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INDUSTRYTECHNOLOGY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150m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646~650m，射孔厚度仅4m，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20m3，破压27MPa，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，635~636m段及643~644m段呈尖峰状吸