如何有效控制油井含水上升
如何有效控制油井含水上升
摘要：油井生产过程中，含水急剧上升会对生产造成很大的影响。

特别是随着油田勘探开发的不断深入，平面矛盾和层间矛盾日益突出，产量递减加大。

当油井含水上升到98%时，这就意味着油井失去了开采价值。

本文提出了以控制含水上升，减缓油井水淹的速度，来促进单元持续稳定开发。

关键词：综合含水平面矛盾层间矛盾渗透率生产参数
常规稠油
一、区块基本概况
1.区块地质概况
滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。

有统一的油气界面
(-1510m)和油水界面(-1560m)。

1.1油层分布情况
滨8-3块沙四中储层比较发育。

储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。

平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。

第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。

4砂层组只在中部局部分布。

1.2 储层物性
滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。

2砂层组渗透率为0.074μm2，3砂层组渗透率为0.089μm2 。

总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081μm2），四周较低，最低渗透率为0.019μm2（滨4-5-7井）。

2.开采现状
截止到2012年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56吨，综合含水91.3%采油速度0.46％。

投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。

总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。

二、含水上升原因
1.静态因素
1.1油井构造位置差异，水线方向上的井点含水上升快
平方王油田沙四中油藏的注水方向与地应力方向大致相同，成条带状，造成水线方向上的井点含水上升快，而垂直于水线方向上的井点注水不受效。

另外，受构造高差的影响，在注水开发过程中构造高部位水井比构造低部位水井对油井的影响大。

1.2 油层性质差异，层间矛盾导致油井含水上升
滨8-3块为多油层单元，各油层的性质差异较大，多层合采时，层间干扰严重，导致了小层动用的不均匀。

在高渗透油层中，油水井层位对应好，当注采比较高时，容易加快油层水淹。

在中低渗透层中，注入水易往渗透率较高的油层突进，含水容易急剧上升。

2.动态因素
2.1井网不完善，油井受效不均造成含水上升
滨8-3块部分水井停注后，油井受效方向发生改变，受效不均，注入水单向突进，油层不能处于最佳水驱状态，导致含水上升。

如PF4-3N7井组，水井于08年7月停注，油井3-613、3-623单向受效，产量下降，含水由84%上升到92%。

2.2地层能量低
统计滨8-3块含水上升幅度较大的井的分布，并结合单元压力分布图，含水上升较大的井大部分分布在压力相对较低的区域。

主要原因由于该区块平均地层压力较低，部分井区已低于饱和压力，造成原油脱气，原油粘度加大，油水粘度比加大，导致油井含水上升快。

总之，影响滨8-3块含水上升的各因素是相互联系、相互作用的。

静态因素起决定作用，动态因素加速了含水上升速度。

三、控制区块含水上升措施及效果
1.调整生产参数
为控制含水上升速度，可对水线方向的油井合理调整生产参数，对垂直于水线方向的油井放大生产压差。

控制构造低部位水井分层注水量，加强构造低部位水井对应层注水量。

如：PF4-2-71井在生产过程中明显的表现出受构造高部位水井PF42-7的影响较大，而受处
于构造低部位的水井PF4-2N8井影响较小。

通过控制PF4-2-7注水量（90-50方），加强PF4-2N8井注水(60-100)，有效缓解了PF4-2-71井含水上升速度。

2.应用新工艺新技术
进行水井调剖：平方王油田滨8-3断块地层温度（70℃），注入水矿化度（2.7×104 mg?L-1），应用《中低渗油藏多段塞微球调驱提高采收率技术》，在充分堵窜，提高水井FD的基础上，采用YG370聚合物微球进行深部调驱。

优选滨８-３块含水较高，井组油井含水上升较快的PF4-2-7井进行试验。

调剖前井组日液111.3t/d，日油7.6t/d，含水92.3%，调剖后井组日液104.7t，日油11.8t，含水88%。

日增油4.2t，含水下降了4.3%，累增油488吨。

尤其是PF4-2-73井，含水由90.7%下降到80%，效果十分显著。

3.实施井网注采完善和分层注采调配
在注采欠完善、地质储量动用差的区域完善动态注采井网。

实施分注井换封3口（PF4-2N8、PF4-4-623、PF4-5-623），实施水井转注2口（ 2组PF4-4-5， 2-3组PF4- 6-5）；实施油井扶停3口（2组PF4-4-61、PF4-4-71；PF4-3组：PF4-4-613）.其中PF4-4-5井组含水下降4.5%，取得日增油2.3吨/天的良好效果。

4.补充地层压力
增加有效注水量，补充地层压力，均衡流线分布。

通过提高注水压力，增加纵向动用系数。

滨8-3块日注能力由270方/天上升到340方/天，月增注1300方，平均动液面上升35米。

有效缓解因地层能量太低，洗井时造成油井水锁而引起的含水上升。

5.控制采液强度
通过优化下泵深度和排量, 调整工作参数，合理控制采液强度，有效降低生产液含水,提高产油量,减少了注入水的采出,间接起到维持地层能量,增大注水波及面积的效果。

通过对油井PF4-3-62调参
4-2.5次，降低生产压差，该井含水由95.2%下降到89.7%。

四、结论与认识
1.针对老区平面水淹严重，应充分利用动静态资料，深入研究井区平面水淹规律，指导井区注采调整。

比如在高能区提液，扶停、调
整工作参数等来改善水驱效果。

2.针对老区层间矛盾仍较突出，应继续加强分层注水，提高分层注水层段合格率和中低渗层段的剩余油动用程度，来实现层间注采平衡。

参考文献
[1]王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践. 山东东营：石油大学出版社，1992.
[2] 黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法. 北京：石油工业出版社，2000.
[3] 才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用. 北京：石油工业出版社，2002.
作者简介：李利娟，女，工程师，2000年毕业于山东建筑材料工业学院建筑工程专业，现从事油藏管理工作。

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