辛偉

摘 要：在油田的開發(fā)過程中，任何一個環(huán)節(jié)出現問題，都會導致采油工程無法順利進行，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，構造形態(tài)為東北走向傾向南東的單斜構造，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進行分析的基礎上，提出了相關的防治對策。

關鍵詞：超稠油 曙一區(qū) 出水 防治

中圖分類號：TE3 文獻標識碼：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現，目前已到達開發(fā)中期的穩(wěn)產階段。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出水為主，平面分布沒有規(guī)律性，由于本區(qū)油藏油水關系復雜，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 出水井的預防

2.1.1 套管先期保護技術

油井套壞是導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的影響，應充分采用預應力完井技術、高抗擠毀強度套管技術、熱力補償器技術等。

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

（2）熱力補償器技術。熱力補償器是能對套管在熱應力作用下的微量伸縮進行補償的一種機械裝置，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，熱力補償器實施后，熱應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）高抗擠毀強度套管技術。遼河油田試驗用127彈和1m彈，對TP120TH套管的接箍和管體進行了水泥靶和鋼靶的射孔試驗，結果表明，TP120TH套管的射孔性能符合標準要求。

在套管選擇上，通過對比研究和現場實踐，油層段實施外加厚套管TP120TH，上部組合方式采用TP100H。在遼河油田超稠油工作中應用，其實際實施68口，最高吞吐周期上升到9周期，遠遠超出以往的平均值，其中套壞井只有3口，實現了4.4%的低套壞率，效果頗為顯著。

以上三種預防出水井的應用技術均已獲得較好的效果，可在實際應用中根據油井的不同狀況和施工環(huán)境加以適當選擇。

2.1.2 提高熱采井固井質量技術

提高水泥強度，是熱采井固井質量提高的前提。在高溫下，注蒸汽井套管產生熱應力，同時，水泥環(huán)因溫度的影響而產生拉伸、壓縮應力，固井質量要是很差，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)與套管的膠結強度得到增強；（2）提高水泥漿的頂替效率，確保固井質量，增加水泥石對套管的約束。在超稠油井中以下兩點要保證：首先，高溫穩(wěn)定劑要選用硅砂，水泥石抗壓強度不低于10MPa（72h），通過高溫（270℃）養(yǎng)護48h強度至少要達到20MPa，耐高溫低密度水泥漿要在低壓易漏油井中使用。其次，水泥返高應達到井口。

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，部分井因固井質量差，在經過蒸汽吞吐后，極易造成竄槽出水。為保證油井生產效果，提高油井吞吐周期，在油井投產射孔時，在制定射孔方案時，對興Ⅰ組油層實施避射措施，保證油層射孔段與頂水距離在15m以上，確保新井投產后獲得較高產能。

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、水淹等風險的油井，實施注灰堵水。對出水層具有封層后仍具有竄槽、水淹等風險的油井，實施擠灰堵水。此外，諸如因油藏認識問題，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，對因套管漏點原因出水油井，可采取機械堵水方式進行治理。對區(qū)域油水關系復雜的，可采用機械找堵水一體化管柱對油水發(fā)育狀況進行認識分析；對油井射孔井段以上的出水，Y111型封隔器和Y221型封隔器是目前實現堵水施工常用的機械堵水工藝管柱，以此達到封堵熱力補償器和套管漏失的目的。超稠油摻稀油降粘生產要是在堵水后仍無法實現，就要下空心桿，通過電加熱實現繼續(xù)生產，但此做法會導致采油成本提高，并無法進行洗井、測試等輔助生產。所以，對可摻洗式機械堵水采油工藝技術進行研究，將雙層管柱結構運用在堵水段，堵水后，油套環(huán)空出水段上下連通仍可實現，這樣無法摻稀油降粘生產、洗井等問題的傳統(tǒng)機械堵水方式就可以很好地解決了。

2.2.3 套變井機械堵水技術

縮徑、套管輕微變形的油井適合用該技術，施工前確保Ф142mm通井規(guī)能順暢通過套變段，以防卡井。套變井機械堵水管柱選用小直徑Y341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。解決了套變井無法實施機械堵水的難題，延長了套變井的生產時間。

以上介紹的各項堵水技術，是近年來現場應用效果最為明顯的幾種。數據表明，其綜合堵水次數超過180次，成功率高達81.25%，增油效果顯而易見。

3 結語

綜上分析可得出結論：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，預防油井出水應抓好鉆完井-射孔各個環(huán)節(jié)，預防套管損壞、提高固井質量和增加避射厚度以此預防油井出水；最后，針對不同油藏、不同的出水類型，形成了擠灰堵水、機械堵水、大修堵水等均可獲得較好的效果。

參考文獻

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