堵水措施在卫东油田应用效果分析

2015-08-15余乐陈帆仝静黄新杰李世超中石化中原油田分公司采油三厂山东莘县252429

化工管理 2015年5期

余乐陈帆仝静黄新杰李世超(中石化中原油田分公司采油三厂，山东莘县 252429)

1 概况

卫东油藏经营管理区管辖着卫360块、云3块、卫49块、云9块、卫53块、云2块、云10块、云2沙一中、古云其它共9个开发管理单元。区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带，地质条件复杂，属于低渗透、极复杂油藏。随着油田开发不断深入，注入水、夹层水等水窜严重，边水底水更加活跃。加上地层的非均质性，油水流度比的差异以用强注强采等因素的影响，造成水在纵向上和横向上不均匀推进，使部分油井过早水淹，造成部分油井不正常出水，致使注水井注水低效循环，油井含水上升，产油量下降，最终影响油田的采收率和油藏的开发效益。

2 主要研究内容

精细注采研究，以注采井组为单元，通过吸水剖面和产液剖面的对比，弄清各小层的注采对应关系和水淹情况。根据不同井网、井点、油层的动用程度和水淹状况的不同，分析油井出水类型及原因。通过调整地质方案和工艺技术措施，制定不同的堵水措施，控制高含水、高产液井层的产液量，相应提高低含水、低产液井层的产液量，进而有效地控制全油田的产液量增长幅度和综合含水的上升速度，提高油藏的开发效益。配套工艺技术：

2.1 产液剖面测井技术

产出剖面测井资料是在油井正常生产的条件下获得的有关油井的信息，采用集流点测的方式，使井内流体流经仪器，测量井筒内不同深度处流体的体积流量，持水率、温度、压力、磁定位等参数，进行综合解释，得出油井产出剖面结果。

2.2 油井出水类型及原因

注入水、边水造成的油井出水，由于油层本身的非均质性以及开采方式不当，引起注水及边水沿高渗透层发生单层突进或指进。

底水造成的油井出水，主要是由于油井生产时采用了不合理的生产制度，在地层中形成了压力差，破坏了由重力作用建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底时呈锥形升高，发生底水锥进。

外来水造成的油井出水，是油层上部或下部的水层以及来于油层之间的水层中的水由于固井质量不好套管损坏或由于误射而窜入油井，使油井产水。

2.3 油井堵水技术

油井堵水技术是采用机械方法或化学方法，对产水油井的高产水井段或层段进行临时性封隔或封堵，从而改善产油井的产液剖面，减少产水量。一般对于外来水或水淹后不再准备生产的水淹层，在搞清出水层位并有可能与油层封隔开时，采用非选择堵剂堵死出水层位；不具备与油层封隔的地层，采用选择性堵剂进行封堵。对于同层水，则普通采用选择性堵剂进行堵水。对于底水，在有条件的情况下采用在井底附近油水界面处建立隔板，以阻止锥进。

3 现场应用情况及效果分析

3.1 现场应用情况

2014年，卫东油田共实施堵水措施5井次，其中选择性堵水2井次，非选择性堵水3井次，年累降液20000吨，年累增油1586吨。

3.2 主要做法

一是对高液量高含水的水平井实施选择性堵水。云2-P 3、云2-P4是两口电泵井，在堵水措施实施前高液量、高含水，开发效益低下，措施实施后，日降无效液量124吨，日增油5.4吨。年累增油576吨，累降液量16600吨。

二是根据产液剖面资料，对高含水层实施挤堵措施。卫360-51措施前生产层位沙三中3-5、7三下1，日产液30.2吨，日产油1.6吨，含水94.7%，动液面1243米。通过产液剖面资料和动态分析认为沙三中3-5为主要出水层位。于2014年7月1日实施挤堵措施，措施后日产液21.1吨，日产油6.1吨，含水71.1%，动液面1913米。年累降液1800吨，年增油363吨。

三是在封堵高含水层的同时，对有潜力的低产层实施改造挖潜。如卫360-77井生产层位为沙三中3、5，受储层物性影响，长期低能高含水生产，经过产液剖面资料和动态分析认为沙三中5层系为主出水层，沙三中3为潜力层。于2014年4月12日实施填砂酸化措施，填砂沙三中5高含水层，酸化挖潜沙三中3低产层。措施后日产液量由6.4吨上升到27.8吨，日产油由0.1吨上升到2.1吨/天，含水由98.4%下降到92.3%，动液面由232米下降到1865米。年累增液4423吨，年累增油293吨。