復(fù)雜油藏出水防治對策研究

辛偉

摘 要：在油田的開發(fā)過程中，任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，都會導(dǎo)致采油工程無法順利進(jìn)行，因此，對問題的防治顯得萬為重要。曙一區(qū)超稠油位于遼河斷陷西斜坡的中段，構(gòu)造形態(tài)為東北走向傾向南東的單斜構(gòu)造，沉積特征包含水下扇重力流沉積、湖盆邊緣淺水扇三角洲沉積兩種類型?？傮w上從構(gòu)造高部位向低部位物性變差，與杜84主力區(qū)塊對比，互層狀超稠油油藏油層厚度變薄、儲層物性變差。該文在對遼河油田曙一區(qū)興隆臺油層出水特點(diǎn)進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，提出了相關(guān)的防治對策。

關(guān)鍵詞：超稠油 曙一區(qū) 出水 防治

中圖分類號：TE3 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）03（a）-0092-01

1 概況

曙一區(qū)超稠油3/5儲量為互層狀油藏，自2003年以來，其開發(fā)方式多采用蒸汽吞吐來實(shí)現(xiàn)，目前已到達(dá)開發(fā)中期的穩(wěn)產(chǎn)階段。然而，影響油藏整體開發(fā)水平的首要因素在于出水井多。油井出水后除造成單井不能正常生產(chǎn)外，還易造成局部采空區(qū)域水淹，這對油藏的后續(xù)開發(fā)極為不利。以興隆臺超稠油出水井為例，其多以單井點(diǎn)出水為主，平面分布沒有規(guī)律性。它幾乎涵蓋了曙一區(qū)所有區(qū)塊，出水嚴(yán)重的區(qū)域主要包括杜84塊興隆臺油層中部和東西邊部、杜813興隆臺油層中部和南部、杜80塊興隆臺油層南部和杜84-杜212斷塊區(qū)的曙1-27-454井區(qū)、杜212井區(qū)局部區(qū)域。此外，興隆臺超稠油出水井多以單井點(diǎn)出水為主，平面分布沒有規(guī)律性，由于本區(qū)油藏油水關(guān)系復(fù)雜，分布有邊、頂、底水和夾層水，按照出水水源的不同，曙一區(qū)超稠油油井出水可分為頂水下竄、底水上竄、邊水入侵、解釋油層出水（夾層水）等類型。

2 油井出水的防治對策

2.1 出水井的預(yù)防

2.1.1 套管先期保護(hù)技術(shù)

油井套壞是導(dǎo)致油井出水的直接原因，要減少套壞的發(fā)生及降低套壞對生產(chǎn)的影響，應(yīng)充分采用預(yù)應(yīng)力完井技術(shù)、高抗擠毀強(qiáng)度套管技術(shù)、熱力補(bǔ)償器技術(shù)等。

（1）預(yù)應(yīng)力完井技術(shù)。在套管下入井眼后給套管一個初始應(yīng)力，使注蒸汽過程中套管產(chǎn)生的過大熱應(yīng)力被抵消，這就是預(yù)應(yīng)力完井技術(shù)的基本原理。20世紀(jì)80年代中期該技術(shù)在遼河油田開始實(shí)施，兩凝水泥提拉預(yù)應(yīng)力及空心地錨提拉預(yù)應(yīng)力等技術(shù)也得到了成功應(yīng)用。在實(shí)踐中，一次地錨預(yù)應(yīng)力完井技術(shù)是目前應(yīng)用較多的。

（2）熱力補(bǔ)償器技術(shù)。熱力補(bǔ)償器是能對套管在熱應(yīng)力作用下的微量伸縮進(jìn)行補(bǔ)償?shù)囊环N機(jī)械裝置，完井時加裝在油層上部的一定位置上，上下端與套管一塊連上，同時在固井時封固起來。從取得的效果看來，熱力補(bǔ)償器實(shí)施后，熱應(yīng)力對套管的損壞作用緩解明顯，套管損壞率有10%以上的下降，套損時間有0.6個周期的推遲。

（3）高抗擠毀強(qiáng)度套管技術(shù)。遼河油田試驗(yàn)用127彈和1m彈，對TP120TH套管的接箍和管體進(jìn)行了水泥靶和鋼靶的射孔試驗(yàn)，結(jié)果表明，TP120TH套管的射孔性能符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

在套管選擇上，通過對比研究和現(xiàn)場實(shí)踐，油層段實(shí)施外加厚套管TP120TH，上部組合方式采用TP100H。在遼河油田超稠油工作中應(yīng)用，其實(shí)際實(shí)施68口，最高吞吐周期上升到9周期，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出以往的平均值，其中套壞井只有3口，實(shí)現(xiàn)了4.4%的低套壞率，效果頗為顯著。

以上三種預(yù)防出水井的應(yīng)用技術(shù)均已獲得較好的效果，可在實(shí)際應(yīng)用中根據(jù)油井的不同狀況和施工環(huán)境加以適當(dāng)選擇。

2.1.2 提高熱采井固井質(zhì)量技術(shù)

提高水泥強(qiáng)度，是熱采井固井質(zhì)量提高的前提。在高溫下，注蒸汽井套管產(chǎn)生熱應(yīng)力，同時，水泥環(huán)因溫度的影響而產(chǎn)生拉伸、壓縮應(yīng)力，固井質(zhì)量要是很差，水泥環(huán)破壞后，套管損壞就很容易發(fā)生。因此，正確的做法是：（1）通過加砂水泥漿體系，使水泥環(huán)的抗高溫衰減性，以及水泥環(huán)與套管的膠結(jié)強(qiáng)度得到增強(qiáng)；（2）提高水泥漿的頂替效率，確保固井質(zhì)量，增加水泥石對套管的約束。在超稠油井中以下兩點(diǎn)要保證：首先，高溫穩(wěn)定劑要選用硅砂，水泥石抗壓強(qiáng)度不低于10MPa（72h），通過高溫（270℃）養(yǎng)護(hù)48h強(qiáng)度至少要達(dá)到20MPa，耐高溫低密度水泥漿要在低壓易漏油井中使用。其次，水泥返高應(yīng)達(dá)到井口。

2.1.3 射孔時采取避射措施

曙一區(qū)興隆臺油藏興Ⅰ上，以及興Ⅰ和興Ⅱ間隔層較薄，部分井因固井質(zhì)量差，在經(jīng)過蒸汽吞吐后，極易造成竄槽出水。為保證油井生產(chǎn)效果，提高油井吞吐周期，在油井投產(chǎn)射孔時，在制定射孔方案時，對興Ⅰ組油層實(shí)施避射措施，保證油層射孔段與頂水距離在15m以上，確保新井投產(chǎn)后獲得較高產(chǎn)能。

2.2 出水井治理

2.2.1 注（擠）灰封堵堵水

對出水層具有封層后基本無竄槽、水淹等風(fēng)險(xiǎn)的油井，實(shí)施注灰堵水。對出水層具有封層后仍具有竄槽、水淹等風(fēng)險(xiǎn)的油井，實(shí)施擠灰堵水。此外，諸如因油藏認(rèn)識問題，對誤射開水層或避射底水厚度不夠的油井出水問題，則采用擠灰堵水或封層堵水的方式。

2.2.2 機(jī)械堵水工藝

超稠油開發(fā)過程中需要攻克的另一個問題是因管外竄槽原因引起出水問題。那么，對因套管漏點(diǎn)原因出水油井，可采取機(jī)械堵水方式進(jìn)行治理。對區(qū)域油水關(guān)系復(fù)雜的，可采用機(jī)械找堵水一體化管柱對油水發(fā)育狀況進(jìn)行認(rèn)識分析；對油井射孔井段以上的出水，Y111型封隔器和Y221型封隔器是目前實(shí)現(xiàn)堵水施工常用的機(jī)械堵水工藝管柱，以此達(dá)到封堵熱力補(bǔ)償器和套管漏失的目的。超稠油摻稀油降粘生產(chǎn)要是在堵水后仍無法實(shí)現(xiàn)，就要下空心桿，通過電加熱實(shí)現(xiàn)繼續(xù)生產(chǎn)，但此做法會導(dǎo)致采油成本提高，并無法進(jìn)行洗井、測試等輔助生產(chǎn)。所以，對可摻洗式機(jī)械堵水采油工藝技術(shù)進(jìn)行研究，將雙層管柱結(jié)構(gòu)運(yùn)用在堵水段，堵水后，油套環(huán)空出水段上下連通仍可實(shí)現(xiàn)，這樣無法摻稀油降粘生產(chǎn)、洗井等問題的傳統(tǒng)機(jī)械堵水方式就可以很好地解決了。

2.2.3 套變井機(jī)械堵水技術(shù)

縮徑、套管輕微變形的油井適合用該技術(shù)，施工前確保Ф142mm通井規(guī)能順暢通過套變段，以防卡井。套變井機(jī)械堵水管柱選用小直徑Y(jié)341和Y211兩種封隔器組合，其中Y211封隔器下至套變段以上起錨定作用；Y341封隔器下至套變段以下封堵出水點(diǎn)。解決了套變井無法實(shí)施機(jī)械堵水的難題，延長了套變井的生產(chǎn)時間。

以上介紹的各項(xiàng)堵水技術(shù)，是近年來現(xiàn)場應(yīng)用效果最為明顯的幾種。數(shù)據(jù)表明，其綜合堵水次數(shù)超過180次，成功率高達(dá)81.25%，增油效果顯而易見。

3 結(jié)語

綜上分析可得出結(jié)論：首先，互層狀超稠油油藏特征及油水分布規(guī)律決定了油井出水的類型；其次，預(yù)防油井出水應(yīng)抓好鉆完井-射孔各個環(huán)節(jié)，預(yù)防套管損壞、提高固井質(zhì)量和增加避射厚度以此預(yù)防油井出水；最后，針對不同油藏、不同的出水類型，形成了擠灰堵水、機(jī)械堵水、大修堵水等均可獲得較好的效果。

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