稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验

底水油藏水平井分段开采技术研究沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，属于具有边底水的构造地层稠油油藏，且非均质性比较严重，直井、水平井以及热采的开发的效果都不理想。

目前，沾5块目前主要是利用水平井进行开采，底水容易沿着局部高渗透带流向油井，发生锥进，油井因此很快见水，无水生产期缩短，含水迅速上升。

目前，沾5块最大的问题就是高含水。

为弥补常规水平井的不足之处，我们提出水平井分段开采技术。

水平井分段开采实际就是在水平井中下入带有封隔器、换层开关等井下工具的管柱，使管柱和各层段间形成相对独立且连通的流体通道，以此来解决由于水平段生产压降、井身轨迹及避水厚度、非均质性造成的高含水问题，可以对底水突破生产段进行封堵，也可以逐段开采，根据具体的地质情况和生产现状制定合理的开发方式和生产参数。

一口井做多口井使用，在控制底水锥进的同时，提高油藏的储量动用程度和最终采收率的效果。

理论分析上，沾5块非常适合分段开采技术，又经过沾5-P1分段射孔成功的实际案例，我们可以得知采油水平井分段开采技术可以有效的解决沾5块的高含水问题。

标签：沾5块；高含水；非均质性；分段开采；压力降；井身轨迹水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积，提供远大于直井的渗流通道，获得更高的产能。

底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进，沾5块油田水平井开发已经进入中、高含水阶段，含水上升速度快，严重影响了水平井的开发效益。

采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性，从而实现流入剖面均一的目的。

1 地质概况沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，1972年上报探明含油面积4.6 km2，探明石油地质储量330×104吨，2003年1月复算含油面积3.96 km2，石油地质储量863×104吨。

太平油田沾5块构造上处于义和庄凸起东部，东邻太平油田沾18块，南以义南分支断层为界，北部逐渐过渡到义北斜坡。

该块馆陶组地层超覆-披覆于古生界潜山地层之上，其馆上段地层构造形态与古生界潜山顶面的构造形态基本一致，呈北西高南东低，坡度在1o～2o之间。

探讨大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施摘要：底水油藏水平井见水后,含水率上升迅速,产油量很快下降,后期堵水作业困难,措施费用高.根据水平井见水特征,利用物理模拟,理论推导和数值模拟等手段,对底水油藏水平井水淹特征进行研究,得出了均质和非均质油藏水平井的水淹模式.本文结合笔者的实践经验，主要探讨了大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施，以供广大学者和读者朋友参考。

关键词：大港油田；边底水油藏水平井；见水特征；避水措施引言：采用无标度的三维裂缝底水驱模型，对裂缝性井底的三维动态进行了实验研究。

将计算结果与无裂缝水平井和垂直裂缝和纵向裂缝水平井的计算结果进行了比较。

该模型代表了大港油田某水平井的排水量剖面。

用煤油和蒸馏水代表储层流体，用玻璃珠代表多孔介质。

所有的实验都是在相同的生产率下进行的，所选择的生产率是为了使油水界面在接近生产井之前保持稳定。

正如预期的那样，压裂直井通过提高突破点和最终采收率、延迟水突破和降低压降，大大改善了其性能。

虽然水平井总体上比直井有更好的表现，但裂缝性垂直井在采收率、水突破和压降方面的表现优于水平井。

正交裂缝和纵向裂缝的水平井优于裂缝性垂直井。

总的来说，增加裂缝穿透深度可以改善垂直井和水平井的生产动态。

研究发现，将裂缝穿透延伸至原始油水接触面，并没有如预期的那样，导致早期水突破。

1. 大港油田边底水油藏水平井见水特征水平钻井的主要目的是在产层内设置一个长距离的排水孔，以提高产能或注入能力。

在水平井钻井中，出现的问题比垂直井更严重。

这些问题包括：井眼清洁不良、扭矩和阻力过大、井眼充填、卡钻、井眼不稳定、井漏、地层损坏、固井质量差、测井难度大。

因此，水平井的成功钻井和生产在很大程度上取决于钻井和完井过程中使用的流体阶段。

几个阶段本文提出了满足部分或全部要求性能（井眼清洁、切削悬浮、良好润滑和相对较低地层损害）的新型流体[1] ，水平井与常规井含水对比图如图一所示:图一：大港油田水平井与常规井含水对比图本文采用二维Hele-Shaw模型对气顶底水同时驱水平井的生产动态进行了实验研究。

大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究与试验【摘要】大港滩海油田馆陶组为底水构造油藏，为天然水驱开发单元，经过开采，目前该开发单元六口生产井，两口井含水超过95%，两口井超过75%，采出程度只有2.38%，油井堵水成了该开发单元中后期不可缺少的一项重要调整措施。

对该单元的堵水工作有了很好的认识并得到了宝贵的资料，为后期其他井的治理提供了依据。

【关键词】大港滩海油田高含水堵水1 油藏地质特征及出水原因1.1 油藏地质特征庄海8ng开发单元为底水稠油油藏，底水能量充足，为天然水驱开发单元。

地质储量514×104t，投产油井6口，平均井网密度2.3口/平方公里，平均单井控制储量86×104t。

而在开发生产过程中，由于油井底水单点锥进（平面上波及范围在50-70米），油井含水上升快，实际动用储量仅为30-40×104t。

1.2 底水锥进原因1.2.1 流体性质庄海8n g开发单元的原油平均密度0.9494 g/cm3，胶质沥青质含量40.96%，平均粘度290.515mpa·s，地层水平均粘度0.5 mpa·s，油水粘度比约为581.03，在相同生产压差下，水的流动比原油速度快，致使油井含水上升较快。

1.2.2 底水活跃，能量充足六口水平井日产液和泵入口压力对应关系表明，尽管油井日产液量有了较大幅度的提高，但泵入口压力基本仍保持在同一水平，变化不大，说明底水活跃，能量充足。

1.2.3 水平井横切河道钻探，储层非均质性可能造成底水沿高渗带突进。

受人工岛地面条件限制，庄海8ng组水平井均横切河道方向钻探，钻井证实6口井水平段均钻遇2-3套不同的砂体，不同砂体储层物性存在差异。

在生产过程中易造成底水沿高渗带突进，油井含水迅速上升。

2 堵水目的及选井条件2.1 堵水目的解决由于底水脊进，及水锥造成的动用储量程度低问题。

2.2 选井条件2.2.1 生产数据分析庄海8ng-h1k、庄海8ng-h3k、庄海8ng-h8井含水均低于90%，产油量大于10吨；而庄海8ng-h4井及庄海8ng-h5井的含水已经上升到了95%以上，产油量都低于5吨；从含水率上，庄海8ng-h4井的含水达到99%，说明庄海8ng-h4井及庄海8ng-h5井底水脊进的范围已经很大，而庄海8ng-h5井还有下一步治理的潜力。

作者： 秦洪岩
作者机构： 长江大学;中国石油辽河油田公司
出版物刊名： 化工管理
页码： 94-94页
年卷期： 2014年 第8期
主题词： 稠油;高温;调剖;堵水
摘要：目前稠油水平井主要采用蒸汽吞吐开采方式,但在水平井开发边底水油藏过程中,因吞吐轮次增加,油层压力下降,引起边底水侵,从而导致油井高含水。

严重制约了水平井产能的发挥。

针对此问题以及水平井特殊的完井方式,研发水平井调堵技术。

该技术利用化学堵水技术,封堵管外油层水窜通道;采用机械堵水工艺,封堵管内出水井段。

同时配合多功能一体管柱可实现不同油藏的分段调堵,适合较大规模推广应用。

稠油区块选择性堵水技术的改进与应用摘要：该成果针对锦州油区稠油区块选择性堵水技术因开采条件发生变化导致堵剂适应性变差的问题，通过改进堵剂配方，形成复合选择性堵水技术，实现油井的正常生产。

通过向原配方中添加增强剂，提高堵剂适应性，并改进段塞式施工工艺，在保证措施效果的同时节约成本。

研制复合堵水技术，封堵稠油区块大孔道，提高堵剂封堵率。

关键词：稠油区块选择性堵水复合1 欢西油田稠油区块概况锦州油区稠油区块从2011年至2019年，锦州油区稠油区块综合含水已由90.31%上升至95.13%，部分油井甚至已经超过98%。

油井高含水是锦州油田开发的一个主要矛盾，而选择性堵水作为一项堵水措施，由于其堵水而不堵油的特性，近些年广泛实施，并在锦16（于）和欢17（兴）区块并取得了较好的效果，但在其他稠油区块效果不明显。

2 存在主要问题2.1油井含水不断上升，原有堵剂不能适应现有高含水开发条件锦州油田稠油区块由于地层受水长期冲刷，形成了次生大孔道，波及系数降低，油井含水迅速上升，目前已经超过95%，堵剂强度不足以适应现有高含水开发条件，导致原有堵剂堵水效果变差。

2.2原有堵剂受区块地层物性影响，堵水效果较差地层的水矿化度、地层温度、原油粘度均能影响堵剂与原油形成乳状液的粘度与稳定性，原有堵剂受区块原油物性影响，形成的乳状液粘度不足以封堵高含水层，导致堵水效果不理想。

2.3原有施工工艺不能使药剂与稀原油充分混合原有的“药剂+稀原油”2段段塞式施工工艺，药剂未能与稀原油充分混合，影响乳状液的粘度，导致堵剂封堵率不能达到目标要求。

同时易导致注入的稀原油不能完全发挥作用，浪费成本。

2.4油层孔隙度较大，原有堵剂不能有效形成堵水屏障锦州油田属于低渗透非均质砂岩油藏，在开发过程中，由于次生大孔道的形成，加剧了注采矛盾，导致注入水、注入蒸汽沿大孔道、裂缝向油井突进，波及系数降低，原选择性堵水体系不能有效形成堵水屏障，导致堵水效果较差。

油井出⽔原因及堵⽔⽅法油井出⽔原因及堵⽔⽅法报告姓名：赵春平班级：⽯⼯11-10 学号：11021467前⾔油井出⽔是油⽥采油过程中的⼀种重要的现象，我们可以从许多⽅⾯来判断发现油⽥油井出⽔现象，例如，油井产出液中，含⽔增加，含油降低即是油井出⽔的前兆；油井产液量猛增，且含油率下降；油井井⼝压⼒猛增，产液量猛增；油井⼤量出⽔⽽⼏乎不出油；⽤仪器测试时，发现油井含⽔增加。

进⾏⽣产测试时，电阻曲线有明显的变化等。

这些都是油井出⽔的重要特征。

通过这些现象我们可以判断油井出⽔原因。

为了应对油井出⽔的问题，减少过早见⽔或者串槽的危害，我们必须找出出⽔地层，判断出⽔原因，作出相应的堵⽔措施。

⽽在油⽥实际操作中，最常⽤的是机械堵⽔法和化学堵⽔法。

⼀、油井出⽔原因油井的出⽔原因不同，采取的堵⽔措施⼀般也不同，在油⽥中常见的出⽔原因⼀般包括：1、注⼊⽔及边⽔推进对于⽤注⽔开发⽅式开发的油⽓藏，由于油层的⾮均质性及开采⽅式不当，使注⼊⽔及边⽔沿⾼、低渗透层及⾼、低渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成⾆进或指进现象，使油井过早⽔淹。

2、底⽔推进底⽔即是油层底部的⽔层，在同⼀个油层内，油⽓被底⽔承托。

“底⽔锥进”现象：当油⽥有底⽔时，由于油井⽣产压差过⼤，破坏了由于重⼒作⽤所建⽴起来的油⽔平衡关系，使原来的油⽔界⾯在靠近井底处呈锥形升⾼的现象。

注⼊⽔、边⽔和底⽔在油藏中虽然处于不同的位置，但它们都与要⽣产的原油在同⼀层中，可统称为“同层⽔”。

“同层⽔”进⼊油井，造成油井出⽔是不可避免的，但要求缓出⽔、少出⽔，所以必须采取控制和必要的封堵措施。

3、上层⽔、下层⽔窜⼊所谓的上层⽔、下层⽔，指油藏的上层和下层⽔层。

固井不好，套管损坏，误射油层，采取不正确的增产措施，⽽破坏了井的密封条件;除此之外还有⼀些地质上的原因，例如有些地区由于断层裂缝⽐较发育，⽽造成油层与其它⽔层相互串通等。

4、夹层⽔进⼊夹层⽔⼜指油层间的层间⽔，即在上下两个油层之间的⽔层。

底水稠油藏开发中后期水平井技术研究X宋世文(中油辽河油田高升采油厂,辽宁盘锦　124125) 摘　要:高246块属高升油田难动用区域,油层薄且出砂,储量动用程度差,针对稠油藏开发特征及剩余油分布规律,在深入油层构造、储层研究的基础上,采用水平井在油藏开发中后期调整中的技术优势,有效的提高油藏的生产能力,达到了提高采收率的目的,取得了稠油藏边部难动用储量突破。

关键词:水平井;难动用;底水;采收率;储量 中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0108—01 高246块开发的目的层为下第三系沙河街组莲花油层,油层埋深1430m～1690m,平均油层厚度57.74m,为块状气顶底水砂岩构造稠油油藏,含油面积2.39km2,探明石油地质储量1653.3×104t。

区块1977年投入开发,1988年蒸汽吞吐开采,1998年注水开发,开发阶段处于濒临废弃的注水开发中后期高含水老油田。

由于水平井的供油井段比直井长10倍以上,所以产量高,同时因供油面积大而缓解了底水的上升速度。

因此利用水平井不仅能提高单井产能,还可以充分动用薄油层储量,从而提高油藏采收率。

并且由于水平井泄油面积大可以很好的克服原油稠、密度大、粘度高、流动阻力大的特点可以增加油井产量。

这些油气藏用水平井开发都有较好的效果。

1　水平井1.1　水平井简介进入油气层井眼的井斜角不低于86度的井段称做水平井段,沿油层走向形成水平位移的特殊定向井为水平井。

1.2　水平井技术优势平井产量是直井的2～3倍,水平井比直井的动用储量大。

水平井由于单井产液量高,可以保持较高的原油井口温度,有利于稠油油藏的开发。

水平井可保持边水均匀推进,水平井比直井的生产压差小,泄油面积大,开发过程中边、底水可以均匀缓慢地向前推进,延长无水采油期。

1.3　水平井可行性研究高246块为四周被断层遮挡,构造形态整体上为南北向的马鞍形构造,中间被一条东西向的断层切割。

底水油藏水平井开发技术研究摘要：对开发边底水断块油藏而言，水平井与直井相比虽具有优势，但如果水平井投产参数设计不合理，同样会大大降低水平井的开发效率。

本文应用油藏工程与数值模拟相结合的方法，进行了边底水断块油藏水平井开发技术优化研究。

针对影响水平井开发效果的油藏地质参数以及水平井相关设计参数进行了分析研究，得出了适合水平井高效开发的油藏地质以及水平井设计参数，为水平井更加高效的开发边底水断块油藏提供了理论依据。

关键词：底水油藏，水平井，脊进，含水前言在底水油藏的开发过程中，随着地下原油的不断采出。

由于油水密度差异，底水会向上运动，形成底水锥进。

在相同产量下，由于水平井生产压差小于直井生产压差．所以与直井相比，水平井能够延长油井见水时间，提高油藏的最终采收率。

这也是采用水平井开发底水油藏的主要原因。

1水平井的底水脊进原理水平井开采的过程中也存在着底水浸入井筒的现象，根据底水侵入油层形成的形状，国外学者把底水侵入水平井井筒搞的现象称为“水脊"，所以底水油藏水平井的锥形应该描述为脊进更准确。

当存在底水的油层打开后，油井投入生产，在一定的产量下，井底形成压降漏斗。

如果提高油井产量，井底生产压差变大，油水界面向上脊进，并最终突破井筒，井筒中开始见水，含水上升率也随之上升。

2水平井脊进的影响因素底水油藏的开发实践表明：控制底水锥进是底水油藏开发的关键技术；采取合理的生产制度，维持稳定的水脊，以达到提高无水采油期、提高采收率目的。

随着数值模拟技术的成熟，在油田生产实践中，已经广泛的应用数值模拟计算建立油藏地质模型，连合油藏的生产历史建立准确的数值模型，通过分析可知，影响水平井底水脊进的主要因素有以下集中。

2.1地层的天然能量对于油藏开采来讲，地层的天然能量是有利的，但是底水油藏的底水能量大小会影响水平井的开采效果，并且这一影响是不可抗的。

底水体积越大，底水能量就越充足，在生产压差的作用下，底水开始向上推进，在油水界面与井筒之间如果没有渗透性差的隔夹层，底水很快就会上升到井筒附近，最终突破井筒油井开始见水。