洼块出水原因分析及对策研究样本.doc

洼38块出水原因分析及对策研究李均强 （辽河油田企业 采油工艺处，辽宁 盘锦 124010）摘要：洼38块含有多套油水关系复式油藏特征，经过多年吞吐开采，在注入蒸汽冷凝水、边水、底水、层间水、断层水综合作用下，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关键原因之一。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、提升固井质量、避免过断层钻井等配套治水方法，达成了理想效果，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 block 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 becoming more and more complexity. The inundation of Oil well turned into the main factor of restricting the improving of recovery impact. In production adopted cementing, chemical water shut off, control recovery strength, border drainage recovery, improve well cementing quality, avoidance through 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, outside tubing channeling, deal with water, the block of wa38中图分类号： 文件标识码： 文章编号：1 概况洼38块结构上在辽河断陷中央凸起南部倾没带北端，开发目标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 油井出水特点洼38块现在各层系全部有出水问题，依据洼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：东二油层因为受边、底水和夹层水共同作用，在整个区块上连片分布；东三、沙三即使也有少数井回采水率在100%以上，从分析结果来看，东三、沙三出水井点多数和东二出水井点一致，少数出水井点在结构底部位或油层和潜山接触面，同时，东三、沙三地层压力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、管外窜槽监测等多个动态监测为手段，结合油藏工程模拟计算和现场试验，明确油藏及油井水淹规律。43.2 东二水侵规律研究依据物质平衡方程，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：东二边水体积最大，在实际生产过程中，因为东二油水关系复杂，投产12 a后，回采水率就超出100%，东二油井1998年后采取了比较保守开发方法，常规螺杆泵抽油生产。即使采取了一系列稳油控水方法，但水侵系数仍然较高。东二段油藏属于层状边水稠油油藏，没有统一油水界面。经过对射开不一样小层油井生产规律研究得出：各小层全部可能是生产中出水层，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，油水关系简单小层，生产时间长，累产油量高，水淹晚。经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：射开不一样小层油井，投产后基础上层层见水，现在上返投产井，大多数早期含水均高于90%。3.3 东三、沙三见水规律分析依据洼38块高温相对渗透率曲线及含水和地层系数关系式(1)，能够绘制出地层含水饱和度和含水关系曲线？。 (1)从中能够看出：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。依据现在东三、沙三采出程度，能够计算出现在东三、沙三平均含油饱和度为50%55%（含水饱和度为45%50%）。中部采出程度高区域含油饱和度小于50%（含水饱和度大于50%），即使现在单井累计回采水率大于100%，中部地域采出程度高，这些部位出水属于正常现象，而不是边水推进造成，东三和沙三边部出水，为边水侵入造成。东三油井出水原因有二方面：1）管外窜槽，因为套管损坏，造成东二边水沿套管侵入；2）东三结构低部位d31砂岩组基础为水层，边部这些射开d31油组井动态曲线上表现为边水侵入特点，但因为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。所以，认为该块现在大量出水以东二边水侵入为主。经过比较东三回采水率等值图（图1）和东二7小层回采水率等值图（图2），有五处高回采水率相同部位，由此分析伴随东三油层压力下降，东二水经过套管外下窜，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图3 洼38块沙三段油层现在水淹图沙三段油层水侵总体上表现为：伴随地层压力降低，地层水突破后含水快速上升。吞吐开发中后期含水快速升高，水侵加紧。19911992年基础井网油井早期含水为20%，1994年加密井早期含水40%，1997年加密井投产早期含水率就高达70%，且居高不下，很快含水就超出了90%。另外，管外窜槽是造成沙三段油层水淹(图3)另一关键原因。从现在掌握资料来看，套坏造成管外窜槽井有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，约为560104 m3；其它两口井套管损坏位置在东二段夹层水，水体体积小，水侵量小。这类井在采油曲线上表现为含水忽然增加，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，向周围逐步水淹。从图3中能够看出：在边、底水发育处水淹较早，受边底水和管外窜槽共同影响，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2口井（洼38-34-27、洼38-34-29），实施全井段水泥封堵，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油井管外串槽，使找堵水难度加大，严重影响开发效果。在剩下油分布规律研究基础上，经过分析油井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特点，发挥螺杆泵生产压差稳定、排砂能力强、运行成本低优势，规模实施冷采。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方法46井次，有效率86%，使东二段油层日产油水平由48t/d提升到96t/d。4.3 利用水平井控制东二段底水应用新技术重新评价老区潜力，将储层细分为54个单砂体，建立了正确地质模型，同时利用油藏数值模拟技术和动态分析方法，对剩下油分布进行量化。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可行性研究，在弱水淹区布署水平井2口，日产油19 t/d，是周围直井产量8倍，含水率下降30%，为该层系二次开发提供了技术贮备。4.4 边部排水，延缓边水入侵速度对现在处于结构边部生产高含水井，调整工作制度。采取下56 mm泵4冲次/min来提升日排液量继续生产，达成排水、减缓边水向内推进速度目标。共选择边部排水生产井10口，现在日产油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。4.4结构内部低压低产井关井，恢复压力，降低水侵动力对结构内部油井，假如平均日产油小于0.3 t/d或周期油汽比小于0.15，进行关井 ，恢复结构内部压力，降低水侵动力。15口关井经过静液面监测，现在静液面已由关井时未测出上升到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 氮气辅助采取技术，降低油井含水氮气辅助采油技术利用了惰性气体良好隔热性及气体受热后膨胀率大特点，同时，氮气还能够迫使油水界面下移，降低油井含水，提升周期产量。在不一样层位、不一样区域选择油井出水量和注汽水量比为1.02.5倍区域进行氮气辅助采油试验。依据油井出水等级和现场试验情况，进行了三类注入工艺试验：即对出水量和注汽量比为1.0以内油井，采取了先注入氮气直接进行蒸汽吞吐注入方法；对出水量和注汽量比大于1.0倍小于2.0倍油井，采取氮气和泡沫剂点滴注入后再进行蒸汽吞吐注入方法；对出水量和注汽量比大于2.0倍油井，采取氮气和泡沫剂点滴注入和蒸汽同时注入方法。共实施10口井，累产油3 402 t，增油1 790 t。日产油由方法前11.3 t/d提升至方法后19.3 t/d，综合含水由91下降至方法后87.6。4.5.2 大剂量高温堵水技术洼38块经过多年蒸汽吞吐开发，油井近井地带亏空、地层压力下降、油水粘度比大，肯定造成边底水锥进，使得油井大面积水淹，针对这一矛盾，采取大剂量高温堵水，施工工艺上采取多段塞注入方法，前置段塞为高浓度聚合物和交联剂段塞，主段塞关键是弱凝胶调剖剂，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稳定性，有利于延长整个调驱使用期。共实施3口井，现在日产油12.8 t，日产水51.6 m3，综合含水80%，和上周期相比，含水下降13.1。5 结论和提议1）洼38块油井生产过程中采取多种治水方法是有效，从经验看，治水应采取综合方法，单项方法极难达成理想效果。2）应加强对测井解释结果二次解释工作，尤其是水层正确解释；加强边底水运移规律研究；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，能很好改善油藏开发效果；洼38-东H4、洼38-东H2井试验成功，对同类油藏二次开发含有借鉴意义。参考文件1 马强小洼油田稠油掺稀油生产技术研究J江汉石油职员大学学报，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，12（2）：8-113 马强调堵排一体化技术在小洼油田研究和应用J石油地质和工程，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，：328335