稳油控水 稳油控水
度应为B+b，其顶部剩余油采收率远高于水平井直接开采方式，如图5和图6所示。（2）在高含水油层平面上，水平井调剖堵水可开采滞留区等剩余油（即通过解决平面矛盾使油层平面上不留死角），如图1所示。由于水平井直接采油极易被水淹，因此，水平井无法直接开采这部分剩余油。（3）水平井压裂后注堵水剂，可有选择性地封堵高水淹层，并通过垂直井的注、采将低水淹层的油采出（即解决层间矛盾）。而水平井压裂后采油，优先进入水平井的是高水淹层的水，低水淹层的油却难于进入水平井。因此，层间矛盾对水平井压裂后直接采油产生不利影响，是无法解决层间矛盾的。（4）水平井直接采油对水平段的钻进轨迹精度有严格的要求，稍有偏差，就易钻入高水淹区，而造成废井，或水平段钻入隔层，造成水平段的丢失。而水平井注堵水剂则对水平段钻进轨迹精度要求不很严格，不容易失败。（5）本方法可使水平井在高含水厚油层推广，而高含水油层对水平井直接采油来说，还是禁区。
250m 250m 注水井 水平调剖堵水井 注水井 水平井直接采油 顶部剩余油 水平井水平段注入堵水剂 顶部剩余油 冲刷区 死水区 b/2 B 冲刷区 底水
b/2 b 图5 水平调剖堵水井封堵底部注水道开采顶部剩余油
图6 水平井直接开采顶部剩余油
2、与深度调剖的对比分析。深度调剖主要是想要封堵远离注水井一定深度内油层的大孔道，来缓解三大矛盾，但该方法不能彻底解决三大矛盾。从实际应用看，调剖深度总是受到限制。以250m间距的五点法基础井网为例，调剖深度仅能达到80m左右，超过这个深度后，再增加调剖剂注入量，则增油效果不再增加，而剩余油多分布在80m以外的区域，如图1所示阴影部位，深度调剖无法达到最佳堵水位置。另外，深度调剖
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堵塞大孔道后，注入水流在油层平面上并不能彻底改变流动方向，只是在大孔道附近重新开辟一条通道（只是绕过调剖剂），只是扩大了波及体积，原剩余油富集的滞留区仍为滞留区，深度调剖不能彻底解决三大矛盾是其无法大幅度提高采收率的根本原因。
本方法能够在最理想位置处实施封堵（即实现在最佳位置处的液流转向），这一点是深度调剖无法比拟的。如图1和图2所示，在五点法中，调剖剂封堵位置正是剩余油最多的位置（实现了用最少的堵水剂控制最多剩余油的目的）。因此，在注入相同量堵水剂的前提下，用水平井注入堵水剂控制的剩余油要远多于深度调剖控制的剩余油。另外，水平井调剖堵水后，再结合垂直井注采系统调整，可使注水流动方向改变45°，直接冲刷剩余油富集区，使剩余油富集区块变为注水通道（即变为主流水线），彻底消除垂直井注采过程中产生的滞留区（即不留死角），这是大幅度提高剩余油采收率的根本所在，如图1所示。
3、与加密井、小井距及注采系统调整相比。目前，为了提高油田采收率，通过小井距、井网加密等方法调整地下注采关系，试图改变注水流动方向。但这种方法并没有真正封堵注水通道及大孔道，相当一部分注入水仍沿大孔道流动，致使采收率提高不理想。而且由于大规模的地面建设和井网加密，使油田环境千疮百孔，建设投资及生产成本也随之上升，这种采油方法属于破坏性开采，是以牺牲环境和提高成本为代价的。与小井距和井网加密相反，本方法在大幅度提高采收率和降低生产成本的同时，是把建设投资用在地下，地面建设规模（即井网密度及配套设施）要大幅度下降，减少了对油田环境的破坏，该方法属于绿色环保型采油法。
目前，大庆油田主力层进入特高含水期，井间距达到125m。如果仍延用传统井网加密的办法提高采收率是行不通的，首先井间距过小，则井间矛盾或者说井间干扰就加大，使垂直井网加密不再可能；另外，过密的井网需要过密的管道及电力线路相配合，使整体地面设施纷繁复杂。水平井注调剖剂堵水则可同时解决井间矛盾和地面配套设施过密的两项矛盾，是未来高含水主力油层进一步提高采油率的有效方法。
4、与聚合物驱油相比。聚合物驱油是通过增加注入液粘度来扩大其在油层中的波及体积，但大孔道仍要消耗大量驱替液，使该方法只能是缓解石油开采过程中的三大矛盾，并没有彻底解决三大矛盾。因水平井调剖堵水能彻底解决三大矛盾，使其与聚合物驱油相比有更多的优点：
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（1）采收率高。聚合物驱油最终会在滞留区内有留有剩余油。而水平调剖堵水井组注入堵水剂并结合垂直井注采系统调整后，使注入水改变流动方向，直接冲刷剩余油，彻底消除原油滞留区，对剩余油冲刷的更彻底。也就是说该方法可使水驱和聚驱冲刷不到的区域受到直接冲刷，实现水找油的目的。
（2）基建投资低。为满足注聚需要，在地上建设了庞大的设施，这些设施包括助剂厂、聚合物配制站、注聚站、注聚井、电力设施、各类管道、道路、含聚污水处理站等，使百万吨产能建设投资居高不下。而水平调剖堵水井与聚驱相比，只是钻水平井与注堵水剂、垂直井注采系统调整，井网密度及地面配套设施要大大减少。以在垂直井排间距为250m的五点法为例，每4口水平段长1000m的水平堵水井就可控制1平方公里的剩余油，而且在水平井注入堵水剂的过程中，其两侧生产井的产油量就可收回水平井堵水的投资（即建设过程也是生产过程），这也是优于聚驱的一个重要特点。
（3）生产成本低。为满足注聚需要，要消耗大量清水、电力、聚合物干粉，并增加了采出液处理难度。而水平调剖井只需要注堵水剂，堵完后，原注水通道被完全封死，因此注入水量要大大减少，产液含水将大幅度下降，产油量上升，生产成本不仅不会上升，还要下降。
（4）最终结果好。聚驱后，除地下滞留区的油没采完和地面留的大量“建筑垃圾”外，没有给更新的技术留下太多有用的东西。而水平调剖堵水井除调剖剂失效是个损失外，它还给新技术留下了水平井，这些水平井为开采附着在砂岩体的残余油提供了物质基础，即通过水平井组注三元等可更进一步开采附着在砂岩体上的残余油。
（5）适用范围广。在不适于聚驱的低渗透油层，可以试用这种方法。聚驱溶液要在低渗油层中走几百米，很容易堵井，而水平井只需注几米半径的堵水剂就可封堵注水通道，在低渗油层中用水平段注几米半径的堵水剂是很容易实现的。
五、结束语
目前，为了调整水平井水平段产、注液剖面，已有部分水平井注调剖剂的实例，但仍没有跳出水平井直接采油的圈子，无法使水平井在高含水油层获得广泛应用。但这些实例表明，用水平井注堵水剂在现有技术条件下是可以实现的，只需再将注调剖剂的水平井与其两侧的垂直井构成相互协调配合的统一整体，就可实现液流在最佳位置处的转向，使驱替液只冲刷剩余油，从而大幅度地提高采收率。
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目前可在地下呈空间曲线钻进的阶梯水平井技术和分枝水平井日益成熟，地下剩余油描述越来越精确。我们对这些新的水平井进行选择性射孔和压裂，并注入选择性堵水剂，可在千米之下的油层内更为彻底地封堵注水通道和大孔道，再结合垂直井的注采系统调整，可使油层内每个角落受到彻底冲刷，可使油田采收率接近100%。
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水平井压裂缝填充覆膜砂建立透油阻水筛的采油方法
摘 要：大庆、胜利等油田经过多年开发，采出液含水高达94%，但地下仍有50%以上的原油无法开采。为了控制产液含水上升，通过砂覆膜技术，使普通砂具有增强水表面张力并破坏油表面张力的功能（即亲油憎水功能），从而使具有透油阻水功能的孚盛砂应运而生。但目前只是沿用传统技术，该覆膜砂被直接用作油井压裂缝的支撑剂，采油过程中油层和井筒内的巨大压力差，使大量水透过孚盛砂缝隙被压入井筒并挤占油的流动空间，使其透油阻水功能荡然无存，产液含水仍居高不下；另外由于井筒附近压力梯度大而剩余油少，使放置在该区域的孚盛砂对远离油井的剩余油富集区作用小，不能提高油田最终采收率，其结果是只能加快井筒附近的采油速度。水平井技术虽然已是成熟的技术，但仅局限于直接采油，由于水平井怕水的缺点，使其不能在高含水主力油层获得应用。为避免该覆膜砂和水平井应用中存在的问题，设想出水平井垂向压裂缝填注覆膜砂建立透油阻水筛的采油方法。该采油方法同时避免了孚盛砂和水平井各自的弱点，发扬了其各自的优点，可使其在高含水主力油层获得广泛应用。
一、具有透油阻水功能的孚盛砂直接用作裂缝支撑剂存在的不足 按目前传统方法，孚盛砂直接用作油井压裂缝的支撑剂，被放置在油井高压力梯度（即冲刷强度高）、高含水区内，使其透油阻水功能几乎荡然无存，使其应用效果远未达到最佳状态。这可通过油井底部驱替压力差、压裂缝与剩余油在油层的分布形式两方法进行预测。
1、通过驱替压力预测。这可从下表试验记录中得到预测，在下表的油水混驱一栏中，当驱替压力从0.025 MPa增加到0.048 MPa后，过滤后液中油水体积比由6：4变化为5.8：4.2。这一变化说明，随着驱替压力的升高，过滤后液中含水在上升，孚盛砂的选择性在降低。
表1 5：5油水混驱透过孚盛砂试验数据 驱替液 水 流速（mL/min） 5 10 5 10 油 5 10 驱替压力（Mpa） 0.033 0.052 0.025 0.048 0.11 0.023 滤后油水比例 / / 油水体积比6：4 油水体积比5.8：4.2 / / 油水同驱 10