徐姚颖

摘 要：油井出水成为影响杜813兴隆台区块开发的主要矛盾之一，通过对其主要矛盾的影响因素进行系统分析，并制定相应的治理技术研究，以期达到恢复出水井产能，为我厂超稠油的后续开发做努力。

1.地质概况

曙光油田杜813块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一区南部。区块北接杜84块，西邻杜212块，东与杜80 块相接。区块开发目的层为兴隆台油层，含油面积2.22km2，地质储量1712×104t ，标定采收率19.1%，可采储量327×104t 。杜813块沙一、二段兴隆台油层埋藏深度在765～920m，含油井段长46-105m。兴Ⅰ～Ⅳ组油层有效厚度平均27.7m。储层孔隙度平均为32.4%，渗透率平均为1664×10-3μm2。上报石油地质储量为2568×104t，含油面积4.6km2。原油物性属超稠油，原油密度（20℃）1.0098g /cm3，原油粘度（50℃）165405mPa.s。

2.开发现状

截止2018年底，杜813兴隆台总井数316口，开井数为216口，日产液2726t/d，日产油678t/d，综合含水75% 。累计采油370.7297×104t，累计注汽1044.6196×104t，累计油汽比0.35，回采水率80%。平均吞吐周期为18.5，平均地层压力1.7Mpa。

3、出水井分布

杜813兴隆台出水井多发生在采注比较低的南部区域。共有78口井有过出水历史，多为单井点出水零星分布。近几年来，超稠油每年新增套坏出水井均在5口井以上，年影响产量3500-5000吨。目前油井316口，出水63口占20%。其中因套坏无法生产的有15口，出水井中油层底部出水的有6口，管外窜槽出水8口，套管有漏点的有22口，汽窜影响12口。

4、出水类型

按照出水水源的不同，超稠油油井出水可分为顶水下窜、底水上窜、管外窜槽等类型。

5.对策实施

5.1增加射孔避设射厚度

杜813兴隆台油藏隔夹层薄，在经过蒸汽吞吐后，极易造成窜槽出水，为保证油井生产效果，提高油井吞吐周期，在油井投产射孔时，对顶、底水实施避射措施，增加射孔避射厚度，目的是防止或延缓发生窜槽出水，统计规律表明，避射厚度小于5m，出水概率达到41.7%，避射厚度大于10m以上，窜槽概率大幅度下降。

5.2优化运行安排与措施相结合，抑制汽窜

结合区域油藏特征、汽窜特征及井位因素，将杜813块按水平井划分井组，根据井组内油井生产情况，选择最佳注汽时机，结合集团注汽、轮替注汽等多种组合方式，优化注汽过程，有序合理安排注汽运行。同时实施相应的配套工艺措施，如选配注、投球选注、调剖、暂堵等措施，减少油井汽窜发生，缩短油井排水期及水窜的影响时间。

5.3优化措施安排，确保堵水效果

直井堵水方式：

常规机械堵水：针对于（套管为Φ177.8mm、Φ139.5mm、Φ127mm）油层上部漏点不明确的出水油井或侧钻井悬挂器位置出水的井。

可掺洗式机械堵水：要求井况好，不能有套变，油井出水原因分析明确。堵水后仍需要掺稀油降粘生产，油层上部出水且出水点明确的出水井。

综合堵水：针对管外窜槽的油井，通过在水层进行射孔后，对水层实施挤灰处理，进而封堵出水部位，达到治理出水井的目的 。

大修内衬堵水：主要针对油井套坏严重导致出水的情况，在原套管内下入小套管，然后重新固井。

杜813-41-44井在2018年5月后含水上升。2018年6月实施机械堵水后，恢复正常生产，阶段增油491t。目前日产液24.1t，日产油8.5t，综合含水64.6%。

水平井堵水方式：

根据水平井井况及出水位置，我们采用水平井化学分段堵水和水平井多段塞复合堵水两种堵水工艺，实现对水平井出水段的有效封堵。

化学分段堵水技术特点：井况好，出水位置明确，施工周期短，成本低；

多段塞复合堵水技术特点：井况要求低，出水位置不明或多点出水施工周期长，成本高。

杜813-兴平2为例，通过实施多段塞化学堵水技术，效果明显改善。周期产油4314t，平均日产油11.9t，油汽比1.44，目前日产油10.7吨。

2018年共实施机械堵水8井次，大修堵水6井次，挤灰堵水2井次，化学堵水1井次，优化运行35井次，优化措施17井次，增油1.71万吨，出水率降低为14%。

6.结论

（1）杜813互层状超稠油油藏油水关系复杂，研究油水分布规律，分清油井出水的影响因素，是制定油井防治对策的前提。

（2）预防油井出水应抓好钻完井-射孔各个环节，增加避射厚度是预防油井出水的重要手段。

（3）针对不同的出水类型，形成了挤灰堵水、机械堵水、管外封窜、大修堵水等一系列堵水技术，现场应用效果良好。

參考文献：

[1]刘洋.超稠油机械堵水新工艺[J].石油勘探与开发，1998，25（5）

[2] 王新.超稠油改性水泥封堵底水技术研究[J].大庆石油学院学报，2006，30（5）