魏克克 吳雪英 何燕

（長慶油田第三采油廠胡尖山采油作業(yè)區(qū)，寧夏 銀川 718600）

2012年11月全區(qū)綜合含水74.1%，較去年64.1%上升10個百分點，其中高于綜合含水的共計105口，該部分井綜合含水高達89.4%，占全區(qū)總井數(shù)的50%。已成為制約胡尖山油田高效開發(fā)的主要因素，高含水井的治理迫在眉睫。本文主要是針對不同層位不同原因?qū)е碌暮哂?0%的油井，分析原因提出有效的治理措施，促使油藏穩(wěn)產(chǎn)，油田高效發(fā)展。

一、高含水井成因分析

1 儲層物性差

定591-16、定5-02位于油藏邊部，在開發(fā)過程中受油井壓裂、地層能量、生產(chǎn)壓差的影響,造成邊水內(nèi)退、底水錐進,油井動態(tài)表現(xiàn)出高液量、高含水特征。

定591-16、定591-17井于2009年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期及即高含水。由于井位已到油藏邊部，油層物性且水飽高，邊底水發(fā)育，分析認為兩口井因邊水內(nèi)推、底水錐進導致高含水。

判斷依據(jù)：

①投產(chǎn)初期即為高含水，開發(fā)過程中持續(xù)高含水生產(chǎn)。

②油層數(shù)據(jù)顯示為比同區(qū)域水飽高，且多為油藏邊部。多表現(xiàn)在新區(qū)開發(fā)過程中。

2 初期改造強度低，近井地帶堵塞

低滲透儲層滲流阻力和壓力消耗特別大，在開發(fā)過程中地層壓力降低引起孔喉收縮加之沒有及時給予能量補充造成近井地帶堵塞，儲層滲透率下降。

安45-3于2002年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，油層數(shù)據(jù)和試油結(jié)果顯示好。2003年開始表現(xiàn)為含水持續(xù)上升，采液、采油指數(shù)下降，分析認為初期改造強度低，加之近井地帶堵塞，油水兩相滲透率發(fā)生變化，導致油井低產(chǎn)；且該區(qū)經(jīng)2004-2009測壓結(jié)果顯示壓力保持水平低，長期無注水能量補充。

判斷依據(jù)：①投產(chǎn)初期即為產(chǎn)能高，且生產(chǎn)平穩(wěn)。②當油田采出到一定程度后，地層堵塞機理發(fā)生變化。表現(xiàn)為含水上升、液量下降。

3 注入水見水

儲層非均質(zhì)較強，2012年全區(qū)共計測試水井吸水剖面28（返回資料）口，其中16口顯示為指狀、尖峰狀及吸水段下移等吸水不均狀況，占總數(shù)的57%。2012年因吸水剖面不均導致含水上升至水淹的井有3口，與注水井對應關系明顯，累計損失油量達3400t。

定5-2井于2010年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高、含水低，該井對應定6-2水井于當年11月轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注后定5-2含水下降，注水處于見效期，2012年5月該井液量、含水上升；定6-2井停注驗證注采對應關系明確，判斷為形成對應水洗通道，造成油井迅速見水。2012年10月對該水井實施化學堵水措施，至目前措施40天，含水有下降趨勢，初步見效，具體效果有待觀察。

判斷依據(jù)：①投產(chǎn)初期即為產(chǎn)能高，且生產(chǎn)平穩(wěn)。②注水見效后期含水上升速度快，表現(xiàn)為液量上升、液面上升、含水上升。③注水井停注后，對應關系明顯。

二、高含水井治理對策研究

1 精細注采調(diào)控，抑制含水上升

隨著采出程度的不斷增加，加之邊水發(fā)育，含水上升也會越來越威脅油藏穩(wěn)產(chǎn)，根據(jù)油藏動態(tài)變化及時有效的進行注水調(diào)整是注水開發(fā)油藏保證油藏穩(wěn)產(chǎn)的根本，且效果顯著。2012年對實施注水調(diào)整61井次，調(diào)整注水量849m3。調(diào)整注水后，13口油井遞減趨勢明顯減緩，10口油井見效，從而抑制了含水上升速度，弱化了注水開發(fā)與含水上升之間的矛盾。

2 地層堵塞井近井地帶解堵，疏通

定45-3于2002年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，油層數(shù)據(jù)和試油結(jié)果顯示好。2003年開始表現(xiàn)為含水持續(xù)上升，采液、采油指數(shù)下降，該井于2007年實施酸化措施，措施后效果不明顯。建議對安45-3井實施壓裂補孔措施，同時將安44-3改層轉(zhuǎn)注，補充該區(qū)塊地層能量。

3 油水井剖面治理

2012年元162區(qū)共計4口井見水并迅速水淹，停注驗證后對應關系明顯，對應注水井3口，其中定6-2和定9-4已實施化學堵水措施，目前對應油井初步見效，效果有待進一步觀察，若效果不明顯則對油井實施化學堵水措施，堵塞強水洗通道。

4 尋找接替層

定597-18于2012年4月水淹含水上升至90%，目前產(chǎn)油能力為0.5t，投產(chǎn)初期長22層試油7.2t，油層顯示與鄰井定596-19相當，該井目前日產(chǎn)油能力為5.4t。建議定597-18先對延9層實施化學堵水，若化堵效果不明顯則將該井改層長2，分割器座封延9；并嚴密監(jiān)控該井套管壓力，目的是使延9層自身生產(chǎn)流壓控制生產(chǎn)，控制井組含水上升，定期進行防噴。

5 合理采液強度

老油田開發(fā)過程中已對采液強度進行了長期的摸索并確定了合理的采液強度，對于新區(qū)開發(fā)主要借鑒老區(qū)的合理采液強度，可得合理的采液強度應為1.0-1.1m3/m左右，而目前新區(qū)產(chǎn)液強度僅為0.66m3/m，不利于該區(qū)發(fā)揮應有的生產(chǎn)水平。

結(jié)語

（1）胡尖山油田的高含水井治理技術研究是一項系統(tǒng)工程，必須長期持續(xù)摸索、實施、貫徹。

（2）通過實施油藏差異化管理，分區(qū)域精細井組劃分，有針對性的制定相適應的技術開發(fā)政策，能有效減緩油藏遞減速度。

（3）加強油水井動態(tài)監(jiān)控，及時有效進行注采調(diào)整是油藏實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)最直觀、最行之有效的方法。

（4）對水驅(qū)狀況差的油井進行調(diào)剖治理，是提高胡尖山油田精細油藏管理和提高水驅(qū)油效率的重要途徑。

（5）根據(jù)高含水原因、含水上升機理分析對不同高含水井采用不同的治理措施，能保證油藏高效、穩(wěn)定開發(fā)。

（6）通過細化老區(qū)小層的再認識，進一步挖潛油井潛力，提高剖面動用程度，是高含水老區(qū)下一步治理方向。

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[3]劉喜林，尉小明，黃有泉，張玉濤.調(diào)剖用延緩交聯(lián)劑MLH-1的研制[J].油田化學.2001.