1、1洼 38 块出水原因分析及对策研究李均强 （辽河油田公司 采油工艺处，辽宁 盘锦 124010）摘要：洼 38 块具有多套油水关系的复式油藏特征，经过多年的吞吐开采，在注入蒸汽冷凝水、边水、底水、层间水、断层水的综合作用下，油藏和油井出水原因越来越复杂，“水患”成为制约改善开发效果的主要因素之一。2007 年在生产过程中综合采取挤灰封串、化学堵水、控制采液强度、边部排水采油、提高固井质量、避免过断层钻井等配套治水措施，达到了理想效果，年累计增油 8 456 t，创经济效益 445.63万元，为该类油藏开发提供了借鉴。关键词：出水；水侵；管外窜槽；治水；洼 38Abstract: The bl
2、ock of wa38 had the character of multi-series oil&water nexuses compound oil reservoir. After years steam soak recovery, in the integrate action of steam condensation water, border water, bottom water, intermediary water and fault water, the cause of producing water in oil reservoir or oil well is b
3、ecoming more and more complexity. The inundation of Oil well turned into the main factor of restricting the improving of recovery impact. In 2007 production adopted cementing, chemical water shut off, control recovery strength, border drainage recovery, improve well cementing quality, avoidance thro
4、ugh fault drilling and so on water shut off measurements, reached ideal purpose. Annual extra oil recovery increased accumulative total to 8456 tons and got 4456300 RMB extra profits. Meanwhile gave the example of recovery the similarity oil reservoirs.Key words: producing water, water invade, outsi
5、de tubing channeling, deal with water, the block of wa38中图分类号： 文献标识码： 文章编号：1 概况洼 38 块构造上位于辽河断陷中央凸起南部倾没带的北端，开发目的层至下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段，油藏埋深-1160-1490 m。 1全块动用含油面积 7.9 km2，石油地质储量 3224104 t。截止 2006 年 12 月，该块完钻总井数 631 口，投产各类井433 口，当月开井 245 口，日产油 511 t/d，累计采油 634.418104，累计采水 1 240.737104 t，累计油气比 0.54，综合
6、含水 86.26%，回采水率 105%，采油速度 0.58%，采出程度 19.68%，平均单井吞吐 9.9 轮次。2 油井出水特点2洼 38 块目前各层系均有出水问题，根据洼 38 块三套层系油藏地质精细描述结果，东二为层状边水油藏，油水关系复杂，没有统一的油水界面，东三为层状边水油藏，沙三为厚层块状边底水油藏 1。洼 38 块动态油水关系研究表明 3：东二油层由于受边、底水和夹层水的共同作用，在整个区块上连片分布；东三、沙三虽然也有少数井回采水率在 100%以上，从分析结果来看，东三、沙三出水井点多数与东二出水井点一致，少数出水井点位于构造底部位或者油层与潜山接触面，同时，东三、沙三地层压力
7、一致线性下降也间接表明没有边水侵入。3 油井出水规律分析3.1 出水判定的依据以油藏描述为基础，以水性分析、井温、含油饱和度监测、管外窜槽监测等多种动态监测为手段，结合油藏工程模拟计算和现场试验，明确油藏及油井的水淹规律。 43.2 东二水侵规律研究根据物质平衡方程，并绘制准定态水侵时关系曲线，得出该块东二水侵量为 224104 m3，水侵系数为 34.02104 t(MPaa)。实际油藏地质研究表明：东二的边水体积最大，在实际生产过程中，由于东二油水关系复杂，投产 12 a 后，回采水率就超过 100%，东二油井1998 年后采取了比较保守的开发方式，常规螺杆泵抽油生产。虽然采取了一系列稳油
8、控水措施，但水侵系数仍然较高。东二段油藏属于层状边水稠油油藏，没有统一的油水界面。通过对射开不同小层的油井生产规律研究得出：各小层都可能是生产中的出水层，只是离油水界面近，水淹早，离油水界面远，水淹晚。射开层位集中，油水关系简单的小层，生产时间长，累产油量高，水淹晚。通过对东二出水油井平面水淹规律及历次调层挖潜井生产效果统计分析可得出：射开不同小层的油井，投产后基本上层层见水，目前上返投产井，大多数初期含水均高于90%。3.3 东三、沙三见水规律分析根据洼 38 块高温相对渗透率曲线及含水与地层系数的关系式(1)，可以绘制出地层含水饱和度与含水的关系曲线？。(1)rowrowKuf3从中可以看
9、出：当油层含水饱和度为 40%45% 时，产出液含水在 60%以上，当油层含水饱和度为 45%50%时，产出液含水在 90%以上。根据目前东三、沙三的采出程度，可以计算出目前东三、沙三平均含油饱和度为50%55%（含水饱和度为 45%50% ）。中部采出程度高的区域含油饱和度小于50%（含水饱和度大于 50%），虽然目前单井累计回采水率大于 100%，中部地区采出程度高，这些部位出水属于正常现象，而不是边水推进造成的，东三和沙三边部出水，为边水侵入造成的。东三油井出水的原因有二方面：1）管外窜槽，由于套管损坏，造成东二边水沿套管侵入；2）东三构造低部位 d31 砂岩组基本为水层，边部这些射开
10、d31 油组的井动态曲线上表现为边水侵入的特点，但由于 d31 砂岩组为透镜状分布，水侵量小，对东三蒸汽吞吐影响不大。因此，认为该块目前大量出水以东二边水侵入为主。通过比较东三回采水率等值图（图 1）与东二 7 小层回采水率等值图（图 2），有五处高回采水率相同部位，由此分析随着东三油层压力下降，东二水通过套管外下窜，影响东三油层吞吐效果。图 1 东三段含水上升井分布图（回采水率） 图 2 东二 7 小层回采水率等值图沙三段油层水侵总体上表现为：随着地层压力降低，地层水突破后含水迅速上升。吞吐开发中后期含水迅速升高，水侵加快。19911992 年基础井网油井初期含水为20%，1994 年加密井
11、初期含水 40%，1997 年加密井投产初期含水率就高达 70%，且居高不下，很快含水就超过了 90%。此外，管外窜槽是导致沙三段油层水淹( 图 3)的另一主要原因。从目前掌握的资料来看，套坏造成的管外窜槽井有 3 口，其中洼 38-35-40 井套管损坏位置在东一段水层，单层厚度 12.6 m，水体体积大，约39-0842765G-1-6130-248975-184-9035656214图 3 洼 38 块沙三段油层目前水淹图42053420564270450 1-56 3478X029- -C54 -766 9-280- 193 G X- 1C14为 560104 m3；其它两口井套管损坏
12、位置在东二段的夹层水，水体体积小，水侵量小。这类井在采油曲线上表现为含水突然增加，日产水量大，回采水率大于 100%，含水在 90%以上，日产水大于 30 m3/d，水淹分布范围以管外窜槽井为中心，向周围逐渐水淹。从图 3 中可以看出：在边、底水发育处水淹较早，受边底水和管外窜槽共同的影响，平面上西部水淹范围大，水淹严重，东部水淹范围较小，水侵量小。4 对策及效果4.1 对管外窜槽井全井段水泥封堵，避免地层水继续侵入对套管损坏位置在东一段水层的洼 38-35-40 井和固井质量在东二段位置不合格造成东二段夹层水侵入的 2 口井（洼 38-34-27、洼 38-34-29），实施全井段水泥封堵，
13、避免地层水继续侵入。4.2 应用“深调浅堵”技术和螺杆泵技术，实现东二段油藏冷采东二段油层油水关系复杂，边底水活跃，隔夹层不稳定，加之下层系井反复吞吐造成的油井管外串槽，使找堵水难度加大，严重影响开发效果。在剩余油分布规律研究的基础上，通过分析油井的见水层位及见水方向，结合水性分析、井温、变密度测井资料，以“深调浅堵”工艺为堵水手段，利用油层原油粘度相对较小适合冷采的特点，发挥螺杆泵生产压差稳定、排砂能力强、运行成本低的优势，规模实施冷采。2007 年以来，为挖掘 2、3、4、7 小层潜力，共实施“ 深调浅堵” 和螺杆泵冷采配套技术措施 46 井次，有效率 86%，使东二段油层日产油水平由 4
14、8t/d 提高到 96t/d。4.3 利用水平井控制东二段底水2007 年应用新技术重新评价老区潜力，将储层细分为 54 个单砂体，建立了精确的地质模型，同时利用油藏数值模拟技术和动态分析方法，对剩余油分布进行量化。并借鉴新海27 块、胜利孤岛油田经验和教训，开展水平井二次开发的可行性研究，在弱水淹区部署水平井 2 口，日产油 19 t/d，是周围直井产量的 8 倍，含水率下降 30%，为该层系的二次开发提供了技术储备。4.4 边部排水，延缓边水入侵速度对目前处于构造边部生产的高含水井，调整工作制度。采取下 56 mm 泵 4 冲次/min来提高日排液量继续生产，达到排水、减缓边水向内推进速度
15、的目的。共选择边部排水生产井 10 口，目前日产油 18.5 t/d，日产液 386.5 m3/d，日增排液 141.5 m3/d，综合含水95.2。54.4 构造内部低压低产井关井，恢复压力，降低水侵动力对构造内部油井，如果平均日产油小于 0.3 t/d 或周期油汽比小于 0.15，进行关井 ，恢复构造内部压力，降低水侵动力。15 口关井通过静液面监测，目前静液面已由关井时的未测出上升到 1 195 m，折算恢复地层压力 1.77 MPa。4.5 合理利用工艺技术稳油控水4.5.1 氮气辅助采用技术，降低油井含水氮气辅助采油技术利用了惰性气体良好的隔热性及气体受热后膨胀率大的特点，同时，氮气
16、还可以迫使油水界面下移，降低油井含水，提高周期产量。2007 年在不同层位、不同区域选择油井出水量与注汽水量比为 1.02.5 倍区域进行氮气辅助采油试验。根据油井出水级别与现场试验情况，进行了三类注入工艺的试验：即对出水量与注汽量比为 1.0 以内的油井，采取了先注入氮气直接进行蒸汽吞吐的注入方式；对出水量与注汽量比大于 1.0倍小于 2.0 倍的油井，采取氮气与泡沫剂点滴注入后再进行蒸汽吞吐的注入方式；对出水量与注汽量比大于 2.0 倍的油井，采取氮气与泡沫剂点滴注入和蒸汽同时注入的方式。共实施 10 口井，累产油 3 402 t，增油 1 790 t。日产油由措施前 11.3 t/d 提
17、高至措施后的 19.3 t/d，综合含水由 91下降至措施后 87.6。4.5.2 大剂量高温堵水技术洼 38 块经过多年的蒸汽吞吐开发，油井近井地带亏空、地层压力下降、油水粘度比大，必然导致边底水锥进，使得油井大面积水淹，针对这一矛盾，采取大剂量高温堵水，施工工艺上采用多段塞的注入方式，前置段塞为高浓度的聚合物和交联剂段塞，主段塞主要是弱凝胶调剖剂，第三段塞为后置段塞，又称保护段塞，以免注入水侵入到主段塞破坏其弱凝胶的稳定性，有利于延长整个调驱的有效期。2007 年共实施 3 口井，目前日产油 12.8 t，日产水 51.6 m3，综合含水 80%，与上周期相比，含水下降 13.1。5 结论
18、与建议1）洼 38 块油井生产过程中采取的各种治水措施是有效的，从经验看，治水应采取综合措施，单项措施很难达到理想效果。2）应加强对测井解释结果的二次解释工作，特别是水层的准确解释；加强边底水运移规律的研究；继续应用电磁探伤及氧活化测井检验套管和管外窜槽。3）水平井排液能力强，且能减缓边底水侵入，能较好改善油藏的开发效果；洼 38-6东 H4、洼 38-东 H2 井的试验成功，对同类油藏的二次开发具有借鉴意义。参考文献1 马强小洼油田稠油掺稀油生产技术研究J江汉石油职工大学学报，2010，23（2）：39-402 常栋霞高含水稠油油藏二次开发水平井生产特征研究J承德石油高等专科学校学报，2010，12（2）：8-113 马强调堵排一体化技术在小洼油田的研究与应用J石油地质与工程，2009，23（2）：116-119 4 陈涛平，胡靖邦石油工程M北京：石油工业出版社，2000：328335
