普通稠油油藏高含水油井治理技术研究与应用

前言

随着全球能源需求量不断增长，油田开发难度增加，稠油因其高粘度、流动性差特点，开发难度较大，而高含水油井治理成为改善油藏开发效果及效益的重要方向。本文以 L 区块为例，开展技术攻关研究，指导现场实践，旨在进一步改善区块开发效果，提高油藏采收率。

1.研究背景

L 区块属于厚层岩性-构造特稠油边底水油藏，具有油层较薄、物性较好、边水活跃等特点，储层发育受构造、岩性双重控制，主力开发目的层为沙河街组沙三二段大凌河油层，油藏埋深 810～950m ，平均油层厚度 35m，发育 10~15 个小层，平均单层厚度 3.0m ，岩性以砂砾岩为主，呈现高孔高渗特征，平均有效孔隙度 25.5% ，平均渗透率 770mD ，非均质性严重，渗透率极差 6～125 ，变异系数 0.95，突进系数 5.5，原油性质为稠油， 20^∘C 地面原油粘度 ， 50^∘C 原油粘度 1400⋅9000mPa.s ，采用蒸汽吞吐开发，目前处于开发中后期，平均单井注汽 20 轮次，年吞吐油汽比 0.19，累吞吐油汽比 0.45, 。

2.开发中存在问题

经过多年蒸汽吞吐开发，L 区块开发中存在问题主要有三方面：

一是油井出水量大。蒸汽吞吐属于地层能量衰竭式开发方式，随着注汽轮次增加，地层能量亏空严重，边底水逐步开始侵入，造成油井含水上升，产量下降。经统计，含水在 93%以上的井有 22 口，占比达到 28% ；因高含水关井 18 口，影响日产油38 吨，部分井回采水率大于 200% 。

二是层状发育，隔层厚度小，机械堵水难度大。L 区块储层主要表现为层状特征，各单层间隔夹层厚度小，发育状况差，加上井下技术况差影响，机械堵水难度大，难以有效调整产液结构。

三是部分高含水井出水原因分析难度大。存在找漏无漏点、固井质量合格、层非水层但高含水难降的特殊性，出水原因分析难度大，难以采取针对性的堵水对策，治理难度大。

3.技术对策研究

3.1 技术思路

围绕高含水井治理的问题，利用精细三维地震技术，井震结合，重新落实北部区域构造和断裂特征、沉积类型和储层展布；精细地质体研究，重新认识区域油水关系。加强“三老”资料排查，对高含水井出水历史、出水特征进行深入研究，明确复杂高含水井出水原因，并开展针对性治理措施，实现 L 油藏整体降水增油。

3.2 油藏特征再研究

明确了该块构造高点位于 A～B 井一带，构造高度 240m ，地层倾角 6^∘～10^∘ 。区块内部发育断层 7 条，均为正断层，起到控制地层沉积、油水关系的作用；大凌河油层储层为一套以砂砾岩为主的近岸

湖底扇沉积。油藏原始油水界面在- ，断块油层分布受岩性控制造成油水关系较为复杂，没有统一的油水界面。

3.3 区域高含水井分析治理

北部区域：通过对区域内X 排 3 口直井、1 口水平井高含水出水时间、水性矿化度及油水关系研究，认为出水水源主要来自大Ⅱ组，而大Ⅰ含水正常。对发育大Ⅰ组油层的 2 口井实施选采，实施后平均单井液量从 24 吨下降至 15 吨，含水从 99%下降至 85% ，堵水效果明显。

南部区域：通过对区域内不同砂岩组水平井出水特征、油水关系等研究，认为靠近断层附近的大Ⅱ11、Ⅱ31 的水平井高含水，因连续吞吐后，地层压力降低，边水入侵，导致高含水；而大Ⅱ22 部分水平井高含水，主要是受早期注入水影响。

3.4 生产参数管理

注汽方面首先是措施完成后，待压力恢复到 0，再进行作业，防止药剂反吐；其次是措施完成后 24h，再进行注汽，确保药剂成胶时间。另外举升工艺方面采取长冲程，低冲次生产，在生产初期，控制采液强度生产，保障措施有效率；对于确认为是注入存水的高含水井，上调冲次加快排水。

4.实施效果

在上述技术对策指导下， L 区块先后对 11 口油井进行化学堵水，阶段累增油 0.28 万吨，累降水 0.4 万方，平均单井增油 220 吨，创效350 余万元。

典型井例：2023 年 6 月高含水，水性矿化度 2463-3096mg/L，找漏证实生产井段上下均无漏点，且固井质量合格，11 月高含水关井。后通过分析区域邻井高含水情况，认为邻井X 出水影响该井可能性大，因此对邻井实施注灰堵水，开井生产，液量和含水均大幅下降。2025.2继续实施选注选采，下泵后 10 天后见油，高峰期日产液16.2 吨，日产油 5.4 吨，含水 67% 。阶段生产 136 天，产油近 402 吨。

参考文献：

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