力，在有效封堵底水层的同时不会对油层的开采产生较大的影响。

1、水平井堵水技术基础

水平井堵水技术的复杂性是由水平井完井方式的特殊性及出水类型决定的。水平井的完井方式主要有三种，即裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管（筛管）完井。

（1）裸眼完井

裸眼完井是最简单也是最低廉的一种完井方式，是指油层上部下入套管并注水泥后，生产层段进行开放式生产，不下套管或筛管。该方式适用于碳酸盐岩及其它不坍塌硬地层，特别是一些垂直裂缝地层。该条件下油井产量最高，但容易引起气、水窜流，修井困难，无法进行油层改造和分段开采，后期作业施工困难，目前使用较少。

（2）固井射孔完井

固井射孔完井方式是在水平段下入套管并在套管和油层环空注水泥进行固井，然后下入射孔枪和射孔弹面向油层将套管射开沟通油层。该方式适用于低渗透和稠油油藏，可分段改造和防止气、水串流，便于修井、测井、生产测试等工艺。但完井方法工艺复杂、完井成本高、固井时上部易形成游离水