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、微生物及代謝產物的存在，以及原油中石蠟、瀝青膠質等析出，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措施。

 

針對注水井堵塞原因及堵塞機理，國內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果，主要因素有地層的非均質性、高泥質含量、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不合格，加上泥質含量偏高，轉注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%，泥質含量為14%。采用高壓旋轉水射流結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%，泥質含量為26.7%，水質污染嚴重。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水射流結合化學藥劑(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水射流結合化學藥劑復合解堵技術施工水井12口，有效率達91%，累計增注量為118886m³，平均單井增注量為83m³/d。