试论胡尖山油田高含水井治理对策

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摘 要： 2012年11月全区综合含水74.1%，较去年64.1%上升10个百分点，其中高于综合含水的共计105口，该部分井综合含水高达89.4%，占全区总井数的50%。已成为制约胡尖山油田高效开发的主要因素，高含水井的治理迫在眉睫。本文主要是针对不同层位不同原因导致的含水高于90%的油井，分析原因提出有效的治理措施，促使油藏稳产，油田高效发展。

关键词：含水井；油田开发；治理；油藏

中图分类号：TE348 文献标识码：A

2012年11月全区综合含水74.1%，较去年64.1%上升10个百分点，其中高于综合含水的共计105口，该部分井综合含水高达89.4%，占全区总井数的50%。已成为制约胡尖山油田高效开发的主要因素，高含水井的治理迫在眉睫。本文主要是针对不同层位不同原因导致的含水高于90%的油井，分析原因提出有效的治理措施，促使油藏稳产，油田高效发展。

一、 高含水井成因分析

1储层物性差

定591-16、定5-02位于油藏边部，在开发过程中受油井压裂、地层能量、生产压差的影响，造成边水内退、底水锥进，油井动态表现出高液量、高含水特征。

定591-16、定591-17井于2009年10月投产，投产初期及即高含水。由于井位已到油藏边部，油层物性且水饱高，边底水发育，分析认为两口井因边水内推、底水锥进导致高含水。

判断依据：

①投产初期即为高含水，开发过程中持续高含水生产。

②油层数据显示为比同区域水饱高，且多为油藏边部。多表现在新区开发过程中。

2初期改造强度低，近井地带堵塞

低渗透储层渗流阻力和压力消耗特别大，在开发过程中地层压力降低引起孔喉收缩加之没有及时给予能量补充造成近井地带堵塞，储层渗透率下降。

安45-3于2002年9月投产，投产初期产能高，油层数据和试油结果显示好。2003年开始表现为含水持续上升，采液、采油指数下降，分析认为初期改造强度低，加之近井地带堵塞，油水两相渗透率发生变化，导致油井低产；且该区经2004-2009测压结果显示压力保持水平低，长期无注水能量补充。

判断依据：①投产初期即为产能高，且生产平稳。②当油田采出到一定程度后，地层堵塞机理发生变化。表现为含水上升、液量下降。

3注入水见水

储层非均质较强，2012年全区共计测试水井吸水剖面28（返回资料）口，其中16口显示为指状、尖峰状及吸水段下移等吸水不均状况，占总数的57%。2012年因吸水剖面不均导致含水上升至水淹的井有3口，与注水井对应关系明显，累计损失油量达3400t。

定5-2井于2010年8月投产，投产初期产量高、含水低，该井对应定6-2水井于当年11月转注，转注后定5-2含水下降，注水处于见效期，2012年5月该井液量、含水上升；定6-2井停注验证注采对应关系明确，判断为形成对应水洗通道，造成油井迅速见水。2012年10月对该水井实施化学堵水措施，至目前措施40天，含水有下降趋势，初步见效，具体效果有待观察。

判断依据：①投产初期即为产能高，且生产平稳。②注水见效后期含水上升速度快，表现为液量上升、液面上升、含水上升。③注水井停注后，对应关系明显。

二、 高含水井治理对策研究

1精细注采调控，抑制含水上升

随着采出程度的不断增加，加之边水发育，含水上升也会越来越威胁油藏稳产，根据油藏动态变化及时有效的进行注水调整是注水开发油藏保证油藏稳产的根本，且效果显著。2012年对实施注水调整61井次，调整注水量849m3。调整注水后，13口油井递减趋势明显减缓，10口油井见效，从而抑制了含水上升速度，弱化了注水开发与含水上升之间的矛盾。

2地层堵塞井近井地带解堵，疏通

定45-3于2002年9月投产，投产初期产能高，油层数据和试油结果显示好。2003年开始表现为含水持续上升，采液、采油指数下降，该井于2007年实施酸化措施，措施后效果不明显。建议对安45-3井实施压裂补孔措施，同时将安44-3改层转注，补充该区块地层能量。

3油水井剖面治理

2012年元162区共计4口井见水并迅速水淹，停注验证后对应关系明显，对应注水井3口，其中定6-2和定9-4已实施化学堵水措施，目前对应油井初步见效，效果有待进一步观察，若效果不明显则对油井实施化学堵水措施，堵塞强水洗通道。

4寻找接替层

定597-18于2012年4月水淹含水上升至90%，目前产油能力为0.5t，投产初期长22层试油7.2t，油层显示与邻井定596-19相当，该井目前日产油能力为5.4t。建议定597-18先对延9层实施化学堵水，若化堵效果不明显则将该井改层长2，分割器座封延9；并严密监控该井套管压力，目的是使延9层自身生产流压控制生产，控制井组含水上升，定期进行防喷。

5合理采液强度

老油田开发过程中已对采液强度进行了长期的摸索并确定了合理的采液强度，对于新区开发主要借鉴老区的合理采液强度，可得合理的采液强度应为1.0-1.1m3/m左右，而目前新区产液强度仅为0.66m3/m，不利于该区发挥应有的生产水平。

结语

（1）胡尖山油田的高含水井治理技术研究是一项系统工程，必须长期持续摸索、实施、贯彻。

（2）通过实施油藏差异化管理，分区域精细井组划分，有针对性的制定相适应的技术开发政策，能有效减缓油藏递减速度。

（3）加强油水井动态监控，及时有效进行注采调整是油藏实现稳产最直观、最行之有效的方法。

（4）对水驱状况差的油井进行调剖治理，是提高胡尖山油田精细油藏管理和提高水驱油效率的重要途径。

（5）根据高含水原因、含水上升机理分析对不同高含水井采用不同的治理措施，能保证油藏高效、稳定开发。

（6）通过细化老区小层的再认识，进一步挖潜油井潜力，提高剖面动用程度，是高含水老区下一步治理方向。

参考文献

[1]常彦荣.裂缝性油藏深部调剖工艺技术研究与应用[D].西南石油大学.2006.

[2]孙仁远.部分水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶凝体系调驱特性研究[D].天津：天津大学.2004.

[3]刘喜林，尉小明，黄有泉，张玉涛.调剖用延缓交联剂MLH-1的研制[J].油田化学.2001.