勝利油田在持續(xù)開發(fā)過程中，由于外來液體與儲層巖石礦物、儲層流體等配伍性差，水中懸浮物質(zhì)、微生物及代謝產(chǎn)物的存在，以及原油中石蠟、瀝青膠質(zhì)等析出，常引起地層堵塞，使注水井吸水能力下降，導致注水壓力升高，最終影響了注水開發(fā)效果。因此，對注水開發(fā)的油藏，必須采用合理的保護油氣層措施，防止地層損害。對已經(jīng)堵塞的注水井必須分析解堵原因，采取相應的解堵增注技術(shù)措施。

 

針對注水井堵塞原因及堵塞機理，國內(nèi)外已開展了大量的研究。注水井堵塞是多種因素共同作用的結(jié)果，主要因素有地層的非均質(zhì)性、高泥質(zhì)含量、注水水源及井下作業(yè)及注水井管理操作等。

 

勝利油田東辛采油廠早年由于注入水水質(zhì)不合格，加上泥質(zhì)含量偏高，轉(zhuǎn)注4個月后，地層明顯堵塞，注水量由最初的154m³/d減小到32m³/d。后采用鹽酸、硝酸和土酸進行酸化解堵，但未取得預期效果。其中，辛114-3井位于辛34塊，注水井段為2317.5-2362.5m，滲透率為0.882μm²，孔隙度為25.4%，泥質(zhì)含量為14%。采用高壓旋轉(zhuǎn)水射流結(jié)合化學藥劑復合解堵工藝后，在油壓為130bar、日注水量為零的吸水情況下，施工后油壓在135bar時，注水能力增加到98m³/d，啟動壓力由156bar降到107bar。該井施工前后的吸水指數(shù)曲線如下：

 

 

另外，辛41井位于辛16塊，注水井段為2307.4-2422.6m，滲透率為0.545μm²，孔隙度為18.6%，泥質(zhì)含量為26.7%，水質(zhì)污染嚴重。1996年1月曾采用水力振蕩解堵，由于水力能量存在作用盲區(qū)，效果不理想。在該井采用了高壓旋轉(zhuǎn)水射流結(jié)合化學藥劑(FB-40、防膨劑)復合解堵工藝前，油壓為145bar，注水量為30m³/d；施工后油壓降低到132bar，注水量增加到147m³/d。效果十分明顯。

 

勝利油田一共應用高壓旋轉(zhuǎn)水射流結(jié)合化學藥劑復合解堵技術(shù)施工水井12口，有效率達91%，累計增注量為118886m³，平均單井增注量為83m³/d。