董睿

（中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營(yíng)257094）

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營(yíng)13東二熱采水平井堵水技術(shù)應(yīng)用

董睿

（中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營(yíng)257094）

東辛營(yíng)13東二段油藏低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采開發(fā)以來(lái)，累積注汽2.8×104t，累計(jì)增油6.1×104t，累積油汽比2.18，熱采開發(fā)整體效果理想。但隨著開發(fā)深入，有部分熱采水平井出現(xiàn)含水上升快、高含水等問(wèn)題。為此，研究該區(qū)塊含水上升規(guī)律，把握堵水時(shí)機(jī)，對(duì)比分析并綜合應(yīng)用堵水技術(shù)，降低含水率，成為現(xiàn)實(shí)需求，營(yíng)13平12井第一輪注汽后，含水由60%很快上升至97.3%，研究分析并應(yīng)用堵水技術(shù)后，進(jìn)行了第二輪注汽，開井后含水從97.3%降至64.7%，一舉扭轉(zhuǎn)了該井含水不斷上升的趨勢(shì)，實(shí)踐證明，對(duì)于含水上升快、高含水熱采水平井，采取堵水技術(shù)措施，可有效降低含水并控制含水上升速度，提高熱采水平井開發(fā)效果。

熱采水平井；高含水；堵水

營(yíng)13斷塊東二段油藏位于東辛油田東營(yíng)穹窿背斜核部，油藏埋深1 460m～1 700m，含油面積3.8 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量439×104t。2011年，對(duì)營(yíng)13斷塊東二段油藏實(shí)施低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采開發(fā)工程，先后對(duì)該塊22口熱采水平井進(jìn)行蒸汽吞吐施工［1-4］，目前開井19口，日產(chǎn)液578.7 t，日產(chǎn)油89.3 t，累積注汽2.8×104t，累計(jì)增油6.1×104t，累積油汽比2.18，熱采開發(fā)整體效果理想。

但有部分熱采井，受油藏地質(zhì)和水平井井身結(jié)構(gòu)等因素影響，投產(chǎn)后油井很快就高含水，為此，有必要分析并把握熱采水平井的含水上升規(guī)律，在此基礎(chǔ)上合理設(shè)計(jì)堵水措施，提高熱采水平井開發(fā)效率。

1　東辛熱采水平井含水上升規(guī)律及堵水技術(shù)

1.1東辛熱采水平井含水上升規(guī)律

除去油藏邊底水（油井距離邊底水近導(dǎo)致水竄）、鄰井高含水及水平井井身軌跡（進(jìn)入或接近水層）等直接影響外，熱采水平井含水上升規(guī)律與油井生產(chǎn)時(shí)間、采液強(qiáng)度有一定影響。

1.1.1油井開井時(shí)間正常開發(fā)的熱采水平井，開井初期，油井產(chǎn)液含水變化較大，開井生產(chǎn)約20 d～30 d后，含水降至最低，隨后含水呈上升趨勢(shì)。約180 d后，油井含水上升趨勢(shì)趨緩，油井含水基本保持穩(wěn)定，大多數(shù)井含水穩(wěn)定在70%左右。

1.1.2采液強(qiáng)度為提高熱采開發(fā)效果，2012年9月在營(yíng)13平10井，通過(guò)調(diào)低沖次，降低采液強(qiáng)度，控制熱采水平井含水上升速度，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得一定成功，但隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，水平井含水仍呈上升趨勢(shì)（見(jiàn)圖1）。營(yíng)13平10井2012.9.15將沖次從1.9降至1.2，日產(chǎn)液從28 m3降至18 m3，調(diào)參后，含水趨于穩(wěn)定，出現(xiàn)小幅下降，至2013年初，該井含水重新呈上升趨勢(shì)。

綜上分析，根據(jù)東辛熱采水平井含水上升規(guī)律，當(dāng)油井含水超過(guò)70%時(shí)并呈繼續(xù)上升趨勢(shì)時(shí)，采取降低采液強(qiáng)度的方法只能短期控制含水上升，需進(jìn)一步采取堵水措施。

圖1　營(yíng)13平10井開發(fā)曲線

1.2熱采水平井堵水技術(shù)

根據(jù)堵劑堵水作用機(jī)理及特點(diǎn)分類，目前應(yīng)用于熱采水平井堵水技術(shù)主要有以下三類（見(jiàn)表1）。

2　東辛熱采水平井堵水技術(shù)應(yīng)用

營(yíng)13平12井于2011年10月29日熱采新投，2011年11月7日產(chǎn)油量達(dá)到峰值，含水降至最低，日產(chǎn)液量29.7 t，日產(chǎn)油量17.7 t，含水40.3%。到2014年4月3日，日產(chǎn)液量48 t，日產(chǎn)油1.2 t，含水97.3%，已處于高含水階段，第一周期累計(jì)產(chǎn)液量31 892.8 t，累計(jì)產(chǎn)油量2 568.6 t，該井物性參數(shù)（見(jiàn)表2）。

2.1高含水分析

營(yíng)13平12井距離邊水175 m，鄰井為營(yíng)13-37井。營(yíng)13平12井注汽后營(yíng)13-37井的含水由96.6%下降至84.1%，2012年5月17日營(yíng)13-37停井，營(yíng)13平12井含水下降8.3%，分析認(rèn)為營(yíng)13平12井含水上升是由于營(yíng)13-37井生產(chǎn)時(shí)引起邊水推進(jìn)，致使該井含水上升速度較快。

2.2微溫差找水

表1　堵水技術(shù)對(duì)比表

表2　營(yíng)13-平12井油層物性

圖2　營(yíng)13-平12井第二輪注汽前水平段微溫差測(cè)試

水平井微差井溫測(cè)試系統(tǒng)主要由新型電容式含水測(cè)試單元、0.5 m間隔的多點(diǎn)高精度微差測(cè)溫單元、測(cè)壓?jiǎn)卧?、大容量?shù)據(jù)采集存儲(chǔ)記錄單元組成，注汽前采用微差井溫及含水測(cè)試儀可監(jiān)測(cè)油層段內(nèi)微小溫度變化、判別出水層段位置。

圖3　營(yíng)13-平12井第二輪堵水轉(zhuǎn)周施工管柱

從營(yíng)13平12井第2輪注汽前（2014.6.10）的溫壓測(cè)試曲線（見(jiàn)圖2）來(lái)看，1 790m和1 855 m溫度較低，為兩個(gè)出水點(diǎn)。設(shè)計(jì)封隔器（1 815m）封住1 855 m出水點(diǎn)，對(duì)1 790m處堵水注汽（見(jiàn)圖3）。

2.3熱固、凝膠堵水、轉(zhuǎn)周注汽

根據(jù)該井流體通道體積大小和現(xiàn)場(chǎng)施工經(jīng)驗(yàn)，確定本井采用復(fù)合堵劑施工：依次正擠注入高溫凝膠堵劑300 m3、熱固型堵劑100 m3，堵劑注入完后，用10 m3油田合格熱污水從油管正頂替擠入，再用10m3熱污水從油套環(huán)空頂替擠入（見(jiàn)圖4）。

之后轉(zhuǎn)周注汽1 500 t，通過(guò)井筒取樣測(cè)試和井下高溫四參數(shù)測(cè)量?jī)x，監(jiān)測(cè)沿程干度變化情況，優(yōu)化注汽施工參數(shù)，確保注汽效果。

該井分段（井口、400m、800m）取樣測(cè)試干度與井深成線性關(guān)系，井筒干度下降幅度約2%/100m，營(yíng)13平12井垂深1 500 m油層蒸汽干度為28%（見(jiàn)圖5），注汽效果好。

2.4堵水效果評(píng)價(jià)

營(yíng)13平12井第2輪注汽后生產(chǎn)，初期日產(chǎn)液19.5 t，日產(chǎn)油6.8 t，含水64.7%，較措施前含水下降32.6%（見(jiàn)圖6），第2周期至今生產(chǎn)634 d，累計(jì)產(chǎn)油740 t。

圖4　營(yíng)13-平12井第二輪堵水施工曲線

圖5　營(yíng)13-平12井第二輪注汽沿程分段取樣測(cè)試干度

圖6　營(yíng)13平12井堵水轉(zhuǎn)周前后效果對(duì)比曲線

圖7　營(yíng)13-平12井水平段微溫差測(cè)試對(duì)比

通過(guò)第二輪注汽后水平段微溫差監(jiān)測(cè)顯示，曲線恢復(fù)至該井新投第一輪注汽時(shí)走勢(shì)（見(jiàn)圖7），封堵水竄效果良好。

3　結(jié)論

（1）熱采水平井堵水技術(shù)對(duì)遇到水竄、汽竄、含水上升快的油井能起到很好的降水、增油、封竄效果。

（2）根據(jù)井況，綜合分析優(yōu)選堵劑綜合配套施工，會(huì)獲得較好的堵水效果。

（3）微溫差找水、分段取樣測(cè)試干度這些技術(shù)手段有力確保熱采水平井堵水施工堵得準(zhǔn)、注的好。

［1］T.C.博貝格.熱力采油工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1980.

［2］劉文章.中國(guó)稠油熱采現(xiàn)狀及發(fā)展前景［J］.世界石油工業(yè)，1998，（9）：36-41.

［3］侯健，陳月明.一種改進(jìn)的蒸汽吞吐產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型［J］.石油勘探與開發(fā)，1997，24（3）：53-56.

［4］蒲海洋，楊雙虎，張紅梅.蒸汽吞吐效果預(yù)測(cè)及注汽參數(shù)優(yōu)化方法研究［J］.石油勘探與開發(fā)，1998，25（3）：52-55.

［5］王經(jīng)榮.蒸汽吞吐注采參數(shù)系統(tǒng)優(yōu)化研究［D］.成都：西南石油學(xué)院，1999.

［6］萬(wàn)仁溥，羅英俊.稠油熱采工程技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［7］劉文章.熱采稠油油藏開發(fā)模式［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

W ater p lugging technical app lication of therm al production horizontalwell for Ying 13 east two reservoir

DONG Rui
（Dongxin Oil Production Plant，Sinopec ShengliOilfield Branch，Dongying Shandong 257094，China）

Since Ying 13 east two reservoir of dongxin oil production plant turn inefficient water flooding to thermal recovery，cumulative steam injection 2.8×104t，cumulative oil 6.1× 104t，cumulative oil steam ratio of 2.18，the overall effect of the thermal recovery is ideal.But with the further development，there are some thermal horizontalwells，its containing water rises fast，high water and other issues appear，therefore，research on the regular pattern of containing water raise of block，grasp the water shutoff time，comparative analysis and comprehensive application of water plugging technology，lower contenting water，become a reality demand，after the first steam injection cycle of Y13P12 well，the water content soon rose to 97.3%from 60%，at the end of research and analysis of water shutoff technology application，conducted second rounds of steam injection，the contenting water of Y13P12 well declined from 97.3%to 64.7%，reversed the well water rising trend，practice has proved that for the water rose quickly and high water thermal recovery horizontal well，take water plug－ging technology measures can effectively reduce the containing water and control the rising speed ofwater content，improve the development effect of the thermal horizontalwell recovery.

thermal production horizontalwell；high contentingwater；water plugging

TE358.3

A

1673-5285（2016）07-0018-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.005

2016－05-30

董睿，男（1983-），工程師，畢業(yè)于山東科技大學(xué)熱能與動(dòng)力工程專業(yè)，現(xiàn)從事三次采油工藝研究與應(yīng)用工作，郵箱：drgreat@163.com。