堵水措施在衛東油田應用效果分析

余樂 陳帆 仝靜 黃新杰 李世超(中石化中原油田分公司采油三廠，山東 莘縣 252429)

1 概況

衛東油藏經營管理區管轄著衛360塊、云3塊、衛49塊、云9塊、衛53塊、云2塊、云10塊、云2沙一中、古云其它共9個開發管理單元。區域構造位于東濮凹陷北端，橫跨中央隆起帶，地質條件復雜，屬于低滲透、極復雜油藏。隨著油田開發不斷深入，注入水、夾層水等水竄嚴重，邊水底水更加活躍。加上地層的非均質性，油水流度比的差異以用強注強采等因素的影響，造成水在縱向上和橫向上不均勻推進，使部分油井過早水淹，造成部分油井不正常出水，致使注水井注水低效循環，油井含水上升，產油量下降，最終影響油田的采收率和油藏的開發效益。

2 主要研究內容

精細注采研究，以注采井組為單元，通過吸水剖面和產液剖面的對比，弄清各小層的注采對應關系和水淹情況。根據不同井網、井點、油層的動用程度和水淹狀況的不同，分析油井出水類型及原因。通過調整地質方案和工藝技術措施，制定不同的堵水措施，控制高含水、高產液井層的產液量，相應提高低含水、低產液井層的產液量，進而有效地控制全油田的產液量增長幅度和綜合含水的上升速度，提高油藏的開發效益。配套工藝技術：

2.1 產液剖面測井技術

產出剖面測井資料是在油井正常生產的條件下獲得的有關油井的信息，采用集流點測的方式，使井內流體流經儀器，測量井筒內不同深度處流體的體積流量，持水率、溫度、壓力、磁定位等參數，進行綜合解釋，得出油井產出剖面結果。

2.2 油井出水類型及原因

注入水、邊水造成的油井出水，由于油層本身的非均質性以及開采方式不當，引起注水及邊水沿高滲透層發生單層突進或指進。

底水造成的油井出水，主要是由于油井生產時采用了不合理的生產制度，在地層中形成了壓力差，破壞了由重力作用建立起來的油水平衡關系，使原來的油水界面在靠近井底時呈錐形升高，發生底水錐進。

外來水造成的油井出水，是油層上部或下部的水層以及來于油層之間的水層中的水由于固井質量不好套管損壞或由于誤射而竄入油井，使油井產水。

2.3 油井堵水技術

油井堵水技術是采用機械方法或化學方法，對產水油井的高產水井段或層段進行臨時性封隔或封堵，從而改善產油井的產液剖面，減少產水量。一般對于外來水或水淹后不再準備生產的水淹層，在搞清出水層位并有可能與油層封隔開時，采用非選擇堵劑堵死出水層位；不具備與油層封隔的地層，采用選擇性堵劑進行封堵。對于同層水，則普通采用選擇性堵劑進行堵水。對于底水，在有條件的情況下采用在井底附近油水界面處建立隔板，以阻止錐進。

3 現場應用情況及效果分析

3.1 現場應用情況

2014年，衛東油田共實施堵水措施5井次，其中選擇性堵水2井次，非選擇性堵水3井次，年累降液20000噸，年累增油1586噸。

3.2 主要做法

一是對高液量高含水的水平井實施選擇性堵水。云2-P 3、云2-P4是兩口電泵井，在堵水措施實施前高液量、高含水，開發效益低下，措施實施后，日降無效液量124噸，日增油5.4噸。年累增油576噸，累降液量16600噸。

二是根據產液剖面資料，對高含水層實施擠堵措施。衛360-51措施前生產層位沙三中3-5、7三下1，日產液30.2噸，日產油1.6噸，含水94.7%，動液面1243米。通過產液剖面資料和動態分析認為沙三中3-5為主要出水層位。于2014年7月1日實施擠堵措施，措施后日產液21.1噸，日產油6.1噸，含水71.1%，動液面1913米。年累降液1800噸，年增油363噸。

三是在封堵高含水層的同時，對有潛力的低產層實施改造挖潛。如衛360-77井生產層位為沙三中3、5，受儲層物性影響，長期低能高含水生產，經過產液剖面資料和動態分析認為沙三中5層系為主出水層，沙三中3為潛力層。于2014年4月12日實施填砂酸化措施，填砂沙三中5高含水層，酸化挖潛沙三中3低產層。措施后日產液量由6.4噸上升到27.8噸，日產油由0.1噸上升到2.1噸/天，含水由98.4%下降到92.3%，動液面由232米下降到1865米。年累增液4423噸，年累增油293噸。

3.3 應用效果分析

通過堵水措施的實施，有效地控制全油田的產液量增長幅度和綜合含水的上升速度。全年油井累計增油1586噸，累計降無效液量20000噸，創造效益392.92萬元。

4 結語

堵水措施能實現產液結構調整，在實現穩油的同時能有效控制無效產水量，是提高油藏開發效益的一項重要措施。在油井施行堵水措施后，普遍呈現出小幅度及短時期的增油效果和大幅度及長時期的降水效果。從經濟效益看，堵水后由減少無效產水量所獲得的經濟效益也是非常可觀的。

[1]《采油工程原理與設計》.北京：石油工業出版社，2006年.

[2]車卓吾.復雜斷塊油田勘探開發中新技術的應用[M].石油工業出版社,2004.