胜利油田在持续开发过程中，由于外来液体与储层岩石矿物、储层流体等配伍性差，水中悬浮物质、微生物及代谢产物的存在，以及原油中石蜡、沥青胶质等析出，常引起地层堵塞，使注水井吸水能力下降，导致注水压力升高，最终影响了注水开发效果。因此，对注水开发的油藏，必须采用合理的保护油气层措施，防止地层损害。对已经堵塞的注水井必须分析解堵原因，采取相应的解堵增注技术措施。

 

针对注水井堵塞原因及堵塞机理，国内外已开展了大量的研究。注水井堵塞是多种因素共同作用的结果，主要因素有地层的非均质性、高泥质含量、注水水源及井下作业及注水井管理操作等。

 

胜利油田东辛采油厂早年由于注入水水质不合格，加上泥质含量偏高，转注4个月后，地层明显堵塞，注水量由最初的154m³/d减小到32m³/d。后采用盐酸、硝酸和土酸进行酸化解堵，但未取得预期效果。其中，辛114-3井位于辛34块，注水井段为2317.5-2362.5m，渗透率为0.882μm²，孔隙度为25.4%，泥质含量为14%。采用高压旋转水射流结合化学药剂复合解堵工艺后，在油压为130bar、日注水量为零的吸水情况下，施工后油压在135bar时，注水能力增加到98m³/d，启动压力由156bar降到107bar。该井施工前后的吸水指数曲线如下：

 

 

另外，辛41井位于辛16块，注水井段为2307.4-2422.6m，渗透率为0.545μm²，孔隙度为18.6%，泥质含量为26.7%，水质污染严重。1996年1月曾采用水力振荡解堵，由于水力能量存在作用盲区，效果不理想。在该井采用了高压旋转水射流结合化学药剂(FB-40、防膨剂)复合解堵工艺前，油压为145bar，注水量为30m³/d；施工后油压降低到132bar，注水量增加到147m³/d。效果十分明显。

 

胜利油田一共应用高压旋转水射流结合化学药剂复合解堵技术施工水井12口，有效率达91%，累计增注量为118886m³，平均单井增注量为83m³/d。