高含水井綜合治理技術研究與實踐

李瑞娜（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

高含水井綜合治理技術研究與實踐

李瑞娜（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

針對大慶油田有限責任公司第七采油廠高含水井地質成因及區(qū)塊特征，在對不同治理措施的可行性進行充分論證的基礎上，結合歷年不同措施的治理效果，確定了高含水井符合條件井優(yōu)先機堵，各種水淹井不提液間抽治理，含水波動井重點治理提液，長期高含水井擇機提液的治理方案。達到增油、節(jié)水、節(jié)電的效果。

高含水 提液 經濟效益

大慶油田第七采油廠位于長垣油田南部，主體油層葡萄花層已投入開發(fā)三十多年，外圍臺肇、葡扶、敖南油田油層條件差，隨老區(qū)長期注水、地層裂縫等因素的影響，高含水井日益增加。因此，急需確定合理高含水井治理措施，使油田保持高效可持續(xù)開發(fā)。

1 高含水井現(xiàn)狀

高含水井的成因從地質條件分主要有：主力油層水淹、多層水淹、裂縫性水淹、見地層水、平面矛盾、油層薄等。根據投產時間將區(qū)塊劃分為老區(qū)與外圍，其中老區(qū)高含水井的主要形成原因是主力油層水淹、多層水淹，外圍區(qū)塊高含水井主要由裂縫性水淹及見地層水造成的。主力油層水淹、平面矛盾造成的高含水井大部分具有接替層，綜合含水波動性大；裂縫性水淹及見地層水造成的高含水井具有投產后短期內即見水且含水長期 100%。從日產液、日產油、沉沒度方面分老區(qū)外圍進行參數(shù)統(tǒng)計，見表1。

表1 全廠高含水情況統(tǒng)計

由表1可以看出老區(qū)高含水井具有產液高、產油高，當含水波動 1%即引起產油 0.26t的變化的特點，老區(qū) 529 口井中日產液小于 5t的僅有 14 口井，以一礦為例長期含水在95%～98%的井有203口平 均 日產液 6140.7t， 日產油 223.2t， 占全礦 產 量的 25.1%；外圍區(qū)塊具有高含水同時低效，外圍日產油大于 0.1t的僅有 121 口井。以作業(yè)區(qū) 為例：目前作業(yè)區(qū)有全日生產高含水 （含水 100%） 井 91口井，日 產 液 176.75t， 日 產 油 0.1t， 綜 合 含 水99.943%，這部分井造成注入水無效循環(huán)，按 2012年 作 業(yè) 區(qū) 噸 液 耗 電 124.45kWh 計 算 ， 日 耗 電 2.2 × 104kWh，按 每 千 瓦 時 電 0.6381 元 計 算 ， 日 花 費1.5896 萬 元 ； 按 噸 液 操 作 成 本 按 69.26 元 /t計 算 ，日 需水處 理費用 1.2234 萬 元；油 價按 3854 元 計算，每天收益 385.4 元，綜合統(tǒng)計消耗電費、水處理費、產油收益每天虧損 2.7744 萬元。全年按 330 d 計算，年累積虧損達 915.55 萬元。

2 高含水治理措施及適應性

2.1堵水的適應性

油井堵水是指在油井控制產出水的一種技術措施。對油井主要產出水的高滲透層（或裂縫）進行封堵，可以提高水的波及系數(shù)，從而提高原油采收率。油井堵水雖然是油田控水的重要措施，但若要保證堵水成功率，實現(xiàn)降水增油，長期有效對選井有著苛刻的要求。要求油井除堵水層外有接替層，層間差異大，機械堵水又要求油井單層厚度較大，一般要求在5m以上，化堵堵水由于較高的成本投入 要 求 單 井剩余油 分 布 較 多[1]。

2.2提液機理

機采提液的機理是通過放大生產壓差，增加驅動壓力梯度，提高水驅油采收率。在高含水期，適當?shù)膶嵤┨嵋捍胧┖?，隨沉沒度下降井底流壓隨之降低。原先因油層壓力較低、層間干擾大而出液能力差甚至不出液的小層，由于降低井底流壓開始出液，達到增加出油厚度，提高產量的目的。因此機采提液適合地層有接替層的油井，對部分主力層水淹 井 也 可在主力 層 堵 水 后 實施提液[2]。

3 措施效果分析

3.1提液效果分析

2011 年綜合含水大于 95%井共實施機采提液403口，對不同含水級別長期高含水井分別進行效果對比。見表2、表3、表4、表5。

表2 含水大于 95%且小于 97%效果統(tǒng)計

表3 含水大于等于 97%且小于98%效果統(tǒng)計

表4 含水大于等于 98%且小于99%效果統(tǒng)計

表5 含水大于等于 99%效果統(tǒng)計

以上四個表可以看出以下幾點：一是隨綜合含水上升，措施有效率、增油比、單井收益均呈下降趨勢；二是在調參費用忽略不計、換泵作業(yè)費按3萬元每口計算，調參井收益要大于換泵收益。部分含水波動井在提液后含水大幅下降以臺 78-斜 80為例 ： 該 井 2006 年 12 月 投 產 ， 日產液 3t，日產油 3t， 2009 年 11 月見水，產液量不變，含水在 10%左右波動，2010年年底綜合含水忽然升高，由 60%上升至96%，沉沒度到井口，后期實施換大泵，隨沉沒度下降，含水隨即下降至 50%左右，目前一直處于60%左右。

長期無效井為 2012 年年初與油藏部門結合，根據采出程度、見水原因確定的無治理價值的井，此類井雖然部分在提液初期有已定增油效果但整體評價此類井確實無提液價值。效果統(tǒng)計見表6。

表6 長期無效井效果統(tǒng)計

3.2堵水效果分析

2011 年實施機械堵水 3 口，平均單井日降液21.3m3， 有 效 期 129d， 累 計 降 液 10681.2m3， 節(jié) 省水處理費用 72.5 萬元。2012 年截至目前已實施機械堵水12口，對比效果 6口，平均單井初期日降水12m3， 日 增 油 2t， 截 至 目 前 累 計 增 油 386t， 累 計降水 4401.8m3。 歷 年 機堵井整體降水 、 增 油 效 果較好。

3.3間抽效果分析

2011年全廠新實施高含水間抽井 11 口，間抽前月 產 液 575t， 月 產 油 11t，生產 天 數(shù) 29.6d， 間抽后月產液 227t，月產油 11t，生產天數(shù) 7.7d，間抽后在月產油基本不變的情況下，月節(jié)電 2.825× 104kWh，節(jié)省水處理費用 2.34 萬元，見到較好的效果。

3.4上提泵掛效果分析

自 2011年 10 月份共實施上提泵掛井 8 口，其中僅有兩口見到了增油效果，其余均只在初期一周內有所增油，目前均已低液面間抽。從增油角度沒有效果，但從節(jié)能角度考慮，在泵掛上提后，平均日可節(jié)能 5.16kWh，有一定的節(jié)能效果。

3.5高含水井降參效果分析

自 2012年 6 月份共實施降低參數(shù) 28 口，對比前后效果其中有10口井在降參后含水下降，見到了增油效果，見表7。

4 幾點認識

1） 對由于裂縫性、地層見水，老區(qū)累積注水強度大、長期注水造成的長期無治理價值高含水、低效井采取間抽、關井治理。

表7 高含水井降參效果統(tǒng)計

2） 對層間差異下有接替層，含水隨沉沒度波動油井及時實施檢泵、隨檢換泵等措施降低沉沒度、放大壓差。

3） 對有接替層、層間差異較大的采油井采取堵水、堵調結合等治理措施。

4） 對長期含水在 95%以上，產油又較高的高含水井依據產量形勢優(yōu)先對相對較低含水井實施提液，并以調參提液為主要措施；當實施換大泵提液時綜合考慮地面、干線、連通水井等多方因素。

[1]雷克林.八面河油田萊 5-4塊中高含水期不同井型提液分析研究[J].石油天然氣學報,2011,33(7):151-154.

[2]達引朋,任雁鵬,楊博麗,等低滲透油藏中高含水油井提高單井產量技術研究與應用[J].石油化工應用.2011, 30(12):48-52.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.003.007

2012-11-15）

李瑞娜，2008年畢業(yè)于大慶石油學院，從事機采井管理工 作 ， E-mail： lrl12389@163.com， 地 址 ： 黑 龍 江 省 大 慶 油 田 有 限責任公司第七采油廠敖包塔作業(yè)區(qū)，163517。