區域出水治理研究

徐貽文

摘要：超稠油油田注蒸汽開采，采出水具有采出量比較大和水質比較復雜以及處理難度比較高等特點，因此也是油田開采過程中的一個比較有難度的工序，針對油田采出水特點，進行難點分析，針對杜84-49-K57和杜84-47-52井因出水導致高含水現象。通過分析出水位置，油層特征，射孔分布，經濟造價等因素選擇機械堵水和化學堵水兩種不同方式，均取得了較好的效果。為此，對兩種堵水方式進行對比，找到其適用范圍，以及選擇條件，為其它同類型的出水井的治理提供借鑒。

關鍵詞：蒸汽開采;采出水;治理

前言

隨著油田的不斷開發，地層中的油逐漸減少，油田常采用注水方式保持油層壓力來提高采油率。在 稠油區，注入高壓蒸汽降低原油粘度，使稠油得到開采。注水或注入蒸汽都會使原油含水率增高，含水原油從油井中開采出來，經過加工將原油中的水分離出來，分離出來的水稱為“ 油田采出水”。對注水地區，油田采出水處理后回注入地層;對稠油熱采區，油田采出水處理后作為熱采鍋爐給水;部分油田采出水必須外排于自然水體。

1、問題分析

1.1 井組區域情況

杜84-49K-57井組開采層位為興隆臺油層，井組共4口直井，分別是杜84-49-K57、杜84-47-52、杜84-47-55及杜84-49-55.其中，杜84-49-K57和杜84-47-52分別是杜84-49-57和杜84-47-53的更新井。井組正常日產油31t，自2001年相繼投產以來，截止目前，已累計采油7.1×104t，累計采水14.35×104t，累計注汽10.65×104t，累積油汽比0.58，油井平均吞吐15周期。其中杜84-47-52因化學藥劑失效，于2018年3月份高含水關井。

1.2區域主要問題

根據連井剖面以及地質構造，分析可得出，興一組底部發育底水，處于杜84-49-k57井組東南方向，此井組處于西部凹陷西斜坡邊緣中部，有底水推進趨勢，易造成此油井出現高含水現象。

杜84-49-K57井于第一生產周期末期即2014年10月末開始出水，出水時日產液18t，日產油0.5t，綜合含水97%，井口溫度50℃.

杜84-47-52井于2016年11月25日開始出水，出水時，日產液量25t，日產油0.2t，綜合含水96%，井口溫度42℃。

1.3出水分析

從杜84-49-K57井生產特征來看，出水期間，油井日產液18噸，日產油0.5噸，含水97%，井口溫度50℃，沉沒度358.1m。杜84-47-52井出水期間，日產液25噸，日產油0.2噸，含水96%，井口溫度42℃，沉沒度569.7m。兩者都表現為高液量、高沉沒度、低溫度的特征。高液量和高液面說明水源具有很充足的供水能力。

1.4水性分析

杜84興隆臺東區塊油井回采水礦化度正常值為1500g/ml左右，通過對杜84-49-K57和杜84-47-52兩油井的回采水進行水性分析，發現兩口井回采水礦化度都在1000g/ml以下，分別為986.5mg/l和922.6mg/l。

我們將其礦化度同興隆臺頂水礦化度進行比較，頂水礦化度一般介于600-1000g/ml之間，杜84-49-k57井和杜84-47-52井礦化度與興隆臺頂水礦化度基本吻合。由此得出，水源并不是來自開采油層內部。

1.5連井剖面分析

根據杜84-49-k57、杜84-47-57和曙1-31-046連井剖面圖可看出，杜84-49-k57生產井段右側下側分別存在水層，分析電測解釋成果，得出曙1-31-046在頂深713.6m與頂深720.3m處各存在水層。根據水性分析986.5mg/L。

得出水源應為開發層系的邊水位置

分析杜84-47-52井，杜84-45-53以及杜84-49-53連井剖面圖，水源共有三處，均有可能。結合水性分析，回采水與興隆臺層頂水礦化度相吻合，因此水源應為開發層系上部的兩個水層處。

2、治理措施

根據出水位置我們將對杜84-49-K57和杜84-47-52這兩口井進行邊水治理。

2.1對杜84-49-K57井治理

杜84-49-K57井生產層段在694.9m-777m，于2014年10月末開始出水，含水率直線上升至90%左右，經綜合分析后，判斷為興Ⅰ組邊水侵入，并在2014年11月30日，施工找水，經打壓測試，套管合格無漏點，并且固井質量較好。

2014年12月12日，我們決定對該井進行雙封隔器卡封關井，用熱水60方反洗井進站，起出井內注汽管柱結構，按設計要求下入機械堵水管柱，最終確定在717.72-719.22m處座封，打壓合格。封堵出水層。杜84-49-K57井機械堵水后，日產油由措施前的0.5噸上升至9.2噸，含水由措施前的97%下降至48%。堵水效果持續時間長，穩定性較好。

2.2對杜84-47-52井治理

杜84-47-52井生產層段在712m～776.8m，于2016年11月25日開始出水。在2016年12月19日、2017年3月23日及2017年4月28日，都對杜84-47-52進行機械堵水，2016年12月27日，進行機械堵水作業，下封隔器于748.59m、777.91m處，2017年3月22日，進行機械堵水作業，下放封隔器于733.39m、734.39m處，2017年4月27日，最后一次進行機械堵水作業，下封隔器于701.26m、733.99m處。機械封堵后，出水情況有所改善，但是，日產油量與日產液量急劇下降，由原來日產油量10t下降至1t左右，出現產能低下情況。含水率仍舊較高。因產量低，堵水效果雖然明顯，但不具有經濟價值，因此在2017年6月17日至6月25日上作業，利用樹脂粉煤灰對其進行化學堵水，措施初期日產油17.9噸，截至生產30天，階段產油380噸，日產液25.2噸，日產油15.3噸，含水55%，效果顯著。于2017年9月份，化學藥劑失效，導致含水上升，高含水關井。

3、措施比較

機械堵水費用較低為1.8萬元，化學堵水費用較高為8萬元。同時機械堵水效果持續時間長，杜84-49-K57自2012年12月份進行機械堵水，見效期持續至2017年10月份，有效期三年左右。化學堵水藥劑有效期比較短。杜84-47-52自2017年7月份進行化學堵水，見效期持續至2017年9月份，隨即又出現高含水現象，有效期僅有兩個月。

4、結論及建議

4.1杜84-49-K57和杜84-47-52井均為興Ⅰ組邊水侵入導致的出水，具有區域相通性。

4.2由于油層特點的不同，兩口井采用了不同的堵水方式，均取得了較好的堵水效果。

4.3 杜84-49-K57井組區域出水井治理對同類型出水治理有借鑒意義。

4.4因為杜84-49-K57井和杜84-47-52井出水情況是一致的，所以我們進行下一步建議，假設杜84-49-K57井由于套管變形等問題無法實施機械堵水措施，可以對其進行化學堵水來治理出水問題。

4.5套管因素，產油層系能力允許的條件下，盡可能選擇機械堵水，經濟成本較低，符合集團公司降本增效的大方向。

（作者單位：遼河油田曙光采油廠）