營13東二熱采水平井堵水技術應用

董睿

（中國石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營257094）

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營13東二熱采水平井堵水技術應用

董睿

（中國石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營257094）

東辛營13東二段油藏低效水驅轉熱采開發以來，累積注汽2.8×104t，累計增油6.1×104t，累積油汽比2.18，熱采開發整體效果理想。但隨著開發深入，有部分熱采水平井出現含水上升快、高含水等問題。為此，研究該區塊含水上升規律，把握堵水時機，對比分析并綜合應用堵水技術，降低含水率，成為現實需求，營13平12井第一輪注汽后，含水由60%很快上升至97.3%，研究分析并應用堵水技術后，進行了第二輪注汽，開井后含水從97.3%降至64.7%，一舉扭轉了該井含水不斷上升的趨勢，實踐證明，對于含水上升快、高含水熱采水平井，采取堵水技術措施，可有效降低含水并控制含水上升速度，提高熱采水平井開發效果。

熱采水平井；高含水；堵水

營13斷塊東二段油藏位于東辛油田東營穹窿背斜核部，油藏埋深1 460m～1 700m，含油面積3.8 km2，地質儲量439×104t。2011年，對營13斷塊東二段油藏實施低效水驅轉熱采開發工程，先后對該塊22口熱采水平井進行蒸汽吞吐施工［1-4］，目前開井19口，日產液578.7 t，日產油89.3 t，累積注汽2.8×104t，累計增油6.1×104t，累積油汽比2.18，熱采開發整體效果理想。

但有部分熱采井，受油藏地質和水平井井身結構等因素影響，投產后油井很快就高含水，為此，有必要分析并把握熱采水平井的含水上升規律，在此基礎上合理設計堵水措施，提高熱采水平井開發效率。

1　東辛熱采水平井含水上升規律及堵水技術

1.1東辛熱采水平井含水上升規律

除去油藏邊底水（油井距離邊底水近導致水竄）、鄰井高含水及水平井井身軌跡（進入或接近水層）等直接影響外，熱采水平井含水上升規律與油井生產時間、采液強度有一定影響。

1.1.1油井開井時間正常開發的熱采水平井，開井初期，油井產液含水變化較大，開井生產約20 d～30 d后，含水降至最低，隨后含水呈上升趨勢。約180 d后，油井含水上升趨勢趨緩，油井含水基本保持穩定，大多數井含水穩定在70%左右。

1.1.2采液強度為提高熱采開發效果，2012年9月在營13平10井，通過調低沖次，降低采液強度，控制熱采水平井含水上升速度，現場應用取得一定成功，但隨著生產時間的延長，水平井含水仍呈上升趨勢（見圖1）。營13平10井2012.9.15將沖次從1.9降至1.2，日產液從28 m3降至18 m3，調參后，含水趨于穩定，出現小幅下降，至2013年初，該井含水重新呈上升趨勢。

綜上分析，根據東辛熱采水平井含水上升規律，當油井含水超過70%時并呈繼續上升趨勢時，采取降低采液強度的方法只能短期控制含水上升，需進一步采取堵水措施。

圖1　營13平10井開發曲線

1.2熱采水平井堵水技術

根據堵劑堵水作用機理及特點分類，目前應用于熱采水平井堵水技術主要有以下三類（見表1）。

2　東辛熱采水平井堵水技術應用

營13平12井于2011年10月29日熱采新投，2011年11月7日產油量達到峰值，含水降至最低，日產液量29.7 t，日產油量17.7 t，含水40.3%。到2014年4月3日，日產液量48 t，日產油1.2 t，含水97.3%，已處于高含水階段，第一周期累計產液量31 892.8 t，累計產油量2 568.6 t，該井物性參數（見表2）。

2.1高含水分析

營13平12井距離邊水175 m，鄰井為營13-37井。營13平12井注汽后營13-37井的含水由96.6%下降至84.1%，2012年5月17日營13-37停井，營13平12井含水下降8.3%，分析認為營13平12井含水上升是由于營13-37井生產時引起邊水推進，致使該井含水上升速度較快。

2.2微溫差找水

表1　堵水技術對比表

表2　營13-平12井油層物性

圖2　營13-平12井第二輪注汽前水平段微溫差測試

水平井微差井溫測試系統主要由新型電容式含水測試單元、0.5 m間隔的多點高精度微差測溫單元、測壓單元、大容量數據采集存儲記錄單元組成，注汽前采用微差井溫及含水測試儀可監測油層段內微小溫度變化、判別出水層段位置。

圖3　營13-平12井第二輪堵水轉周施工管柱

從營13平12井第2輪注汽前（2014.6.10）的溫壓測試曲線（見圖2）來看，1 790m和1 855 m溫度較低，為兩個出水點。設計封隔器（1 815m）封住1 855 m出水點，對1 790m處堵水注汽（見圖3）。

2.3熱固、凝膠堵水、轉周注汽

根據該井流體通道體積大小和現場施工經驗，確定本井采用復合堵劑施工：依次正擠注入高溫凝膠堵劑300 m3、熱固型堵劑100 m3，堵劑注入完后，用10 m3油田合格熱污水從油管正頂替擠入，再用10m3熱污水從油套環空頂替擠入（見圖4）。

之后轉周注汽1 500 t，通過井筒取樣測試和井下高溫四參數測量儀，監測沿程干度變化情況，優化注汽施工參數，確保注汽效果。

該井分段（井口、400m、800m）取樣測試干度與井深成線性關系，井筒干度下降幅度約2%/100m，營13平12井垂深1 500 m油層蒸汽干度為28%（見圖5），注汽效果好。

2.4堵水效果評價

營13平12井第2輪注汽后生產，初期日產液19.5 t，日產油6.8 t，含水64.7%，較措施前含水下降32.6%（見圖6），第2周期至今生產634 d，累計產油740 t。

圖4　營13-平12井第二輪堵水施工曲線

圖5　營13-平12井第二輪注汽沿程分段取樣測試干度

圖6　營13平12井堵水轉周前后效果對比曲線

圖7　營13-平12井水平段微溫差測試對比

通過第二輪注汽后水平段微溫差監測顯示，曲線恢復至該井新投第一輪注汽時走勢（見圖7），封堵水竄效果良好。

3　結論

（1）熱采水平井堵水技術對遇到水竄、汽竄、含水上升快的油井能起到很好的降水、增油、封竄效果。

（2）根據井況，綜合分析優選堵劑綜合配套施工，會獲得較好的堵水效果。

（3）微溫差找水、分段取樣測試干度這些技術手段有力確保熱采水平井堵水施工堵得準、注的好。

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［7］劉文章.熱采稠油油藏開發模式［M］.北京：石油工業出版社，1998.

W ater p lugging technical app lication of therm al production horizontalwell for Ying 13 east two reservoir

DONG Rui
（Dongxin Oil Production Plant，Sinopec ShengliOilfield Branch，Dongying Shandong 257094，China）

Since Ying 13 east two reservoir of dongxin oil production plant turn inefficient water flooding to thermal recovery，cumulative steam injection 2.8×104t，cumulative oil 6.1× 104t，cumulative oil steam ratio of 2.18，the overall effect of the thermal recovery is ideal.But with the further development，there are some thermal horizontalwells，its containing water rises fast，high water and other issues appear，therefore，research on the regular pattern of containing water raise of block，grasp the water shutoff time，comparative analysis and comprehensive application of water plugging technology，lower contenting water，become a reality demand，after the first steam injection cycle of Y13P12 well，the water content soon rose to 97.3%from 60%，at the end of research and analysis of water shutoff technology application，conducted second rounds of steam injection，the contenting water of Y13P12 well declined from 97.3%to 64.7%，reversed the well water rising trend，practice has proved that for the water rose quickly and high water thermal recovery horizontal well，take water plug－ging technology measures can effectively reduce the containing water and control the rising speed ofwater content，improve the development effect of the thermal horizontalwell recovery.

thermal production horizontalwell；high contentingwater；water plugging

TE358.3

A

1673-5285（2016）07-0018-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.005

2016－05-30

董睿，男（1983-），工程師，畢業于山東科技大學熱能與動力工程專業，現從事三次采油工藝研究與應用工作，郵箱：drgreat@163.com。