區(qū)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(zhì)比較復(fù)雜以及處理難度比較高等特點(diǎn)，因此也是油田開采過程中的一個(gè)比較有難度的工序，針對油田采出水特點(diǎn)，進(jìn)行難點(diǎn)分析，針對杜84-49-K57和杜84-47-52井因出水導(dǎo)致高含水現(xiàn)象。通過分析出水位置，油層特征，射孔分布，經(jīng)濟(jì)造價(jià)等因素選擇機(jī)械堵水和化學(xué)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(jìn)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(guān)鍵詞：蒸汽開采;采出水;治理

前言

隨著油田的不斷開發(fā)，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(qū)，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(huì)使原油含水率增高，含水原油從油井中開采出來，經(jīng)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(qū)，油田采出水處理后回注入地層;對稠油熱采區(qū)，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(qū)域情況

杜84-49K-57井組開采層位為興隆臺(tái)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(chǎn)油31t，自2001年相繼投產(chǎn)以來，截止目前，已累計(jì)采油7.1×104t，累計(jì)采水14.35×104t，累計(jì)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(xué)藥劑失效，于2018年3月份高含水關(guān)井。

1.2區(qū)域主要問題

根據(jù)連井剖面以及地質(zhì)構(gòu)造，分析可得出，興一組底部發(fā)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(jìn)趨勢，易造成此油井出現(xiàn)高含水現(xiàn)象。

杜84-49-K57井于第一生產(chǎn)周期末期即2014年10月末開始出水，出水時(shí)日產(chǎn)液18t，日產(chǎn)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(shí)，日產(chǎn)液量25t，日產(chǎn)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(chǎn)特征來看，出水期間，油井日產(chǎn)液18噸，日產(chǎn)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(chǎn)液25噸，日產(chǎn)油0.2噸，含水96%，井口溫度42℃，沉沒度569.7m。兩者都表現(xiàn)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(tái)東區(qū)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(jìn)行水性分析，發(fā)現(xiàn)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(tái)頂水礦化度進(jìn)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(tái)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(nèi)部。

1.5連井剖面分析

根據(jù)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(chǎn)井段右側(cè)下側(cè)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(jù)水性分析986.5mg/L。

得出水源應(yīng)為開發(fā)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(jié)合水性分析，回采水與興隆臺(tái)層頂水礦化度相吻合，因此水源應(yīng)為開發(fā)層系上部的兩個(gè)水層處。

2、治理措施

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

2.1對杜84-49-K57井治理

杜84-49-K57井生產(chǎn)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(jīng)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(jīng)打壓測試，套管合格無漏點(diǎn)，并且固井質(zhì)量較好。

2014年12月12日，我們決定對該井進(jìn)行雙封隔器卡封關(guān)井，用熱水60方反洗井進(jìn)站，起出井內(nèi)注汽管柱結(jié)構(gòu)，按設(shè)計(jì)要求下入機(jī)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(jī)械堵水后，日產(chǎn)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(xù)時(shí)間長，穩(wěn)定性較好。

2.2對杜84-47-52井治理

杜84-47-52井生產(chǎn)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(jìn)行機(jī)械堵水，2016年12月27日，進(jìn)行機(jī)械堵水作業(yè)，下封隔器于748.59m、777.91m處，2017年3月22日，進(jìn)行機(jī)械堵水作業(yè)，下放封隔器于733.39m、734.39m處，2017年4月27日，最后一次進(jìn)行機(jī)械堵水作業(yè)，下封隔器于701.26m、733.99m處。機(jī)械封堵后，出水情況有所改善，但是，日產(chǎn)油量與日產(chǎn)液量急劇下降，由原來日產(chǎn)油量10t下降至1t左右，出現(xiàn)產(chǎn)能低下情況。含水率仍舊較高。因產(chǎn)量低，堵水效果雖然明顯，但不具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值，因此在2017年6月17日至6月25日上作業(yè)，利用樹脂粉煤灰對其進(jìn)行化學(xué)堵水，措施初期日產(chǎn)油17.9噸，截至生產(chǎn)30天，階段產(chǎn)油380噸，日產(chǎn)液25.2噸，日產(chǎn)油15.3噸，含水55%，效果顯著。于2017年9月份，化學(xué)藥劑失效，導(dǎo)致含水上升，高含水關(guān)井。

3、措施比較

機(jī)械堵水費(fèi)用較低為1.8萬元，化學(xué)堵水費(fèi)用較高為8萬元。同時(shí)機(jī)械堵水效果持續(xù)時(shí)間長，杜84-49-K57自2012年12月份進(jìn)行機(jī)械堵水，見效期持續(xù)至2017年10月份，有效期三年左右?；瘜W(xué)堵水藥劑有效期比較短。杜84-47-52自2017年7月份進(jìn)行化學(xué)堵水，見效期持續(xù)至2017年9月份，隨即又出現(xiàn)高含水現(xiàn)象，有效期僅有兩個(gè)月。

4、結(jié)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(dǎo)致的出水，具有區(qū)域相通性。

4.2由于油層特點(diǎn)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(qū)域出水井治理對同類型出水治理有借鑒意義。

4.4因?yàn)槎?4-49-K57井和杜84-47-52井出水情況是一致的，所以我們進(jìn)行下一步建議，假設(shè)杜84-49-K57井由于套管變形等問題無法實(shí)施機(jī)械堵水措施，可以對其進(jìn)行化學(xué)堵水來治理出水問題。

4.5套管因素，產(chǎn)油層系能力允許的條件下，盡可能選擇機(jī)械堵水，經(jīng)濟(jì)成本較低，符合集團(tuán)公司降本增效的大方向。

（作者單位：遼河油田曙光采油廠）