■ 张潇 江杰
碳酸盐缝洞油藏、碎屑岩油藏、凝析气藏、稠油、稀油、天然气不同的地质条件、不同的流体采出，不同的开发阶段。面对塔河老区日益复杂的工程难题，堵水，这个本来十分成熟的采油工艺，却越来越显出局限性。
尽管西北油田石油工程研究院负责设计方案的技术人员，每次都如临深履薄，慎之又慎，堵水失败的例子还是时有发生。为改变被动局面，该院技术团队提出了“深部堵水”的设想。
然而深部堵水，首先需要的就是适应超深地层且性能稳定的堵剂。平均6000米的油气井，让他们站到了世界超深井工程技术的前沿，而高处不胜寒，没人为他们研究大家不需要的适应如此超深环境的堵剂。
这些年，技术团队迎难而上，大胆创新，针对不同地质和工程特点，研发出了各种耐温抗盐堵剂，并围绕新型堵剂使用，形成了新的堵水观念和技术。堵水再不像以往那么“堵心”了。
碳酸盐岩油藏，变“近堵绕流”为“源头控水”
兵来将挡，水来土掩，有水就堵，这大概是不会错的。但是，原来在碳酸盐岩油藏所使用的堵剂驻留难，易漏失，在高温下，固化度低，也只能采用“近堵绕流”的方法，因此堵水一直效率低、成本高。
去年底，经过上百次试验，历经3代技术更迭以“低密度触变凝胶”为主体的堵剂，被技术团队研制出来了。它具有在运动中变稀，在静止中增稠的特点，在大于150度的高温，70兆帕的压力下，仍能保持性能。能够直达油井深部有效驻留，并具有所需的封堵强度。
今年 1月29日，跃进区块YJ3-5H井突然见水，产能迅速下降。
攻关团队调来资料进行研究，结论是：近井地带已形成水窜优势通道，次级通道原油产出被压制。解决思路是：“深源控堵，近井引流”。方法是：采用触变凝胶等堵剂深部封堵水窜通道，然后用轻质油相渗沟通地层油流，同时起到开井诱喷作用。
新的“低密度触变凝胶”体系，获得了现场试验的机会。
实施后，结果很快显现：日产油由20吨增加到88吨，是常规工艺的5倍。至此，“触变凝胶堵剂”所带来的技术改变，让碳酸岩源头堵水不再成为禁区。
碎屑岩油藏，变“单一波及”为“堵疏结合”
塔河油田碎屑岩油藏共有油井334口，目前高含水井223口，占比66%。油井水窜成为自然递减第一因素。该区块碎屑岩油藏主要是以强底水油藏和岩性油藏为主，具有层系单一，油层薄，底水大的特点，埋深4200-5100m，温度105-137℃，高含盐，高钙、镁离子含量。
开发后期的油井，一般情况下，均为底水沿高渗段锥进后，形成出水条带，过去使用的传统堵水主要为冻胶笼统堵水，不动管柱注入。关井后，冻胶在地层环境下，72小时内自动成胶，形成封堵体，封堵出水段。开井后，底水在地层能量推动下绕过封堵体，驱扫封隔体周围的剩余油。
但经过多轮次堵水，井周剩余油从连片变为分散状态，单一波及分散剩余油增效日趋降低，而冻胶用量却逐渐增大，从第一轮100-200方，到5轮后增加至300-400方，单井成本由30万元提高到70万元左右，吨油成本从前期800元上升至1200元左右。
已经习惯于和各种堵剂打交道的研发团队，开始寻找能够让井周剩余油连片的方法。在试用了各种材料之后，他们发现了用油基替代过去的水基堵剂，可以在注入地层后，发生神奇的效果：这种堵剂遇水沉淀，能起到堵水作用;遇油，能将分散的剩余油连结成片，可以提高油流整体通过能力，发挥疏通的作用。既堵了水，又连通了油，较常规乳化油堵水，堵水率由原70%上升到90%，堵油率50%下降为0%，实现了对分散剩余油高效动用。
该技术目前在AT1-11H现场试验，増油780吨。在TK945H増油1180吨。而且单井成本70下降到30万元，降幅57%。目前试验5井次，有效100%，吨油成本小于300元。
凝析气藏，变“井筒堵提”为“深部隔板”
西北油田的凝析油气藏一个突出特点就是油层薄，底水强，油水比为1:16.直井控水效果差。原来的“井筒堵提”就是用堵剂或桥塞卡封井筒出水段，再上提井段，改层生产。然而井段空间有限，该技术手段不可持续，且井筒堵水受制于天然夹层，底水易突破造成失效。
技术人员梳理“井筒堵提”，问题有三：一是水侵范围大;二是堵剂差，深部封堵难，有效期短;三是工艺难，管外上窜、堵后供液不足。他们针对性地提出方案则是一扩范围：提高用量，增大封堵范围，让堵水形成十几米，几十米的大隔板。二是堵剂提性能：无颗粒，易注入，在地下反应产生沉淀。最后，形成配套措施，先深堵，后配合上提。
三个举措，最关键的仍然是堵剂的研发。经过长期技术攻关，他们发明了一种叫“原位固结”堵剂，这种堵剂的特点是在地层深部，与地层水反应产生钠米级沉淀，形成大范围化学隔板，强化波及增油。
今年3月，在YK23井进行了试验。油气当量日增80吨，累增破万吨。实现层内剩余油高效动用。单井成本80万元下降至30万元，降幅60%。
据悉，目前西北油田将在凝析气藏全面推广该工艺堵水，“深部隔板控水”将逐步取代过去的“井筒堵提”。
