油井出水是油田开发全过程面临的普遍问题，综合治水是油田长期效益开发的根本保障。

  我国油田主要以注水补能开发为主，储层非均质性叠加长期注水会导致油田窜流通道严重发育。大量注入水沿着窜流通道从注入井流入采油井，不但没有发挥补能增大驱替压差的作用，而且会导致油井含水率持续上升，产油量不断下降，采出水处理成本不断增加。

  目前，我国大部分油田已进入开发中后期，注入水低效甚至无效循环已成为油田稳产的突出瓶颈之一。

  注入水是储层中驱替原油的动力之源，但窜流通道的存在会“屏蔽”未波及的剩余油，就好像电流短路导致电气无法工作一样，窜流通道导致的注入水“短路”，成为储层中剩余油无法启动的重要原因之一。

  解决注入水“短路”问题，就要通过调剖堵水封堵储层中注入水的窜流通道，利用注入水把储层多孔介质中的原油驱替出来，以此来降低油井含水率，提高原油采收率。

  调剖是以注水井为媒介封堵窜流通道，破除注入端“短路”点，使注水层段吸水剖面趋于平均，达到均衡驱替的目的。堵水是以采油井为媒介封堵出水点位，切断近采出端“短路”点，迫使来水改变方向，驱替其他未波及区域剩余油，降低油井含水率。

  机械堵水是采用机械分隔的办法，在井筒中形成两个或多个独立的流动和压力空间，封堵出水层位，开发其他层位。

  当多个独立油层合采时，由于每层的地层压力、渗流能力不同，各层的产液能力、吸水能力均不同，产液主要发生在地层压力高的储层，窜流往往发生在渗透能力好的储层，导致其他储层很难动用。为解决这一个问题，1964年，大庆油田组织了分层注水会战，采用封隔器把多个油层按一定规则进行分层开采，之后持续不断的发展形成了沿用至今的精细分层开发技术。

  目前，针对非常规储层长水平井出水情况，也形成了机械找水堵水工艺，在长水平段井筒中封堵不同出水位置。

  机械堵水主要解决井筒能控制的出水问题，但没有办法解决储层中的窜流难题，如厚油层、薄互层、隔层不连续、边底水锥进等纵向储层窜流，以及油层内非均质性引起的平面窜流。

  化学堵水是解决储层窜流的主要方法。在油田开发中后期，储层窜流都会存在，化学堵水成为常规治水控水措施，伴随油田开发整个过程。

  化学堵水是将化学剂注入储层窜流通道，利用化学剂在储层内物化性质改变来封堵窜流通道。化学堵水材料主要有交联聚合物、乳化稠油、水玻璃—氯化钙、水泥浆、微球等。

  20世纪50年代起，玉门油田最先开始做化学堵水，主要是采用松香酸钠选择性堵水、水泥堵水等。20世纪60年代，大庆油田陆续开展化学堵水试验，主要是采用水泥堵水、活性稠油堵水等。20世纪80年代，聚丙烯酰胺和交联聚合物的应用开启了化学堵水蒸蒸日上的时代，大庆油田、胜利油田陆续将交联聚合物作为主要化学堵水材料规模推广，至今仍是最主要的堵水材料之一。20世纪90年代，调剖堵水发展到鼎盛阶段，形成了区块整体堵调、等压降梯度堵水、深部调驱等技术，油田应用的堵剂体系有几十种。

  2000年以后，许多油田区块进入高含水开发后期，储层水窜情况更为复杂，常规近井调剖堵水难以满足持续控水稳油的需要，调剖技术由固定封堵向沿程调控发展，我国调剖堵水技术发展进入新阶段。

  目前，调剖堵水依旧是油田开发最常用的控水稳油方法，随着油田开发转向非常规、深层超深层、缝洞型等复杂类型油田，对堵剂、工艺技术都提出了更高的要求，慢慢地发展出水平井选择性控水技术、平台在线调堵设备、高温超高温堵剂、超高温高盐堵剂、泡沫剂、冻胶分散体系、等密度颗粒等先进材料和技术。

  中国石化油藏类型复杂，多年来，通过不断技术攻关，形成了类型多样的调剖堵水工艺。

  20世纪80年代，选择性堵水、单液法/双液法调剖等技术在胜利油田试验应用。胜利油田先后研制了铬交联聚丙烯酰胺、酚醛交联聚丙烯酰胺、甲基氯硅烷等选择性堵剂，先后实施300余井次，累计增油超35万吨。其中，临盘油田盘42-2井采用甲醛交联聚丙烯酰胺堵水，累计增油4777吨，有效期长达467天。水玻璃—氯化钙双液法调剖工艺首次在胜坨油田坨3-8-16井试验，对应油井累计增油2487吨。

  20世纪90年代，弱冻胶深部调驱、复合离子堵水等技术在胜利油田试验应用。孤东油田率先采用聚丙烯酰胺/乙酸铬弱冻胶体系进行深部调驱，3个井组调剖后注水井注入压力平均上升3兆帕，累计增油9800吨。孤岛油田试验并推广复合离子堵水技术，先后实施261井次，累计增油超10万吨。

  2000年以后，随着不一样油藏稳产增产的需要和先进堵水材料的发展，中国石化形成了“2+3”技术、缝洞型油藏堵水、稠油热采封窜、水平井选择性控水等调剖堵水技术。

  “2+3”技术，即在充分调剖的基础上进行有限度三次采油技术。桩西油田桩106老区开展“2+3”提高采收率试验，先后注入调剖剂510立方米、驱油剂6540立方米，其中L106-43井日产油由11.8吨升至26.3吨，综合含水率由81.9%降至70.3%。

  聚合物微球调驱技术，即依靠纳微米级遇水膨胀的微球进行逐级深部调驱。2004年，孤岛油田东区1注11采井组开展聚合物微球调驱试验，平均见效期3~4个月，累计增油1000余吨。

  由于缝洞型储集空间与常规砂岩油藏差别较大，是缝、孔、洞与复杂通道的组合，非均质性更强，且为高温高盐油藏，常规调剖技术不适用。塔河油田形成了油井五项基础综合分析与权重分析结合选井方法，研发了可溶性硅酸盐、可固化颗粒、有机无机复合等堵剂，形成了塔河特色的缝洞型油藏堵水技术。

  稠油热采封窜技术，即采用自适应“温度场、压力场”的逐级深部封窜方法，按近井、过渡、远程地带划分温度场和压力场，选择与之适应的堵剂体系封堵蒸汽窜流通道，充分的发挥蒸汽热降黏作用，提高稠油热采效率。该技术在孤岛、滨南、现河等采油厂应用。

  复杂条件水平井化学控水技术在塔河油田高温高盐碎屑岩水平井试验应用，2010年左右先后实施200余井次，增油超11.5万吨。

  目前，我国老油田普遍进入高含水甚至特高含水期，油藏非均质矛盾更突出，叠加深层、缝洞、稠油、水平井、多轮次等复杂条件，调剖堵水虽然持续发挥稳油控水作用，但面临效果变差、成功率降低等问题，要一直创新带动调剖堵水技术进步，发展因地制宜的特色调剖堵水技术。（方吉超）（作者单位：石油勘探开发研究院）

  ●调剖：采用机械或化学的方法，从注水井作业封堵油藏高渗透层，调整整个注水层段的吸水剖面。

  ●堵水：采用机械或化学的方法，从油井作业封堵油藏高渗透层，减少油井产水。

  ●等压降梯度堵水技术：在储层条件下，根据地层压降曲线进行级次划分，根据不同级次的压力梯度选用不同强度的堵剂体系进行等压降梯度堵水。此技术已发展成为目前最普遍的堵水方法之一，实现高效堵水。

  ●人工隔板堵水技术：在油水界面上部，以一定的工艺措施挤注化学堵剂，形成一些范围的人工隔板，以防止底水锥进。此技术慢慢的变成为底水油藏控水的主要方法。

  ●水泥塞堵水技术：在井底特定深度注入水泥，形成水泥塞封堵下部高产水层，逐渐上返生产，降低油井含水。此技术在深层碳酸盐岩裸眼完井生产的全部过程中应用较普遍。

  ●区块整体调剖技术：从区块整体开发效果出发，采用科学决策方法，以注水井调剖为主要措施，对区块内油水井进行综合治理。

  经过6年攻关，曾让胜利油田石油工程研究院三次采油研究所副经理史树彬挠头的孤东七区西馆63+4单元试验井组，交上了一份亮眼成绩单：综合含水率下降2.1个百分点，吨油耗水率由70%降至28%，增油2.3万吨。

  此前，该单元经历了自喷、注水、注聚合物驱等开发阶段，含水率达98.3%，采收率却只有42.8%。“啥措施都使上了就是不出油，真要报废还不甘心。”现在提起来，史树彬还耿耿于怀。

  事实上，这种“滚刀肉”油藏在胜利油田不算少见。开发到中后期，地层能量降低，通过注水补充地层能量能大大的提升采收率。由于地层、油层的非均质性和复杂性，注入水很容易向孔隙大、渗透率高的地方流动，久而久之，就会造成高渗、孔隙大的地方，油被驱替得干干净净，而小孔隙中则有大量的原油无法被开采出来。

  2017年，胜利油田开始攻关“整装油田特高含水期深度堵调技术”研究，并选择孤东七区西馆63+4单元进行试验。

  根据取芯井水驱效率及剩余油分布特征研究，胜利油田把储层划分为极端水洗带、强水淹带和弱水驱带，创新形成了极端水洗带深部高强封堵、强水淹带流度调控、弱水驱带扩大水驱的分级调控技术对策，水驱实现了从“大水漫灌”到“精准滴灌”的转变。

  与传统技术相比，深度堵水调剖不是单纯的封堵，而是类似于调控，针对不一样的深度堵调的水驱“三带”划分了高强封堵、流量调控、相渗调节三类分级调堵体系。堵水调剖不用建站，只需要两个调配水池，建造成本低、可移动，还能针对不同的油井分类施策，采用聚合物冻胶或表面活性剂堵水调剖，通过分层注水一体化管柱，把地下剩余的油驱替出来，提高采收率。

  6年来，该技术在胜利油田共应用783井组（次），累计增油35.43万吨，延长老油田经济开发寿命5~10年。（本报记者 于 佳 通讯员 刘梦雪 娄鑫娟）

  截至7月15日，经过堵水调流治理的TK260井，复产158天，平均日产原油20.2吨。今年上半年，西北油田阶段治理136井次，增油5.5万吨。

  2009年，国内油田基本上采用无机堵水，通俗地说，就是水泥打塞。这一年，现任西北油田采收率高级专家何龙毕业来到西北油田，开始把自己博士研究课题——有机堵水应用到堵水作业中。西北油田第一次将化学堵水应用于塔河碎屑岩水平井，使用的堵剂是联合站干化池的颗粒，当年在30多口井实施，有效率提高了9个百分点。

  缝洞油藏底水凶猛、裂缝发育，当时国外堵水成功的案例也不过是几微米的孔隙、几毫米的裂缝，而西北油田要堵的是几十米甚至上百米的大裂缝。在井深6000米、温度140摄氏度、压力60兆帕的井况下，有的堵剂到了井里不能凝固，有的堵剂没到目的层却发生凝固造成堵塞。

  攻关团队经过不懈努力，发明了密度介于原油和地层水之间，低成本、高强度的新型固化颗粒堵剂，在油水之间形成隔板，实现了“只出油不出水”，堵水有效率提高了17个百分点。

  2022年，攻关团队又研发出适应160摄氏度的堵水颗粒，初步解决了顺北8000米深油层的堵水问题。

  目前，西北油田拥有18种不同体系颗粒，具有各种各样的性能，能大能小、能强能弱、能远能近、能走能停，还可以延迟变大缩小。

  堵水技术有两条主线：研发堵剂和提升堵水工艺。西北油田在解决了堵剂耐高温、抗高盐诸多难题后，堵水工艺也同步调整提升。

  近年来，攻关团队提出了“深部堵水”概念，堵水从表层裂缝表层剩余油向深部地层深部剩余油转变。在碳酸盐岩油藏，他们变“近堵绕流”为“源头控水”；在碎屑岩油藏，变“单一波及”为“堵疏结合”；在凝析气藏，变“井筒堵提”为“深部隔板”……不但堵得住水，更保证了油路畅通、产量提高。（曹 俊 甄恩龙）

  “要采出更多剩余油，就必须想办法调整地下的注水和注汽通道，把水和蒸汽引向剩余油富集区域。”河南油田注水工艺专家谢滔在介绍下一步化学调剖堵水思路时，特别强调了“调”和“引”。

  目前，在河南油田的常采区域，还有约60%的剩余油；在大部分稠油热采区域，还有高达90%的剩余油。因此，一定要做好“引流”文章，让水和蒸汽波及更多的剩余油区域。“我们对不同油藏定制特色方案，把剩余油有效驱替出来。”谢滔说。

  在常采区域，针对注入水窜流严重的问题，河南油田形成了5种不同强度的调剖剂配方，满足中高孔渗油藏的调剖需求，同时，根据地层压力场分布，在远井、中井和近井地带分别采取了强度不同的凝胶，调剖堵水成本降低40%。

  截至2023年6月，河南油田在王集西区、柴庄区、泌124等区域累计实施注水调剖28个井组，井组日产油由148.2吨升至172.9吨，累计增油1.63万吨。

  针对稠油热采区块汽窜严重问题，河南油田攻关形成了氮气泡沫调剖、颗粒复合调剖、凝胶调剖、区域组合治理等特色稠油热采调剖技术。但是，随着稠油吞吐轮次增加，地层压力持续下降，所注蒸汽波及范围有限，调剖成本增高、效果变差。

  2020年以来，河南油田以燃煤锅炉废渣粉煤灰、脱硫渣等工业废料及农作物废料植物纤维等为主剂，以联合站含油污泥等为辅剂，研制出适合不同油藏需求的低成本粉煤灰调剖剂、乳化油泥调剖剂和植物纤维调剖剂等，并配套实施不动管柱调剖工艺，单井措施费用下降约50%。

  针对单一堵剂不足以满足油井不一样的部位调剖需求的问题，河南油田根据不同油藏类型、不同油层物性、生产状况等，设计“泡沫+凝胶”“泡沫+凝胶+颗粒”“泡沫+颗粒”等段塞组合，有效增加了封窜抑水半径，实现了对油藏深部的精准堵调。（本报记者 常换芳 通讯员 王超强 陈永保）

  7月3日，石油工程技术研究院提高采收率所最新研发的低成本生物质复合调剖先导技术在濮2-481井组成功应用，化学堵水调剖剂家族又添新成员——低成本生物质复合调剖剂。该系列新产品的成功研发，为东濮老区开展区块经济性整体调剖提供了一条可行路径。目前，化学堵水调剖剂已形成不同形态、不同粒径的三大系列产品，油藏应用场景范围进一步扩大。

  “由于油层存在非均质性，注水驱油时常常出现水在油层中‘突进’‘窜流’现象，极度影响区块开发效果。化学堵水调剖工艺正是通过向油水井注入堵剂，封堵油水井间优势通道，改善油藏非均质性，使储层均衡驱替，避免‘旱的旱死，涝的涝死’，达到扩大注入水波及体积、增强开发效果的目的。”石油工程技术研究院调剖堵水方向专家杨帅介绍。

  然而，随着东濮老区进入高含水开发后期，优势通道发育现象极为普遍，油藏温度高、盐度高，非均质越发严重，很多常规调剖技术逐渐失效，多轮次调剖后措施效果及经济性难以尽如人意。对此，成立低成本调剖堵水技术攻关团队，专注于研发具有低工作液成本和高堵塞强度优点的低成本生物质复合调剖剂系列。

  “历时一年半，该技术成功研发并现场应用，实现了中高渗油藏流场调控和提压提油的目标。然而，生物质原材料粒径不一、储存困难及配注复杂的难题又摆在我们面前。”杨帅说。

  为此，攻关团队又启动了多尺度生产的基本工艺技术探讨研究，历经上千次试验，多次优选生物质原材料类型，建立干燥铸型分散筛选制备工艺，针对不同油藏条件，研发出适用不同渗透率条件下的多尺度系列生物质颗粒产品，该技术覆盖的油藏提高可采储量5000万吨以上。

  下一步，攻关团队将继续研发在线调驱一体化技术工艺和生物质复合驱油体系，为东濮老区降本增效添砖加瓦。（杨 敏 张学成）