趙東軍 楊會英 趙軍 張曉東 李照紅

摘要：隨著油田的發(fā)展，層間矛盾變得極為復(fù)雜，注水正常，然油井生產(chǎn)過程中出現(xiàn)液量突增，含水增高，油量下降;同時，射孔段之間套管腐蝕嚴(yán)重，用封隔器進(jìn)行隔采，很難達(dá)到理想目的。若出現(xiàn)水淹油層，生產(chǎn)單位目前沒有有效措施能夠解決。本文以生產(chǎn)單位目前現(xiàn)有機械找水方法找出高含水層，封堵水層，開采油層，達(dá)到增產(chǎn)增效目的，為我廠原油上產(chǎn)提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：試壓;放壓;層間出水;水淹

一、層間出水、水淹井現(xiàn)狀調(diào)查

隨著安塞油田的發(fā)展，采油單位油水井管理過程中，由于各種措施施工影響（包括措施作業(yè)、調(diào)參、間隙開采等），注采不平衡，造成油層竄層、水淹油層、提前見水，由于各層壓力不等，套管壓力升高，在井口壓力控制下，高壓層水流進(jìn)入低壓層油層;迫使低壓油層產(chǎn)液低，有甚者不出油的現(xiàn)象。

二、層間出水、水淹井施工情況

隨著油田生產(chǎn)及開發(fā)，作業(yè)區(qū)和工藝所根據(jù)現(xiàn)場資料及生產(chǎn)資料等各種資料對比，查找存在開采地層矛盾的原因，進(jìn)行了一系列的措施改造，取得了一定的效果。但同時也造成新的問題出現(xiàn)，可能改變原有的地層壓力變化。

1.老井常規(guī)措施影響出水嚴(yán)重

（1）體積壓裂施工影響

體積壓裂的原理是：讓堵漏劑（明膠類）進(jìn)入見水油層水道，在水道內(nèi)固化，在油層井筒附近打入水泥漿，封鎖水道，占有原先油層出水的水道，措施結(jié)束后，油層的剩余原油開采至地面。

安塞油田通過很長一段時間的摸索，油田并非正裝油田，而是存在許多的單砂體油藏，在井網(wǎng)注采過程中，注水井對某些油井地層壓力沒有影響，采油量影響不大，若按照井口采出量與注入量相等，來保持地層壓力，似乎造成某些油井提前見水，而且油井含水率增長速率極快，出現(xiàn)的現(xiàn)象是井口采液量增大，采出油極少，甚至沒有有效對應(yīng)措施，影響產(chǎn)量。

措施施工導(dǎo)致大量的施工液進(jìn)入地層，改變了該地層或單砂體內(nèi)部壓力，也改變了原來的剩余油分布。地層有個可怕的壓力影響，就容易產(chǎn)生裂縫。隨著進(jìn)液量增加，裂縫更加延伸至該位置，造成新的剩余油分布，可能對應(yīng)的幾口采油井提前見水或水淹。

（2）酸化施工影響

某些采油井在維護(hù)過程中，發(fā)現(xiàn)泵筒和尾管中有極細(xì)砂子和水泥漿，而且含水量突然增大，可能由于酸液造成管外水泥流失，油層低滲透砂巖無膠結(jié)物，造成采油井提前見水。

2.間隙開井影響

原本脆弱的地層，能夠在油井生產(chǎn)中維持正常遞減率的范圍內(nèi)生產(chǎn)，但工藝所根據(jù)資料對比，調(diào)整某些井間隙開采。方案不是一次完成，中間要進(jìn)行調(diào)整，所以一段時間的調(diào)整，采油井的采出液量計算較為混亂，注入水不能對應(yīng)跟進(jìn)，造成油層局部壓力變化，改變原來的剩余油分布，原來的資料就不能作為指導(dǎo)性的依據(jù)。隨著時間的延長，見水、出水、水淹井在井口體現(xiàn)較明顯，油井產(chǎn)量遞減率增大，影響收效。

出水危害：1、高壓水層進(jìn)入低壓油層，限制油層出油;2、含水率增大，結(jié)垢、偏磨、結(jié)蠟、油管桿斷脫、穿孔等，影響油井正常生產(chǎn)，減少修井周期;3、竄層、竄槽現(xiàn)象率增加。

分析找出原因，便于下步制定預(yù)防性措施，同時，便于找出簡單有效措施施工，提高產(chǎn)油量。

三、實用機械找水施工

為了探明原因，攻關(guān)小組需要對油井進(jìn)行查找原因。首先選井條件：1、套管高壓井;2、井口采出含水高;3、資料查找近年來含水突變井。經(jīng)過比對，選擇杏67-22井進(jìn)行措施分析。該井套壓2.8Mpa;井口采液為純水;2014年6月產(chǎn)液3.1方，產(chǎn)油2.21方，最低含水15.9%，直至2021年6月將至產(chǎn)液5.22方，產(chǎn)油0.55方，最低含水91.9%，符合含水突變井。

工程設(shè)計油層資料

射孔段：長611-2（1484-1491）;長62（1495-1496.5）;長63（1566.5-1570.5）;

2、鉆具組合

（1）鉆具組合：斜尖+油管+Y211封隔器+油管+短節(jié)+井口+油補距。Y211-114封隔器位置：1553.47m，第一次封隔器位置在長62與長63之間，避開套管接箍，關(guān)井14小時。

3、關(guān)井14小時，油管壓力2.8MPa，油管壓力0.31Mpa，油管放壓，30分鐘后，返出液為清水，液量返出總計7.2m3.根據(jù)油管1000米內(nèi)容積3.01方計算，封隔器1553.47m的油管容積為4.676m3，返出水已經(jīng)是63的水體。取樣，做氯根，數(shù)值為10251mg/L，該層的原始氯根為38962mg/L。關(guān)井2小時，油管壓力恢復(fù)到2.8Mpa。

關(guān)井5小時，套管壓力2.6兆帕，放壓4小時，套管返出液顯示為含油花水，放出量13.1方。根據(jù)油套環(huán)空1000米內(nèi)容積8方計算，封隔器1553.47m的油管容積為12.428m3，返出水已經(jīng)是長611-2和長62的水體。取樣做氯根，數(shù)值為26367mg/L，該層的原始氯根為31792mg/L。關(guān)井10分鐘，套管壓力恢復(fù)到0.28Mpa。

4、上提鉆具，Y211-114封隔器位置1493m;封隔器位置在長611-2與長62之間。

5、關(guān)井5小時，油管壓力2.6MPa，油管壓力0.28MPa，油管放壓長611-2 1小時后，返出液為純油，液量返出總計0.51m3。

6、施工結(jié)論

（1）長63層為注入水，存在水淹事實，無開采價值;

（2）長62為低壓油層，被長63層高壓水抑制，存在進(jìn)水事實不能出油;

（3）長611-2層為高含油層;但也存在長63層高壓水抑制，不能出油。

根據(jù)此次施工結(jié)論，采取橋塞封堵長63層，合采長611-2層和長62層，后期平均每天原油采出量為3.12方。同時，對同類井施工4口，原油采出量增加12.1方/天，取得了較好效果。

四、結(jié)論與建議

1、及時收集油井含水、采出液、原油采出量等數(shù)據(jù)，制定相應(yīng)措施。

2、對應(yīng)的注采井的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，找出原因，實施判斷，制定相應(yīng)措施。

3、學(xué)習(xí)新技術(shù)，從現(xiàn)有技術(shù)中，尋找簡單有效的方法。

參考文獻(xiàn)：

[1]魏發(fā)林等.割縫襯管水平井堵水技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].石油鉆采工藝. 2007（01）.

[2]張群.水平井找水測試技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀與展望[J].油氣田地面工程. 2011（04）.

作者簡介：

趙東軍，男1973年11月出生陜西省咸陽市彬縣，漢族，高級技師，2005年畢業(yè)于華東石油大學(xué)工商管理專業(yè)，現(xiàn)于長慶油田分公司第一采油廠井下作業(yè)大隊工作