PGZ油田关停井恢复开采及增产新技术

摘要

PGZ油田关停井恢复开采及增产新技术，以提高原油采出程度、大幅度提高油井产量，使原来的高含水关停“死”油井，经过作业、施工处理后，变为可以产油的“活”油井。该发明采用了封堵强度大、稳定性好、见效期长久且对地层不会造成永久性伤害的缓膨胀选择性堵水技术和缓膨胀选择性堵水固定技术，同时还引入了使流体转向流动的关键性新技术。流体转向流动技术主要机理是使高压水层的水，在转向剂的作用下，渗流并进入基质油层中，在流动压差的作用下，驱动基质油层中的原油，流向井底而被采出。

说明书

技术领域

本发明属于油田开采提高采收率技术，尤其是采用一种利用新型缓膨胀颗粒、微观流向改变剂、缓膨胀固定改变剂的调剖封堵技术。

背景技术

为了进一步提高含水期的水驱采出程度，从上个世纪50年代以来，人们采取了调整吸水剖面、油层深部流体改向等调剖堵水技术。相应的调剖堵水试剂及其体系的研究也引起了众多石油工作者和研究人员的关注。针对大多数油田很多油井由于过度水淹而关井停产，无法采出地下剩余油的实际情况，努力开发出性能优良、价格低廉的适合目前大多数油田调剖堵水用的堵剂也成调剖堵水技术的重点。

大量油井成为“关停井”即所谓“死井”的重要原因，是由于油层存在微裂缝（包括天然裂缝和人工压裂造缝）和高产水层。理论分析及现场结果表明，油井产水的主要来源为边水、底水、上层水、下层水以及夹层水。此外，由于水层裂缝与油层连通、以及水的粘度低或水层压力高于油层压力等原因，导致油层大量产水而成为“关停井”即所谓的“死井”。

事实上，尽管油井大量出水，甚至全部产水，但基质岩石孔隙中，由于原油粘度远远大于地层水的粘度，原油向井底渗流的速度非常缓慢，甚至高压水层的边水、底水或夹层水，窜入油层，导致基质油层中得原油无法流入井底。因此，进一步采用新技术、新方法来高效开采这部分原油，具有重要意义。

调剖堵水是指在注水井和生产井进行的两种稳油控水措施。调剖是指采用机械的或化学的方法，限制或降低注水井高渗透层段的吸水能力，以达到改善注水井吸水剖面，进而改善水驱波及体积的作用；是用于注水井的一种措施，其全称是调整注水井吸水剖面，调剖所用的化学剂为调剖剂；而堵水是针对油井的一种稳油控水措施，堵水用的化学剂称为堵剂。一般来说，调剖剂要求用量大，成胶时间长；而堵水剂用量较少，但出于堵剂和调剖剂的性能极为相似，矿场技术人员将它们统称为堵剂。与压裂酸化相比，调剖堵水的目的是降低高渗透(一般为高含水)油层的绝对渗透率。其增产机理是通过有效地限制高渗透层水窜，以增大生产压差，启动低渗层(一般为高含油饱和度层位)。高渗层被堵后，井底流压显著降低，液面下降，加大了生产压差，使注入水波及到低渗透层。

上世纪70年代，聚丙烯酰胺(PAM)的出现给化学调剖堵水技术开创了新局面。近四十年来，在水井调剖油井堵水方面都取得了一定的成果。用聚丙烯酰胺堵水至今仍被认为是油田上应用最经典、最常用的技术方法，但由于其抗温、抗盐性差，易于降解，并在不同程度上对地层造成伤害限制其应用。尽管各种交联聚丙烯酰胺体系的出现，在一定程度上改善了其抗温、抗盐性的不足，然而，所用的无机交联剂如重铬酸钾、柠檬酸铝、各种铬盐对环境有一定的污染，同时为了提高凝胶强度大计量的加入交联剂还会引起聚合凝胶的过早脱水，这些现象已受到油田工作者和研究者的关注。随着我国注水开发油田综合含水量不断升高，堵水调剖难度越来越大，原有的堵水调剖剂用量逐渐增大或效果不断变差。在老油田特高含水开发阶段适时地研究和开发新型调剖堵水剂是油田开发中一项重要课题。

同时由于石油是不可再生能源，经过长期的对石油进行开采，地下所蕴含的石油含量越来越少，如何以最低的生产成本开采出更多的石油越来越受到人们的重视，对水淹关停井的恢复生产就是以低廉的成本采出石油的有效措施之一。采取什么样的方法、什么样的技术对油田水淹关停井进行开发引发了人们越来越大的兴趣。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种封堵强度大、稳定性好、见效期长久且对地层不会造成永久性伤害的膨胀选择性堵水技术。PGZ的含义就是固定剂、微观流向改变剂、缓膨胀颗粒三个英文单词首写字母的组合。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：PGZ油田关停井恢复开采及增产新技术，是通过以下步骤完成：

一、施工前，要施工前，采油厂完成验管、通井工序，起出井内生产管柱；接着对油管探人工井底，然后洗井，直到洗井的进水与出水水质一致为止；

二、用封隔器检验油井漏水，并且在封隔器座上加装一根18mm喷嘴；

三、经过步骤二漏水检验后的油井上装好250型高压悬挂式井口，井口用4道地锚绷绳固定，验套工序合格后，按一下步骤施工；

四、悬挂式井口装好后，开始向油井内下堵水管柱，管柱深度达到漏水处后，堵水管柱的另一端接好400型水泥车正挤管线，地面管线试压20MPa，不刺不漏为合格；

五、将堵水剂——微观流向改变剂、固定剂、缓膨胀颗粒235kg按照1：1:0.4的比例混合均匀，然后加入清水，将该混合物注入地层的漏水处，施工过程中注意观察油压及套压变化情况，施工压力不超过地层破裂压力的80%，控制在20MPa以下，否则降低注入速度；

六、注入清水顶替液16m³，同样，注入清水顶替液过程中，注意观察油压及套压变化情况，施工压力不超过地层破裂压力的80%，控制在20MPa以下，否则降低注入速度；

七、经过上述方法完成堵水情况，并关井不少于10天，然后开井抽油生产。

与该技术相关的主要物质有微观流向改变剂、缓膨胀颗粒和固定剂。它们各自有不同的分子结构，具有不同的功能。但三种物质共同发挥作用，最终达到该技术的提高采收率的要求。

微观流向改变剂：

微观流向改变剂是预交联聚丙烯酰胺分散体系，上述预交联聚丙烯酰胺分散体系是一种新的深部调驱体系, 由水介质分散聚合方法制备。在该体系中, 丙烯酰胺发生聚合, 同时在盐的作用下, 逐渐增长的高分子链被盐溶液中的电荷所压缩、卷曲, 在这个过程中, 加入适当的交联剂, 制备获得高浓度、高密度的聚合物胶乳产品预交联聚丙烯酰胺分散体系。

它是一种经过特殊处理的高分子聚合物, 其可变性好、可驱动性强,兼具聚合物凝胶和CD 胶的优点, 但粘弹性比聚合物凝胶和CD 胶好。该物质是一种预交联的体形聚合物, 在水中只溶胀而不溶解, 这种膨胀颗粒一旦遇到喉道即发生堵塞, 使注入水在层内改变水驱方向, 不再是沿层内高渗条带驱动, 从而增大扫油面积。发生堵塞的颗粒在一定压力条件下会突破喉道向油层深部运移, 在驱动压力低于其可驱动压力时产生封堵, 其运移的机理有变形和爬行、卸水及破坏, 并具有较大的残余阻力系数, 减少注入水舌进、指进, 增大了注入水的波及面积。起到改变液流方向的作用，从而驱动基质岩石中的油流入井中。

缓膨胀颗粒：

以前堵剂的分子链上带有阴离子、阳离子和非离子基团,在地层的吸附和水化能力强,选择性好,遇水膨胀, 遇油收缩,可用作油井堵水剂。这类堵水剂形成的凝胶一般强度低,抗温性差, 因而封堵有效期短,使用范围受到限制。

溶有间苯二酚的福尔马林溶液在常温放置数小时就可以形成难溶于水的固体树脂,这是羟甲基之间发生了缩聚反应的结果。如果将反应时间控制在一小时以内,就可以得到水溶性的间苯二酚甲醛树脂预缩聚体。这种预缩聚体仍具有高的反应活性,在常温下也可以同聚丙烯酰胺发生交联反应。交联反应的本质是预缩聚体中的羟甲基同聚合物酰胺基之间的缩水反应,生成物是网状结构的有弹性的堵剂,有良好的抗温性、油水选择性、机械强度和耐冲刷性。

我们的这种堵剂吸水缓慢，由于吸水缓慢所以它缓慢膨胀，以至于它能深入到更远的地层。这就是我们的这种堵剂不仅能堵近地层还能封堵远处的地层，使堵水效果更好。

固定剂：

部分水解的丙烯酰胺-(3-酰胺基-3-甲基)-丁基三甲基氯化铵共聚物。

这是一种阴阳非三元共聚物。这种共聚物是通过丙烯酰胺(AM)与(3-酰胺基-3-甲基)丁基三甲基氯化铵(AMBTAC)共聚水解得到，所以它也叫部分水解的AM/AMBTAC共聚物。上面分子式中（x+y）/z最好在85:15到65:35范围，相对分子质量大于1×105，水解度在0~50%之间。

从分子式可以看到，这种堵剂的分子中有阴离子、阳离子和非离子链节。它的阳离子链节可与带负电的砂岩表面产生牢固的化学吸附，它的阴离子、非离子链节除有一定数量吸附外，还能伸展到水中增加水的流动阻力。

由于地层中岩石带负电（部分带正电），这种阴阳非三元共聚物能吸附在岩石表面。又由于这种聚合物为高分子絮状物，它们能和同样为高分子絮状物的缓膨颗粒以及微观流向改变剂相互纠缠在一起，这样缓膨颗粒及微观流向改变剂能固定在岩石表面防止脱落。微观流向改变剂、缓膨颗粒和固定剂三者之间相互配合，起到更好的堵水作用。

采用了封堵强度大（即使高压水层也完全封得住）、稳定性好（体系为非凝胶封堵体系，因而体系不存在收缩的缺点和不足）、见效期长久（同样，体系为非凝胶封堵体系，封堵体系没有脱水现象）且对地层不会造成永久性伤害（在一定时间内，地层渗透率可以恢复）的膨胀选择性堵水技术（该技术只对水层具有作用）。考虑到高压水层压力大或油井生产时的流动压差过大时，可能破坏或冲蚀膨胀封堵剂，技术中还引入了膨胀选择性堵水固定技术。这样，可以确保封堵作业措施，在油层深部或距离较远油层位置发挥作用，而不是近井地带。

特别需要说明的是，该方法最为重要的关键技术，是该技术引入了使流体转向流动的新技术。其主要机理是使高压水层的水，在转向剂的作用下，渗流并进入基质油层中，在流动压差的作用下，驱动基质油层中的原油，流向井底而被采出。新型缓膨胀颗粒和微观流向改变剂具有高效增粘性、理想耐温性、良好抗盐、缓膨、固定转向的性能特点。当聚合物缓膨胀颗粒、微观流向改变剂与水混合搅拌均匀后注入井中，在压力的作用下，沿着射孔段进入有效层位，在清水顶替液的作用下，由于颗粒的缓膨胀作用，在颗粒尚未膨胀（体积尚未增大）的条件下，颗粒远离近井地带，完全进入油层或裂缝深部，不仅有效作用距离较远，而且可以使油层岩石基质中的原油渗流到井底而被产出。

聚合物缓膨胀颗粒刚进入有效层位时不膨胀，缓慢进入地层深部，缓慢膨胀，有效封堵了地下出水层使有效层位地下压力增大，补充了地层能量。根据延长油田高水层、高裂缝的特点，缝与缝之间出水最多，近井地带本身油很多，球形颗粒微观流向改变剂起到转向剂的作用，封堵裂缝中的水，使其它水层的水进入基质油层，驱替近井地带孔隙介质的油出来。同时缓膨胀颗粒和球形颗粒微观流向改变剂本身具有固定剂的作用，使聚合物封堵能力持久稳定，大大增加了有效期。这项研究无论在提高目前用调剖剂的抗盐、抗温、稳定性上，还是在提高油田采收率上都具有广阔的前景，尤其是对油田水淹关停井的在开发、降低生产成本具有重要的现实意义。

同时聚合物流体通过多孔介质时, 永远有粘滞驱动力作用于剩余油滴或油膜上。为了抵消这个驱动力并使剩余油滴静止不动, 剩余油滴的最前端部位必须改变形状, 剩余油滴的最前部都会有一个突出部位以便产生一个毛管力平衡后面的驱动力。当油滴的突出部位阻挡驱替液的流动时, 在这些突出部位的流线改变最大。由于流线的改变所产生微观力的改变也在这些部位最大。所增加的微观力将作用在这些剩余油滴的突出部位, 突出部位的直径变大, 它所产生的毛管力会变小, 微观驱动力更容易进一步使突出部位变形, 最后使突出部位变形或向前移动并与主剩余油滴分离, 产生一个新的、可以向前运移的油滴。上述过程可以多次重复, 直至整个油滴变成许多小的、可以移动的油滴; 或者油滴变得很小, 作用在突出部位的微观驱动力不能从油滴的后面汇集足量的油, 以形成足够大直径的突出部位(同时也是足够小的毛管滞留力) 来形成另一个独立的油滴, 此时宏观和微观驱动力将和毛管滞留力相平衡, 形成一个新的、比原来小的、不能再移动的剩余油团。室内实验

缓膨胀颗粒性能评价

对多元共聚物选择性堵水剂的研究, 国外开始于上世纪 80 年代, 国内则在上世纪 90 年代初开展。这类堵水剂形成的凝胶一般强度低,抗温性差, 因而封堵有效期短,使用范围受到限制。针对这类堵剂的缺点,对共聚物的分子结构和合成方法进行了改进,研制出一种新的高效堵水调剖剂缓膨胀颗粒。主要性能的室内评价结果表明,该剂具有良好的抗温性、油水选择性和耐冲刷性。

不同温度下在盐水中的溶胀倍数

将缓膨胀颗粒半干料在100℃ 烘至恒量,测定其固含量。另取一定量未烘干的半干料放入盛有不同浓度的NaCl 或CaCl₂>

表1 不同温度下缓膨胀颗粒半干料在不同浓度的两种盐溶液中 24h溶胀倍数

堵水能力

表2缓膨胀颗粒的岩心堵水效果

缓膨胀颗粒堵剂的堵水能力用岩心流动实验中测定的堵水率表示。测定时使用不同渗透率的人造岩心, 粒度20μm～30μm 的胶液。测定程序如下：用4%KCl 溶液将岩心饱和, 浸泡2 小时后,用4%KCl 溶液测定岩心的水相渗透率K₁,再注入含>2,停止注入并放置24>3,>1>3>1]>

堵油能力

表3 缓膨胀颗粒的岩心堵油效果

缓膨胀颗粒堵剂的堵油能力用岩心流动实验中测定的堵油率表示。测定方法与 上面所述相仿,也使用不同渗透率的人造岩心和粒度 20μm -30μm 的缓膨胀颗粒胶液。测定程序如下：用柴油将岩心饱和,测定岩心的油相(柴油) 渗透率K₁,注入含0.>2>3,>1->3) />1]>

根据上述结果得出, 缓膨胀颗粒堵剂的堵水率很高(超过90% ) ,而堵油率很低(低于8% ) ,显示了良好的选择性。缓膨胀颗粒堵水剂的其它性能类似常用水溶性聚合物冻胶型堵水剂, 本报告不再赘述。缓膨胀颗粒型凝胶堵水剂在一价和二价盐水中有合适的溶胀度, 溶胀后的凝胶强度较高, 可以耐受130℃高温,可用于不同温度(≤130℃ ) 、不同矿化度的地层,适用于油井的选择性堵水,也适用于注水井的调剖,包括深度调剖。

颗粒微观流向改变剂性能评价

岩心实验研究

球形颗粒的注入性试验

颗粒的注入性与颗粒的尺寸、 地层的有效孔隙直径、 以及颗粒的膨胀速度等因素有关。有效孔隙直径是有效渗透率K 和有效孔隙度φ的函数。即有：

效孔隙直径=

对于刚性颗粒, 只要其粒径小于有效孔隙直径的1/2,颗粒就可进入孔隙内。但对聚合物颗粒,由于它膨胀后是一柔性体, 即使它的粒径比有效孔隙直径大,也可在压力下进入孔隙内。

可驱动性及封堵实验

试验方法:采用长4.0cm,面积0.95cm²的小填砂管模型。岩心中注入0.2%的球形颗粒100mL。分别测流动压力和流量的关系、不同注入时间的阻力系数。在压力为>-1）。在压力为0.01MPa～0.023MPa时随着注入压力的升高,>-1减少为0.002mL.s^-1。在压力为0.023MPa～0.06MPa随着压力的继续增加,流量会有所增大,增大趋势缓慢，由0.002ml.s^-1增大为0.019mL.s^-1，说明颗粒发生了变形流动,>

膨胀度与时间的关系

在49℃条件下, 将200mL 从油井现场取的地层水置于250mL 的烧杯中,称取1g 的球形颗粒加入其中, 每隔1 h 以称重法计算其膨胀倍数,连续记录15 h, 得出膨胀率与时间的关系。在1h～8h之间其膨胀度随时间的增大而增大,膨胀倍数由23倍增大到157倍，在8h～15h之间其膨胀度随时间的增大基本不变，趋于稳定，膨胀最大倍数为160。15h后在上述实验条件下实验室内连续观察15d，球形颗粒的膨胀度基本没有变化，趋于稳定。

温度对膨胀度的影响

在不同的温度条件下( 23℃ 、60℃ 及80℃ ) , 重复上述实验, 以观察温度对膨胀度的影响，温度增大颗粒的膨胀速度增大,在1 h时，温度分别为23℃ 、60℃ 及80℃，对应的膨胀倍数分别为26倍、80倍及110倍，但温度对颗粒的最终膨胀度没有太大的影响，温度分别为23℃ 、60℃ 及80℃，对应的颗粒的最终膨胀度均为170。

矿化度对颗粒膨胀度的影响

在温度为49℃ 的条件下, 取不同矿化度的水做实验,以观察水的矿化度对膨胀度的影响。水的矿化度增大,颗粒的膨胀度会降低,这主要是由于反渗透作用造成的。水的含盐量≤7%时,颗粒的膨胀度随着水的含盐量的增加逐渐降低,膨胀倍数由165降低到55。当水的含盐量＞7%时，随着水的含盐量的增大,其膨胀度基本不发生变化。在实验中发现,球形颗粒在高矿化度水中的弹性比在低矿化度水中的弹性要好, 这对油层有利。

本发明与现有技术相比具有以下优点：

采用了封堵强度大、稳定性好、见效期长久、且对地层不会造成永久性伤害的膨胀选择性堵水技术，该技术只对水层具有作用，在一定时间内，地层渗透率可以恢复。

引入了膨胀选择性堵水固定技术。可以确保封堵作业措施，在油层深部或距离较远油层位置发挥作用，而不是近井地带。该技术是实现“死”井恢复生产，由“死井”变为“活井”的重要技术措施和方法。

引入了使流体转向流动的新技术。其主要机理是使高压水层的水，在转向剂的作用下，渗流并进入基质油层中，在流动压差的作用下，驱动基质油层中的原油，流向井底而被采出。这是实现油井恢复生产，由“死井”变为“活井”另外一个重要机理和技术原理。

新型缓膨胀颗粒和球形颗粒微观流向改变剂具有高效增粘性、理想耐温性、良好抗盐性、理想耐温性的特点，进入地层后起到缓膨、转向、固定的作用。当聚合物缓膨胀颗粒、微观流向改变剂与水混合搅拌均匀后注入井中，在压力的作用下，沿着射孔段进入有效层位，在清水顶替液的作用下，由于颗粒的缓膨胀作用，在颗粒尚未膨胀的条件下，颗粒远离近井地带，完全进入油层或裂缝深部，不仅有效作用距离较远，而且可以使油层岩石基质中的原油渗流到井底而被产出。关井10天。聚合物缓膨胀颗粒刚进入有效层位时不膨胀，缓慢进入地层深部，缓慢膨胀，有效封堵了地下出水层使有效层位地下压力增大，补充了地层能量。

球形颗粒微观流向改变剂起到转向剂的作用，封堵裂缝中的水，使其它水层的水进入基质油层，驱替近井地带孔隙介质的油出来。

缓膨胀颗粒和球形颗粒微观流向改变剂本身具有固定剂的作用，使聚合物封堵能力持久稳定，大大增加了有效期。

综上所述，本发明无论在提高目前用调剖剂的抗盐、抗温、稳定性上，还是在提高油田采收率上都具有广阔的前景，尤其是对油田水淹关停井的在开发、降低生产成本具有重要的现实意义。

具体实施方式

下面通过现场实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

瓦2658-4井从2009年10月开始全部产水，产液含水率达到100%，于2011年12月关井停止生产。据了解在2009年10月-2011年12月期间，由不同的单位对瓦2658-4井进行二次不同的增油措施施工，均未达到增油的效果，在此期间，该井产液含水率为100%。陕西慷麟石油技术开发有限公司于2012年8月20日对瓦2658-4井进行施工。

1.油层数据

目的层为长6、射孔井段为1296～1300m、油层有效厚度为4m、压裂加砂22 m³、孔隙度为11.07%、含油饱和度38.13%。

2.施工目的

利用新型材料缓膨胀颗粒和微观流向改变剂及新技术，对瓦2658-4井1296～1300m井段进行施工作业，恢复油井正常生产。

3.施工准备

1）、采用CY-250型采油井口，油管用上法兰悬挂式连接。

2）、φ73mm油管1375m，Y221封隔器1个。

3）、水泥车一台，洗井车一台，皮卡车二辆。

4）、清水120m³。

5）、缓膨胀颗粒和微观流向改变剂。设计单位准备。

4.施工方案

（1）用量：

施工时，将缓膨胀颗粒和微观流向改变剂按照比例混合后注入地层，用水量第一次100 m³，缓膨胀颗粒235kg，微观流向改变剂和固定剂共1100>3。

（2） 配制要求：

清水配制；池子干净。

5.施工步骤

1）、起出井内生产管柱。施工前，采油厂完成验管、通井工序。通井：下入φ118mm通井规，速度不超过0.5m/s，距人工井底100m时，放慢速度直人工井底，光油管探人工井底、洗井至进出水水质一致。

2）、用封隔器验漏，封隔器必须完全密封，否则不予施工，封隔器座封在1283m处，加微管一根，再加18mm喷嘴。避开接箍位置。

3）、装好250型高压悬挂式井口，油套双闸门，井口用4道地锚绷绳固定。验套工序合格后，按以下步骤施工。

4）、悬挂式井口装好后，开始向油井内下堵水管柱，管柱深度完成于1283m分别接好400型水泥车正挤管线，地面管线试压20MPa，不刺不漏为合格。

5）、正挤完堵剂，新型缓膨胀颗粒235kg, 微观流向改变剂和固定剂共1100kg，清水100 m³。施工时，将新型缓膨胀颗粒和微观流向改变剂按照规定的比例，混合注入地层。

需要注意的是，施工过程中注意观察油压及套压变化情况。施工压力不超过地层破裂压力的80%，控制在20MPa以下。否则降低注入速度。

6）、注入清水16m³。

同样，注入清水过程中，注意观察油压及套压变化情况。施工压力不超过地层破裂压力的80%，控制在20MPa以下。否则降低注入速度。

7）、关井不少于10d后，开井抽油生产。建议采液速度不宜过大，具体日产液量根据油井动态适当调整。

设计应注入缓膨胀颗粒235kg，微观流向改变剂 共1100kg，用水100m³，实际注入缓膨胀颗粒200kg，微观转向及固定剂共1000kg，用水70m³。施工完毕后立即关井，于8日后2012年8月28日开井抽液。

瓦2658-4井重新投产后，1-18d产液中含水率100%，没有产油。从投产后19d开始产液中开始含油，随着时间的延长，含水率由99%逐渐降低最终趋于稳定，含水率最终稳定在85%左右，产液量稳定在2.2m³/d左右，产油量平均为300kg/d。值得注意的是：在投产第45、第46及第47三天，含水率在60%左右，产油量非常多。瓦2658-4井投产19d后，该井开始产油并逐渐增加。之后，含水率由100%逐渐降低到85%左右并基本保持稳定。日产油量由0kg/d增加到300kg/d左右，日增油量300kg/d左右；日产液量基本稳定在2.2m³/d左右，效果明显。

根据室内实验和矿场试验动态反映特征及结果分析，预计瓦2658-4井有效时间及稳产期，将在2年以上。

综上，本发明主要采用新理论、新方法及新工艺，对高含水“关停井”开展产能恢复生产作业，对于延长油田股份有限公司及瓦窑堡采油厂原油的长期高产、稳产，具有重要意义。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。