低渗透油田油井高含水处理措施

河南科技2012.2 下48工业技术INDUSTRY TECHNOLOGY川口油田经过一段时间的开采后，陆续出现了不同的问题，如，地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题，导致油田产量下降，影响了油田的经济效益。

一、油田生产过程中存在的突出问题1.采油井水淹后，给注水油田带来了新的问题。

比如，加大注水量会加快水淹进程，而减少注水量则会导致油井产液、产油、产水，以及地层压力同时下降。

2.加密调整井缩短了注水井到油井的距离，截断了注水井给原受益井的部分能量，加快了采油速度，缩短了油田稳产期。

3.油、水第一性质原始资料不全不准，影响了对油藏地下动态的分析、认识与判断。

加密井无单井计量、取样、分析方面的资料，地层压力、原始饱和压力与邻区同层系饱和压力相差太大，前人对储层裂缝研究成果与区域地应力方向不一致，使原有反九点井网的排列方位与裂缝方位基本一致，缩短了水驱油距离，增加了来水方向判断工作的难度。

4.部分死油区影响采收率；部分注采层位不对应，影响了注水开发效果；大砂量、长裂缝还会造成高渗条带的出现，加快了水线推进速度。

5.生产层位单一，油井射孔井段较短。

6.水线推进不均，中、低含水面积所占比例较大。

二、油田生产问题的解决措施1.调整注采井网。

选择注采井网是注水开发的重要工作。

要依据油藏地质特征，合理选择注采井网，并通过多种方案对比，优先选择投资少、稳产年限长、采收率高的井网。

而现有井网基本为不规则反九点井网，而后又在原井网内钻加密调整井，油井水淹严重，死油区大、注水不见效的油井较多，而且井距较小、调整难度大。

为此，在示范区对注采井网进行调整，宜采用反九点菱形井网进行试验。

反九点菱形井网的排列方向一般与裂缝方向形成20° ~ 25°夹角，菱形对角线方向与裂缝方向一致，长对角线方向与主裂缝方位一致，短对角线方向与主裂缝相垂直的短裂缝方向一致，对角线方位井点成为角井，相邻井为边井。

反九点菱形井网如图1所示。

2.完善注采层系。

注水井不断补充能量，油井逐渐受益的陕西省延长油田股份有限公司 川口采油厂　呼园平前提必须是油井生产与注水井注水层处在同一油砂体内，油水井相互连通，只有注水层没有生产层，形成只注不采；反之，则形成只采不注，这些都不利于优化油层的开采。

为落实注采对应关系，可编制注采井组栅状连通图，供决策者使用，并根据实际情况采取相对应的措施。

无论是注水井还是采油井，都应在小层对比、油藏精细描述基础上，将主力生产层系打开，实施分层注水，分层采油。

动用纵向未动用油层潜力，涉及面广。

宜在示范区由一个注采井组先行试验，取得成果后，再逐步推开。

完善油层组内部对应油层注采关系，潜力大，油层多，工作要求严，必须逐层对比，在油砂体内做文章。

3.解决当前注水矛盾。

（1）要有充足水源作后盾。

既要充分利用现有水源，也要不断扩大寻找新的水源。

油田污水应在处理后进行回注，钻水源井。

（2）实施动态配水，合理配注。

按照注采井组实际产液量实施动态配水。

在目前地层压力低的情况下，注采比按1.5 ~ 2实施配水；对于井组已出现暴性水淹井、油水井间距离小于150 m 的井组应暂时按注采比1 ~ 1.2配水；对于井组累计注采比达0.8以上的，严格按注采1 ~ 1.5配水。

（3）降低地层损耗，提高存水率。

注进储层的水不能随意放出来，对于已有1 ~ 2口油井水淹的注采井组中，可以采取有效的治水措施，但不能停注，因为周围其他油井尚需注水补充地层能量。

对此，可以把水淹井关井，也可以将水淹层采取机械方法卡死，以改变水驱油方向，扩大水驱油扫油面积，提高水驱波及体积。

（4）探索单井出油周期，减少伴生气无功损耗。

首先可通过听出油声音、摸光杆温度、看出口产油情况、量储罐空高等现场观测法，详细了解一天中有几个小时出油、空抽多少时间，以减少在空抽过程中伴生气的无功损耗。

然后，再制定每口油井间抽制度，做到少用电、少磨损管杆，以延长检泵周期和管杆使用寿命。

4. 控制含水上升速度，治理水淹井。

在油田开发过程中，随着地层压力下降，油井含水逐渐升高。

油井出水是自然规律。

无论是注水开发或是非注水开发或是靠天然能量开发，见水井数和油田产水量都会不断增加，油井含水率也会不断上升。

因此，控制含水上升是油田稳产的主要手段，解决水淹井问题是当务之急。

（1）寻找水淹原因。

对于油井水淹问题，要针对每口水淹井的情况，借助多种手段，综合分析，找出主要问题。

例如，油井注413–2井在2007年8月23日投产，投产时含水100%，成为暴性水淹井，射孔井段646 ~ 650 m ，射孔厚度仅4 m ，低渗透油田油井高含水处理措施图1 反九点菱形井网河南科技2012.2下49压裂加砂20 m 3，破压27 MPa ，压裂规模不大，对应的注水井注413井在1998年10月17日投注，到2007年已注水9年。

从注413井吸水剖面资料来看，635 ~ 636 m 段及643 ~ 644 m 段呈尖峰状吸水，纵向剖面吸水不均匀，具有高渗裂缝带吸水特征；631.8 ~ 637.7 m 段吸水厚度5.9 m ，单层吸水量3.06 m 3，占全井注水量5.6 m 3的54.57%，其间635 ~ 636 m 段呈尖峰。

若用封隔器卡封，用小水咀控制上段注水量，实施分层注水，封卡在640 m ，允许误差必须控制在±1 m ，准确卡封有一定的难度，要求井下管柱必须准确丈量。

若采用高强度有机堵剂在注水井调剖，则注入量小、封堵半径有限、有效周期短。

根据相邻油田经验若堵剂在1 000 m 3以上堵剂，有效期预计可达半年左右。

同时，在油井注413–2井进行选择性堵水，封堵半径必须大于10 m ，堵剂用量要在130 m 3以上。

若堵水调剖实施有困难，可以直接封堵原射孔井段，射孔压裂新井段，恢复油井的产能。

但调补新层也有风险，主要原因有以下几点。

①注413–2井与注413井相距仅150 m 。

②注413–2井位于注413井正东80.37°，与东区裂缝方向一致。

③注413井上下两段呈尖峰状吸水，注413–2井在压裂过程中垂直裂缝高度不清楚。

④因固井图模糊，注413–2井油层段固井质量不清楚，有待进一步调查。

（2）分析来水方向。

分析来水方向主要包括分析油水井生产资料数据相关性、动态监测资料、示踪剂和水驱前缘监测、脉冲试井、储层砂体展布方向、构造裂缝与人工裂缝发育方向等。

笔者认为，应着重做好以下几方面。

①凡有水淹井的注采井组，注水井挤示踪剂，受益油井取样分析水中的示踪剂离子浓度和突破时间，推算出示踪剂在地层中分配到各井（各向）的推进速度、水淹厚度以及储层被注入水冲洗后储层参数（孔、渗、饱）的变化情况等。

②开展油藏动态地质研究，进行油藏精细描述及剩余油分布规律研究，跟踪研究开发过程中储层流体的动态变化。

③建立系统动态监测及动态生产数据台账，寻找水流方向的规律性。

（3）分层注水。

注408井射孔段，上部596.6 ~ 600.6 m （此段不吸水），下部606 ~ 609 m ，下部射孔厚度仅3 m ，吸水量占58.26%，日注4.66 m 3，吸水量相对较多。

上部可先用127弹补射孔，先用热化学解堵剂硝酸干粉或强氧化剂（ClO 2）解堵，以达到造缝目的。

然后再用封隔器实施分层注水，加强上部，保持下部注水量，卡点为603 m 和613 m ，允许误差±0.5 m ，以控制相应水淹井4021井及4054井的产出水量，同时，在油井上实施堵水，以达到综合治理目的。

注402井射孔段为6层，对应的受益井为注402–1、注402–2、注402–3和4015井，这4口井均存在注采不对应、产量低等问题。

因此，建议水井进行分注。

在注402新开层段投产时，为避免注入水沿裂缝突进，不宜采取常规压裂，而宜采用爆燃压裂进行投产和分注。

三、示范区开发效果1.油层压力变化。

工作人员在1999－2011年对7口油井测压19次，被测压次数最多的是4066井，测压6次，其压力总体呈下降趋势即，先从2.61 Mpa 上升到2.82 MPa ，后又降到1.88 MPa ；流动系数先从2.88上升到4.48，后降到0.03；表皮系数上升为负数，油层无污染。

同时，对注水井进行测压。

其中对注409井测压4次，其压力先从6.75 MPa 上升到9.14 MPa ，又下降到2.39 MPa 。

地层压力低是油井产量下降的主要原因。

而保持地层压力，可以持续提高油井产量。

以4066井为例，该井为注413注水井组受益井，其压力历年测试数据见表1。

由表1可知，自注水以来，地层压力保持稳定。

相关资料显示，该井生产压差为3.21 MPa ，产液量1 t ，产量较高且稳定，产液不含水。

因此，只有注够水、注好水，实施动态注水，才能保证油井产量稳定。

2.单井产液状况。

2011年10月，工作人员对57口井进行测试。

当时停产井13口，油井利用率为81.43%，低于行业标准要求。

全区日产液54.2 t ，平均单井日产液0.95 t 。

其中，日产液大于1 t 的井23口，占40.35%；日产液在0.5 ~ 0.9 t 的井25口，占43.86%；日产液小于0.5 t 的井9口，占15.79%。

57口井日产油45.38 t ，平均单井日产油0.8 t 。

其中，日产油大于0.6 t 的井35口，占61.4%；日产油0.3 ~ 0.59 t 的井14口，占24.56%；日产油小于0.3 t 的井8口，占10%。

3.单井含水状况。

2010年10月，工作人员经取样分析发现含水井59口，高含水关井11口。

其中，含水大于80%的井16口，占生产总井数的22.86%；含水在40% ~ 80%的井7口，占10%；含水低于40%的井47口，占67.14%。

另外，有21口井仍处于无水采油阶段，低含水阶段生产井居多，中、高含水井较少，情况最严重的是13口水淹停产井。

表1 4066井压力历年测试数据测压时间1999.072000.102002.122005.092006.082007.11压力2.612.732.572.412.821.88MPa。