新海27块水平井堵水技术研究与试验效果分析
水平井堵水技术现状调研
水平井堵水技术现状调研作者：杨建清朱妍婷付琛韦雪史树彬来源：《中国科技博览》2016年第25期[摘要]水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。
同时水平井由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。
文章结合水平井出水类型及完井方式的特点，总结了水平井堵水技术实施关键，即出水类型及水淹层段确定、堵剂开发技术、堵剂的放置技术。
[关键词]水平井堵水现状调研中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0121-01前言水平井的理论在上个世纪20年代就被提出，40年代开始进行工业实验。
目前，水平井几乎已应用于世界上所有的油气田，成为油气田开发中的一项重要技术，其主要应用于底水油藏、裂缝油藏、稠油油藏和超薄油藏等复杂油藏的开采中。
我国水平井的研究起步相对较晚，于九十年代初期才开始进行水平井的研究和应用工作，但技术的进步与发展非常迅速。
到目前为止，水平井在新疆、冀东、辽河、胜利等油田和海上油田都已经达到了相当的规模，在其它各个油田亦被较为广泛的应用。
水平井技术在老油田调整挖潜和新油田的整体高效开发中取得了显著的经济效益和社会效益。
水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。
但水平井存在的最大缺点就是由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。
水平井比常规直井更容易产水，所以，如何进行有效的堵水便成了水平井生产中的一个非常关键的问题。
水平井的堵水问题要比普通油井复杂的多。
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。
1 水平井的完井方式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。
水平井治理对策的研究与应用
水平井治理对策的研究与应用作者：张钦花来源：《石油知识》 2015年第3期张钦花（辽河油田公司金马油田开发公司辽宁盘锦124010）摘要：随着二次开发程度的不断深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，产量递减迅速。
通过开展构造储层再认识、低效水平井综合治理、水平井找堵水等研究及应用，实现了新海27块产量稳定，巩固二次开发持续稳产。
关键词二次开发；水平井；含水上升；综合治理新海27块构造上位于辽河断陷盆地中央凸起南端，是海外河油田主力开发区块，为原始含油饱和度较低的厚层块状（边）底水普通稠油油藏，主要开采层位为东营组d1I段油层，油藏埋深1375 - 1465m，含油面积28km2，地质储量6.727×l06t。
2004年以来，在二次开发理念指导下，废弃原直井井网实施“水平井整体替代直井”二次开发，取得了显著成效：区块产量达到一次开发高峰水平，采油速度提高10倍，采收率翻番，成为二次开发示范区块。
随着二次开发的深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，断块产量递减迅速。
针对油藏地质开发特点及水平井出现问题，通过系统评价油层动用状况及水平井段水淹程度，以水平井侧钻、水平井堵水及扩边增储为方向，开展水平井综合治理研究。
1油藏概况新海27块受大洼断层和海35断层南北夹持的短轴背斜构造，储层属于三角洲前缘沉积体系，油层厚度为6 - 30m，平均孔隙度314%，渗透率1927um2，含油饱和度58%，地面原油黏度5000mPa．s，油水体积比62:l。
该块1993年以141米井距、正方形井网、直井依靠天然能量投入开发，产量高峰达到350t。
2004年实行水平井二次开发以来，截止2014年投产水平井56口，日产油256t，采油速度1.3%，综合含水926%，阶段累产油143×l06t。
二次开发后，由于底水抬升导致生产效果变差，初期实施33口水平井含水由初期的617%上升到96.2%，日产油由327t下降到96t，80%的水平井处于低效生产状态，产液剖面测试水平段动用程度40%，亟待开展水平井综合治理。
新海27块顶部差油层水平井开发部署研究与效果分析
新海27块顶部差油层水平井开发部署研究与效果分析新海27块顶部差油层是主力开发层系顶部发育的一套低阻油层，因岩性细、电阻低，一直以来未深入研究。
近几年通过构造、储层特征研究、测井二次解释及油藏类型研究等加强该油藏综合地质研究，在底部隔层评价基础上优化井位部署，按照“分层开发”的思路在有利部位部署7口水平井。
优先实施侧钻水平井海191-K25CH初期日产油26.8t，目前稳定在10t，取得显著效果。
1 概况新海27块主力开发层系含油面积2.83km2，石油地质储量672.66×104t。
从2004年开始废弃原直井井网进行二次开发，目前水平井开井43口，直井开井20口，日产油223t，综合含水94.7%，累产油131.1×104t，累产水1016.1×104m3，采油速度1.22%，采出程度19.5%，区块进入高含水末期阶段。
主力开发层系顶部发育一套低阻油层，即顶部差油层，电阻率一般8～20Ω•m，低于上、下油组水层电阻率，测井解释多为差油层。
虽为低阻油层，但潜力较大。
有4口老井试采，初期直井产能6～8t，单井最高累产油5370t。
当前顶部差油层地质体和产能不太落实，为了巩固二次开发效果，有效开发该油藏，开展构造、储层特征研究，测井二次解释、油藏特征研究以及试采井生产特征研究。
2 综合地质研究2.1井震结合精细构造研究在全区建立9条地层对比剖面，在驼峰状电阻、低时差标志层控制下对比349口老井，同时利用海181-30井零偏VSP对部署区顶部差油层进行标定。
经过三维地震解释后认为该块为受大洼断层和海35断层南北夹持、内部被4条断层切割的短轴背斜构造，构造高点位于海183-28井附近，为1362.4m，构造幅度40m，构造面积3km2。
在断层控制下，进一步划分为5个断鼻，构造形态北、东缓（1°～ 2°），南、西陡（6°～7°）。
2.2 储层特征研究储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河道坝和河道间，其中位于水下分流河道的砂体十分有利。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策随着二次开发程度不断深入，新海27块基础井网水平井后期出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等生产实际矛盾，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
针对油藏特点，在剩余油再认识基础上，提出了改善开发效果的技术对策。
标签：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽1 油藏概况新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。
针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。
但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
2 剩余油分布规律再认识在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。
通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。
2.1 纵向剩余油分布特征新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。
2.2 平面剩余油分布特征将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：（1）断层控制的剩余油。
在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。
（2）井网控制不住形成的剩余油。
新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策1. 引言1.1 背景介绍新海27块油田位于我国东海陆架，是我国重要的海上油气勘探区域之一。
该油田目前已经进行了初次开发，但随着油田的逐渐老化，油田产量逐渐下降，剩余油再认识和二次开发成为当前亟待解决的问题。
新海27块油田具有油气资源丰富、地质构造较复杂等特点，因此对其剩余油再认识及挖潜对策的研究具有重要意义。
近年来，随着我国油气资源勘探技术的不断提升和油藏管理技术的加强，对剩余油再认识和挖潜的关注也日益增加。
针对新海27块油田的特点和存在的问题，开展深入研究，针对性地提出解决方案，对于提高油田开发效率、延长油田寿命周期具有重要意义。
本文将对新海27块油田的剩余油再认识及挖潜对策进行深入探讨，为油田的可持续开发提供理论支持和技术指导。
1.2 问题提出随着新海27块油田的开发逐渐进入中后期阶段，剩余油资源的再认识和挖潜成为亟待解决的问题。
在过去的开发过程中，可能存在着一些未被充分利用的油藏和技术手段，因此需要重新审视剩余油资源的储量和分布。
在当前全球能源形势不断变化的背景下，充分开发新海27块油田的潜力对于提升能源供应保障和促进经济发展至关重要。
研究新海27块油田剩余油资源的再认识及挖潜对策具有重要的现实意义和深远的战略意义。
通过深入分析剩余油资源的特征和分布规律，制定有效的挖潜对策和技术手段，可以为提高油田开发效率、降低生产成本、延长油田生产周期，进而实现油田可持续发展提供有力支撑。
正确认识剩余油资源的重要性和优先性，提出有效的挖潜对策，对于新海27块油田的可持续开发具有重要意义。
1.3 研究意义研究意义：新海27块油田是我国近海重要的油田之一，其二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策具有重要的意义。
对于保障国家能源安全和提高油田开发效率具有直接的实际意义。
随着能源需求的增长和资源开采的日益困难，如何充分利用剩余油资源，提高油田的采收率和生产效率，是当前油田开发领域亟待解决的重要问题。
水平井增产的技术方法研究
水平井增产的技术方法研究新海27块油藏随着油田的开发，目前已处于开发中、后期，具有高采出程度、高含水、地层能量充足的特点。
近两年引用水平井开发技术，对提高采收率、改善这一区块的开发效果显著。
通过对新海27块10口水平井的不同类型，结合区块油藏特点和地质状况分析研究，应用注汽、酸化等措施进行挖潜，合理调整抽油机运行参数。
积累一套有效的水平井增产方法，加大了底水稠油藏的剩余油挖潜，从而提高采收率。
标签：稠油注汽水平井1水平井应用情况新海27块第一口水平井——海平1井，日产油量14.3t，该井投产成功确定了开发后期新海27块油藏以水平井为主的开发方案。
该区块完成水平井10口，对区块产量贡献已占有相当的比重，目前水平井占全块油井数23%，实施成功率100%。
日产油能力101t，占全块日产油能力70.5%，水平井平均含水率35.7%，低于全块的平均含水48.2%。
2水平井增产技术方法研究2.1应用热采技术，实现措施挖潜水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高超稠油藏的开发效果。
注汽热采措施可加强油井上部油层的开发利用，降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而也能有效减小底水锥进，控制油井含水。
海平2井初期日产液60.1 m3，日产油9.6 t，含水73.2%。
曾采取堵水措施、调整生产参数，无论增大生产压差还是控制生产压差，含水均未得到很好的控制。
分析该区块地层孔隙度为30.4%，有效渗透率6056×10-3μm2，储层物性很好，且作业时发现油井不出砂。
为降低该井含水，提高产能，于是决定对该井实施热采实验。
海平2注汽，注汽量1499.6 m3，措施前该井原油粘度为8586mPa·s。
日产液86.5 m3，日产油4.1 t，含水95.3%，措施后原油粘度达到1359mPa·s，调参提液，产量大幅度提高，目前日产液132 m3，日产油16.5t，含水稳定在88.6%，日增产12.4 t。
新海27块深度二次开发应用效果分析
新海27块深度二次开发应用效果分析新海27块位于辽河断陷盆地中央凸起带南部倾末带南端，开发目的层为东营组东一段一油层组，进一步划分为上下两套层系进行开发，油藏埋深-1375m～-1465m。
经二次开发扩边，油藏含油面积由2.3km2增加至2.83km2，储量由451×104t增加到672.66×104t。
1.1地质特征（1）构造简单，形态平缓。
（2）油层厚度大，储层物性好。
（3）含油饱和度低，天然能量充足。
1.2调整前存在的主要问题新海27块二次开发实施5年多来，取得了较好的成果，指标达到方案设计水平，部分解决了一次开发阶段存在的稠油底水油藏直井冷采提液与控水、原开发方式与进一步提高储量动用程度两大矛盾。
随着二次开发程度的深入，新海27块处于高液量、高含水开发状态，稳油控水难度大。
（1）水平井含水上升速度快（2）周期油汽比下降（3）水平段动用不均（4）边部薄层未有效动用2、成果回顾2.1 综合地质研究，实现扩边增储210万吨在新海27块主体部位成功开发基础上，根据成藏理论，向四周寻找有利圈闭。
开展三维地震精细解释，突破区域限制，不断寻找主体部位外的有利构造，在新海27块周边共新发现10个圈闭，共16.6km2，同时在深化四性关系研究的基础上，重建解释电测图版，开展老井测井二次解释，对全区323口老井进行二次解释，修改了37口井49个层的原解释结论。
实现了扩边增储210×104t，分别为顶部差油层和西部扩边储量40×104t、20×104t石油地质储量和海11-36井区150×104t石油地质储量。
2.2 边部薄层试验水平井情况为进一步落实边部薄层及新增储量区域产能，提前实施的3口试验水平井新海27-H31、新海27-H52、新海27-H56，3口井初期日产油均在12t以上，进一步证实了新海27快边部薄层具备挖潜潜力；同时上油组边部未动用区水侵程度低，水平井避水厚度大（17m、27m），且投产初期均采取了控液稳油冷采生产方式，控制了含水上升速度；下油组边部动用程度高，油水界面上升9米。
水平井堵水技术研究及实施效果
管理与维妒清洗世界Cleaning World 第36卷第11期2020年11月文章编号：1671-8909 (2020) 11-0087-002水平井堵水技术研究及实施效果贾雨蒙(辽河油田分公司，辽宁盘锦124010)摘要：受边底水侵入、上覆水层下灌以及邻井水窜等因素影响，水平井开发过程中常面临高含水问题，造成 控制储量无法用效动用，增加机采系统动力消耗以及脱水费用成本等，不利用油藏持续稳定开发。
本文以M油藏为例，针对其水平井开发过程中水淹严重问题，开展了化学分段诸水及多段塞选择性堵水技术研究，现场应用 12 口井，措施成功率100%,取得较好增油效果，可为同类型油藏提供借鉴经验。
主题词：水平井；诸水技术；实施效果中图分类号：TE243 文献标识码：A1概况M油藏为厚层块状边底水油藏，水体能量充足，利用直井开发，底水锥进严重，剩余油主要集中在底水 锥间带，继续开发潜力大。
自2011年开始，规划部署水平井挖掘底水锥间带 剩余油，取得较好开发效果，但随着采出程度提高，同样面临底水锥进问题，水平段水淹严重，目前有水平 井152 口，日产液2 960 t,日产油量686 t,综合含水 76.8%,其中含水大于90%的水平井有55 口，井数占 比36.2%,平均单井日产液28.l t,日产油2.2 t,含水 高达92.1%,亟需开展水平井堵水技术攻关研究，控制 含水上升速度，提高水平井日产油水来。
2水平井出水原因分析M油藏水平井出水原因主要有三方面：一是水平 井主要部署在底水锥间带，随着采出程度增加以及生产 压差不合理，井筒周围产生的压降使油水界面呈锥形上 升，边底水侵入，水平段逐步水淹，此类型共有45 口，井数占比81.8%,边底水侵入为主要原因；二是上覆水 层下灌，因套管存在漏点或固井质量差导致管外窜槽，直井段上部水层或表层水下窜至水平井层位致水淹，共 有3 口井，占比5.5%;三是邻井影响，同一开采层位 的相邻直井水淹，水体通过油层窜通侵入水平井，共有 7 口井，井数占比12.7%。
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新海27块水平井堵水技术研究与试验效果分析发表时间：2016-05-20T16:30:06.260Z 来源：《基层建设》2016年1期作者：王倩[导读] 辽宁省盘锦市辽河油田金马油田开发公司才有作业一区试验表明，堵水配套技术对筛管完井的水平井具有良好的操作性和适应性。
辽宁省盘锦市辽河油田金马油田开发公司才有作业一区 124010摘要：针对新海27块水平井生产中存在的高含水问题，分析了水平井出水规律，提出了水平井“找+卡+堵+采”一体化堵水的技术思路，研发了适宜的水平井堵水管柱、堵水剂、配套降粘采油技术，形成了水平段A点和B点2套控水工艺。
现场试验2口井，施工成功率达到100%，并见到明显的降水增油效果。
试验表明，堵水配套技术对筛管完井的水平井具有良好的操作性和适应性。
关键词：水平井；液体桥塞；分段堵水；现场应用前言新海27块是海外河油田的主力区块，为提高油田采收率，2004年应用水平井投入二次开发，至2015年底，区块共投产水平井39口，日产油225t，日产液3412m3，综合含水为93.4%。
受油藏边底水发育影响，近年水平井生产含水上升速度加快，产量递减明显。
综合含水由2008年的91.6%上升至2010年的93.4%，平均单井产量由10t/d下降到5.8t/d。
水平井是老油田二次开发工作中的一项关键技术，其产量规模关系到区块开发水平和油田开发经济效益。
为此，开展水平井堵水配套技术研究成为当前一项重要的科研工作。
1 油藏概况新海27块为块状边底水稠油油藏，开采目的层为d1I油层组，含油面积2.83km2，石油地质储量672×104t。
纵向上划分为4个砂岩组，油层厚度为25～30m，油水界面1425m，平均孔隙度31.4%，平均渗透率1926.9×10-3μm2，平均泥质含量为6.2%，为高孔、高渗、低泥质含量的储层。
地面原油粘度（50℃）为1934～3715mPa.S，平均地层温度53.3℃，原始地层压力14.06MPa。
到2010年底投产水平井39口，日产油225t，日产液3412m3。
综合含水为93.4%。
含水在60～70%的油井有5口，含水在80～90%的油井有1口，含水在90～95%的油井有19口，含水在95～98%的油井有11口，高含水关井3口。
2 开发中存在的主要问题新海27块是依靠水平井开发的海外河油田主力区块，经过6年的高效开发，目前面临着水平井高含水、出水原因复杂并且主控因素难以确定、水平井出水段长、找堵水配套技术不完善等主要问题。
2.1 新海27块水平井高含水新海27块水平井含水普遍较高。
受油藏边底水发育影响，近年水平井生产含水上升速度加快，产量递减明显。
综合含水由2008年的91.6%上升至2010年的93.4%，平均单井产量由10t/d下降到5.8t/d。
分析含水上升的原因主要有两方面：（1）底水发育，能量充足新海27块构造平缓，含油幅度为30m，纵向上油水过渡带较宽，水油体积比62：1，边底水活跃，使得多数油井含水上升速度较快或投产便高含水。
如新海27-H16、新海27-H18、新海27-H40、新海27-H42等井于2007年5月～8月投产含水率基本在20%左右，但所处构造位置较低，不到一年的时间含水率便上升至90%左右。
上述生产动态也证实了新海27块边底水均较为活跃，是一厚层--特厚层状边底水油藏。
（2）油水粘度比大，底水快速锥进新海27块d1Ⅰ油层组原油较稠，水平井虽然将直井情况下的“水锥”变成“水脊”，降低了生产压差，抑制了边底水锥进速度，但生产后期，随着低粘度原油的采出，地层中原油粘度进一步提高，导致油水流度比进一步加大，底水快速锥进，含水上升。
随着注汽轮次的增加，地下剩余原油的粘度进一步增大，油井的含水上升不可避免。
（3）水平井井段长，产液剖面不均匀新海27块共有水平井43口，平均水平段长216m。
由于水平段联通的油藏非均质性较强，容易导致产液剖面不均匀，部分井段大量出液，而部分井段对应油层并未动用。
6口水平井测产液剖面统计，总水平段长度1297.45米，主出液井段长度495.75米，主出液井段占总井段的38.2%，结果表明水平段各部分产液量比例严重失衡，产液剖面明显不均。
2.2 水平井堵水技术不成熟受水平井出水段长、筛管完井方式影响，新海27块水平井堵水难度大，并且国内水平井堵水技术研究起步晚，目前尚无成熟的水平井堵水技术。
传统的机械堵水和化学堵水剂由于功能单一、施工方案简单等原因，不能较好的在水平井堵水方面发挥作用，于是要开展水平井堵水技术和堵水工艺研究。
3 水平井堵水技术研究及方案设计在水平井堵水技术研究上我们的具体做法是：一是加强水平井生产动态分析，掌握水平井出水规律；二是提出技术研究整体思路；三是围绕水平井和油藏特点加强每项技术攻关研究。
四是根据找水测试结果，编制水平井堵水方案。
3.1 水平井堵水技术研究3.1.1 技术思路当前，国内水平井堵水技术仍处于研究试验阶段，没有成熟的技术经验可供借鉴。
结合以往堵水工作我们认识到，水平井堵水要注重一体化技术的研究，通过综合技术的衔接与配套，最终实现水平井控水的工作目标。
新海27块堵水技术思路是：综合应用找+卡+堵+采一体化技术，发挥技术的协同作用，达到水平井堵水的目的。
具体含义是：找，即应用产液剖面测试技术，分析确定水平段主力出水部位；卡，即研究适宜水平段分段堵水管柱，实现堵剂定位封堵；堵，即研究应用不同性能的系列水平井堵剂，对主力出水部位进行有效封堵；采，即堵水后采用适宜的降粘技术，降低油水粘度比，保证稠油顺利开采。
3.1.2 产液剖面技术研究研究水平井产液剖面测试技术，测量水平井分段产液量及分段含水率，为单井和区块动态分析、堵水等措施实施评价提供依据。
水平井产液剖面测试技术下井工艺是从特制双管井口中下入护管，然后在护管中通过地面注入设备将连续管电缆及仪器下至水平段，在上提连续管电缆的过程中对水平井进行产液剖面测试。
⑴配套设备作业机架、夹持注入系统、绞车系统、导向系统和密封系统。
⑵施工工艺一是安装偏心井口；二是连续油管下入钢缆；三是集流伞分段测试；四是涡轮流量计记录井下流量；五是持水率计记录持水率。
3.1.3 堵水管柱研究研制了水平井专用化学注入管柱，将不同堵剂定位注入到预定层段，实现目的性封堵。
管柱结构包括液压扩张封隔器、节流阀、扶正器、注入阀等。
⑴小直径长胶筒封隔器①外径：Φ128mm；②内径：Φ55mm；③承压差15MPa；④耐温：120℃；⑤有效密封距离：0.8～1.5m。
⑵单向节流阀①开启压力：1MPa；②耐温：120℃；③承压差15MPa。
3.1.4 堵水剂研究研制了水平井液体桥塞、弱凝胶、强凝胶、无机凝胶4种不同性能的堵水剂，以满足水平井堵水技术需要。
（1）液体桥塞由聚合物增粘剂、成胶液、交联剂、促凝剂、破胶剂及添加剂等组成，在30℃～90℃的条件下即可形成封堵性能较强的成胶体。
破胶方式有2种：地层温度下4～7天自然破胶；高温破胶（＞150℃）。
技术性能指标如下：①成胶时间：0.5～30h，成胶温度范围：30～90℃；②破胶时间：4～7天；③破胶温度：＞150℃；④突破压力：＞ 6MPa/m；⑤有效期：＞30d。
（2）弱凝胶堵剂主剂为高分子聚丙烯酰胺，树脂为交联剂，地下条件形成具有一定流动性的凝胶体，起到对地层初步调堵作用，具有较好的抗温性和抗盐性。
技术性能指标如下：①成胶温度：35～70℃；②成胶时间：72～96h可调；③使用温度：120℃；④凝胶粘度：3000～15000mPa.s。
（3）强凝胶堵剂为主体堵水堵剂，由低分子聚丙烯酰胺和树脂构成的交联体系。
可加入增强剂来提高堵剂强度和耐温性能。
大剂量注入起到深部封堵的作用，具有良好的稳定性。
技术性能指标如下：①成胶温度：45～70℃；②成胶时间：48～72h可调；③耐温：150℃；④胶体粘度：≥1×104mPa.s；⑤封堵率：≥98%。
（4）无机凝胶堵剂由无机胶凝剂、激活剂、缓凝剂、分散剂等成份组成。
在地层条件下，生成高强度的凝胶体，达到堵水的目的。
采用超细无机材料，适用于热采高温环境堵水。
技术性能指标如下：①成胶时间：8～240h可调②成胶温度范围：40～80℃③突破压力：＞8MPa/m④耐温：350℃3.1.5 堵水后降粘技术研究考虑堵水后由于产水量下降，油稠采出困难的问题，开展了注热和二氧吞吐降粘措施研究。
对堵水后采用无机堵剂封口的堵水井，研究应用注热水降粘试验，一般设计量在1000～1500m3。
二氧化碳可降低原油粘度，提高原油的流动能力，一般设计量在300～400t，为保证充分溶解于稠油中，其焖井时间要求在20天以上。
其采油机理如下：①CO2溶解气使原油体积膨胀；②CO2溶解气降低了原油的粘度；③CO2溶解气具有气驱及解堵能力；④CO2对油层具有一定的酸化解堵作用；⑤CO2可使原油中的轻质烃萃取和汽化；⑥注入CO2改善了原油和水的流度比；3.2 水平井堵水方案设计针对新海27块水平井高含水问题，采用“找+卡+堵+采”综合技术改善水平井开发效果。
试验2口井，海平1井和海平12井。
堵水方案设计方法如下：3.2.1 开展水平井产液剖面测试，确定主要出水部位海平1井水平段长度366.31m，产液剖面显示主力出水部位集中在1750～1795m处，出水量占总液量的90%。
见图1。
平12井厚度195.35m，产液剖面显示主力出水部位集中在1610～1700m处，为主要出水部位。
见图2。
3.2.2 堵水方案设计（1）海平1井堵水方案海平1井产液剖面测试结果显示1750m～1795m是主要出水层段。
为此，确定堵水井段为1740～1970m，共230m。
为了保证堵剂进入目的层，堵水管柱确定采用“分段堵水管柱”。
堵剂选择“弱凝胶+强凝胶+无机堵剂”。
①堵水管柱设计机械堵水管柱由球座+节流阀+扶正器+LK344-128封隔器+扶正器+φ88.9mm油管组成。
卡点设计在1740m处，管柱前端设计为1745m。
②堵剂用量设计复合段塞堵水用量设计：封堵目的段为1740～1970m，共230m，封堵半径设计为4m，平均孔隙度为20%，则堵剂用量为： Q＝πR2Фh＝3.14×42×20%×230≈2300m3 其中主段塞为复合段塞调剖剂Ⅰ，设计为2000m3，封口剂采用复合段塞调剖剂Ⅱ，设计为300m3。
（2）新海27-H12井设计①堵水管柱设计海平12井厚度195.35m，产液剖面显示主力出水部位集中在1610～1700m处，为主要出水部位，约90m。
根据海平12井产液剖面测试结果，设计堵水井段为1610～1710m。
由于出水层在水平段B部位，堵水管柱设计为分段注入工艺管柱，先暂堵水平段A，再封堵水平段B 部位。