洼38塊出水原因分析及對策研究

1、洼38塊出水原因分析及對策研究李均強 （遼河油田公司 采油工藝處，遼寧 盤錦 124010）摘要：洼38塊具有多套油水關(guān)系的復(fù)式油藏特征，經(jīng)過多年的吞吐開采，在注入蒸汽冷凝水、邊水、底水、層間水、斷層水的綜合作用下，油藏和油井出水原因越來越復(fù)雜，“水患”成為制約改善開發(fā)效果的主要因素之一。2007年在生產(chǎn)過程中綜合采取擠灰封串、化學(xué)堵水、控制采液強度、邊部排水采油、提高固井質(zhì)量、避免過斷層鉆井等配套治水措施，達到了理想效果，年累計增油8 456 t，創(chuàng)經(jīng)濟效益445.63萬元，為該類油藏開發(fā)提供了借鑒。關(guān)鍵詞：出水；水侵；管外竄槽；治水；洼38Abstract: The block of wa

2、38 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 becoming m

3、ore 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 through fault

4、 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, outside tubin

5、g channeling, deal with water, the block of wa38中圖分類號： 文獻標(biāo)識碼： 文章編號：1 概況洼38塊構(gòu)造上位于遼河斷陷中央凸起南部傾沒帶的北端，開發(fā)目的層至下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段，油藏埋深-1160-1490 m。1全塊動用含油面積7.9 km2，石油地質(zhì)儲量3224104 t。截止2006年12月，該塊完鉆總井?dāng)?shù)631口，投產(chǎn)各類井433口，當(dāng)月開井245口，日產(chǎn)油511 t/d，累計采油634.418104，累計采水1 240.737104 t，累計油氣比0.54，綜合含水86.26%，回采水率105%，采油速度0.58

6、%，采出程度19.68%，平均單井吞吐9.9輪次。2 油井出水特點洼38塊目前各層系均有出水問題，根據(jù)洼38塊三套層系油藏地質(zhì)精細描述結(jié)果，東二為層狀邊水油藏，油水關(guān)系復(fù)雜，沒有統(tǒng)一的油水界面，東三為層狀邊水油藏，沙三為厚層塊狀邊底水油藏1。洼38塊動態(tài)油水關(guān)系研究表明3：東二油層由于受邊、底水和夾層水的共同作用，在整個區(qū)塊上連片分布；東三、沙三雖然也有少數(shù)井回采水率在100%以上，從分析結(jié)果來看，東三、沙三出水井點多數(shù)與東二出水井點一致，少數(shù)出水井點位于構(gòu)造底部位或者油層與潛山接觸面，同時，東三、沙三地層壓力一致線性下降也間接表明沒有邊水侵入。3 油井出水規(guī)律分析3.1 出水判定的依據(jù)以油藏

7、描述為基礎(chǔ)，以水性分析、井溫、含油飽和度監(jiān)測、管外竄槽監(jiān)測等多種動態(tài)監(jiān)測為手段，結(jié)合油藏工程模擬計算和現(xiàn)場試驗，明確油藏及油井的水淹規(guī)律。43.2 東二水侵規(guī)律研究根據(jù)物質(zhì)平衡方程，并繪制準(zhǔn)定態(tài)水侵時關(guān)系曲線，得出該塊東二水侵量為224104 m3，水侵系數(shù)為34.02104 t(MPaa)。實際油藏地質(zhì)研究表明：東二的邊水體積最大，在實際生產(chǎn)過程中，由于東二油水關(guān)系復(fù)雜，投產(chǎn)12 a后，回采水率就超過100%，東二油井1998年后采取了比較保守的開發(fā)方式，常規(guī)螺桿泵抽油生產(chǎn)。雖然采取了一系列穩(wěn)油控水措施，但水侵系數(shù)仍然較高。東二段油藏屬于層狀邊水稠油油藏，沒有統(tǒng)一的油水界面。通過對射開不同小

8、層的油井生產(chǎn)規(guī)律研究得出：各小層都可能是生產(chǎn)中的出水層，只是離油水界面近，水淹早，離油水界面遠，水淹晚。射開層位集中，油水關(guān)系簡單的小層，生產(chǎn)時間長，累產(chǎn)油量高，水淹晚。通過對東二出水油井平面水淹規(guī)律及歷次調(diào)層挖潛井生產(chǎn)效果統(tǒng)計分析可得出：射開不同小層的油井，投產(chǎn)后基本上層層見水，目前上返投產(chǎn)井，大多數(shù)初期含水均高于90%。3.3 東三、沙三見水規(guī)律分析根據(jù)洼38塊高溫相對滲透率曲線及含水與地層系數(shù)的關(guān)系式(1)，可以繪制出地層含水飽和度與含水的關(guān)系曲線？。 (1)從中可以看出：當(dāng)油層含水飽和度為40%45%時，產(chǎn)出液含水在60%以上，當(dāng)油層含水飽和度為45%50%時，產(chǎn)出液含水在90%以上。

9、根據(jù)目前東三、沙三的采出程度，可以計算出目前東三、沙三平均含油飽和度為50%55%（含水飽和度為45%50%）。中部采出程度高的區(qū)域含油飽和度小于50%（含水飽和度大于50%），雖然目前單井累計回采水率大于100%，中部地區(qū)采出程度高，這些部位出水屬于正?，F(xiàn)象，而不是邊水推進造成的，東三和沙三邊部出水，為邊水侵入造成的。東三油井出水的原因有二方面：1）管外竄槽，由于套管損壞，造成東二邊水沿套管侵入；2）東三構(gòu)造低部位d31砂巖組基本為水層，邊部這些射開d31油組的井動態(tài)曲線上表現(xiàn)為邊水侵入的特點，但由于d31砂巖組為透鏡狀分布，水侵量小，對東三蒸汽吞吐影響不大。因此，認為該塊目前大量出水以東二

10、邊水侵入為主。通過比較東三回采水率等值圖（圖1）與東二7小層回采水率等值圖（圖2），有五處高回采水率相同部位，由此分析隨著東三油層壓力下降，東二水通過套管外下竄，影響東三油層吞吐效果。圖1 東三段含水上升井分布圖（回采水率） 圖2 東二7小層回采水率等值圖圖3 洼38塊沙三段油層目前水淹圖沙三段油層水侵總體上表現(xiàn)為：隨著地層壓力降低，地層水突破后含水迅速上升。吞吐開發(fā)中后期含水迅速升高，水侵加快。19911992年基礎(chǔ)井網(wǎng)油井初期含水為20%，1994年加密井初期含水40%，1997年加密井投產(chǎn)初期含水率就高達70%，且居高不下，很快含水就超過了90%。此外，管外竄槽是導(dǎo)致沙三段油層水淹(圖3

11、)的另一主要原因。從目前掌握的資料來看，套壞造成的管外竄槽井有3口，其中洼38-35-40井套管損壞位置在東一段水層，單層厚度12.6 m，水體體積大，約為560104 m3；其它兩口井套管損壞位置在東二段的夾層水，水體體積小，水侵量小。這類井在采油曲線上表現(xiàn)為含水突然增加，日產(chǎn)水量大，回采水率大于100%，含水在90%以上，日產(chǎn)水大于30 m3/d，水淹分布范圍以管外竄槽井為中心，向周圍逐漸水淹。從圖3中可以看出：在邊、底水發(fā)育處水淹較早，受邊底水和管外竄槽共同的影響，平面上西部水淹范圍大，水淹嚴重，東部水淹范圍較小，水侵量小。4 對策及效果4.1 對管外竄槽井全井段水泥封堵，避免地層水繼續(xù)

12、侵入對套管損壞位置在東一段水層的洼38-35-40井和固井質(zhì)量在東二段位置不合格造成東二段夾層水侵入的2口井（洼38-34-27、洼38-34-29），實施全井段水泥封堵，避免地層水繼續(xù)侵入。4.2 應(yīng)用“深調(diào)淺堵”技術(shù)和螺桿泵技術(shù)，實現(xiàn)東二段油藏冷采東二段油層油水關(guān)系復(fù)雜，邊底水活躍，隔夾層不穩(wěn)定，加之下層系井反復(fù)吞吐造成的油井管外串槽，使找堵水難度加大，嚴重影響開發(fā)效果。在剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，通過分析油井的見水層位及見水方向，結(jié)合水性分析、井溫、變密度測井資料，以“深調(diào)淺堵”工藝為堵水手段，利用油層原油粘度相對較小適合冷采的特點，發(fā)揮螺桿泵生產(chǎn)壓差穩(wěn)定、排砂能力強、運行成本低的優(yōu)勢

13、，規(guī)模實施冷采。2007年以來，為挖掘2、3、4、7小層潛力，共實施“深調(diào)淺堵”和螺桿泵冷采配套技術(shù)措施46井次，有效率86%，使東二段油層日產(chǎn)油水平由48t/d提高到96t/d。4.3 利用水平井控制東二段底水2007年應(yīng)用新技術(shù)重新評價老區(qū)潛力，將儲層細分為54個單砂體，建立了精確的地質(zhì)模型，同時利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)和動態(tài)分析方法，對剩余油分布進行量化。并借鑒新海27塊、勝利孤島油田經(jīng)驗和教訓(xùn)，開展水平井二次開發(fā)的可行性研究，在弱水淹區(qū)部署水平井2口，日產(chǎn)油19 t/d，是周圍直井產(chǎn)量的8倍，含水率下降30%，為該層系的二次開發(fā)提供了技術(shù)儲備。4.4 邊部排水，延緩邊水入侵速度對目前處于構(gòu)

14、造邊部生產(chǎn)的高含水井，調(diào)整工作制度。采取下56 mm泵4沖次/min來提高日排液量繼續(xù)生產(chǎn)，達到排水、減緩邊水向內(nèi)推進速度的目的。共選擇邊部排水生產(chǎn)井10口，目前日產(chǎn)油18.5 t/d，日產(chǎn)液386.5 m3/d，日增排液141.5 m3/d，綜合含水95.2。4.4構(gòu)造內(nèi)部低壓低產(chǎn)井關(guān)井，恢復(fù)壓力，降低水侵動力對構(gòu)造內(nèi)部油井，如果平均日產(chǎn)油小于0.3 t/d或周期油汽比小于0.15，進行關(guān)井 ，恢復(fù)構(gòu)造內(nèi)部壓力，降低水侵動力。15口關(guān)井通過靜液面監(jiān)測，目前靜液面已由關(guān)井時的未測出上升到1 195 m，折算恢復(fù)地層壓力1.77 MPa。4.5 合理利用工藝技術(shù)穩(wěn)油控水4.5.1 氮氣輔助采用技

15、術(shù)，降低油井含水氮氣輔助采油技術(shù)利用了惰性氣體良好的隔熱性及氣體受熱后膨脹率大的特點，同時，氮氣還可以迫使油水界面下移，降低油井含水，提高周期產(chǎn)量。2007年在不同層位、不同區(qū)域選擇油井出水量與注汽水量比為1.02.5倍區(qū)域進行氮氣輔助采油試驗。根據(jù)油井出水級別與現(xiàn)場試驗情況，進行了三類注入工藝的試驗：即對出水量與注汽量比為1.0以內(nèi)的油井，采取了先注入氮氣直接進行蒸汽吞吐的注入方式；對出水量與注汽量比大于1.0倍小于2.0倍的油井，采取氮氣與泡沫劑點滴注入后再進行蒸汽吞吐的注入方式；對出水量與注汽量比大于2.0倍的油井，采取氮氣與泡沫劑點滴注入和蒸汽同時注入的方式。共實施10口井，累產(chǎn)油3

16、402 t，增油1 790 t。日產(chǎn)油由措施前11.3 t/d提高至措施后的19.3 t/d，綜合含水由91下降至措施后87.6。4.5.2 大劑量高溫堵水技術(shù)洼38塊經(jīng)過多年的蒸汽吞吐開發(fā)，油井近井地帶虧空、地層壓力下降、油水粘度比大，必然導(dǎo)致邊底水錐進，使得油井大面積水淹，針對這一矛盾，采取大劑量高溫堵水，施工工藝上采用多段塞的注入方式，前置段塞為高濃度的聚合物和交聯(lián)劑段塞，主段塞主要是弱凝膠調(diào)剖劑，第三段塞為后置段塞，又稱保護段塞，以免注入水侵入到主段塞破壞其弱凝膠的穩(wěn)定性，有利于延長整個調(diào)驅(qū)的有效期。2007年共實施3口井，目前日產(chǎn)油12.8 t，日產(chǎn)水51.6 m3，綜合含水80%，與上周期相比，含水下降13.1。5 結(jié)論與建議1）洼38塊油井生產(chǎn)過程中采取的各種治水措施是有效的，從經(jīng)驗看，治水應(yīng)采取綜合措施，單項措施很難達到理想效果。2）應(yīng)加強對測井解釋結(jié)果的二次解釋工作，特別是水層的準(zhǔn)確解釋；加強邊底水運移規(guī)律的研究；繼續(xù)應(yīng)用電磁探傷及氧活化測井檢驗套管和管外竄槽。3）水平井