1、台 1 区块带压作业失败的水井治理摘 要台 1 区块属特低渗透致密性储层，注水开发的过程中易造成局部高压从而需要带压作业。本文从生产实际出发，围绕油田开发过程中带压作业失败暴露出来的问题，提出合理的治理办法。 关键词带压作业 套损 治理 中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）27-0344-02 1、带压作业失败的水井概况 台 1 区块地层压力高，因此对水井采取带压作业的方式。截至 2014年 11 月，兴茂作业区共有水井 136 口，带压作业 27 口，其中失败的有20 口，占总井数近 1/6，严重影响作业区的正常生产。 2、带压作业失败的水井治理
2、根据管柱受损情况，结合水井与周围油井的连通情况、油井含水上升趋势与井组地质状况，将带压作业失败的井下一步的治理措施划分为两类。 2.1 管柱损坏的井，建议执行周期注水关井或进行带压大修恢复生产。2.1.1 地层发育不好，与周围油井连通较差，建议执行周期注水关井。以茂 Y53-25 井组为例： 茂 Y53-25 井组包含三口油井：茂 Y52-26、茂 Y54-24 和茂 Y54-26。截至 2014 年 12 月累积注水 3.2678104m3，累积产油 0.7133104t。井组发育扶余油层属于特低渗透致密性储层。平均孔隙度：14.2%；平均渗透率：2.8610-3m2。 茂 Y53-25 井
3、的 F3 层与茂 Y54-24 I 类连通，与茂 Y52-26、茂Y54-26类连通；F1 层与周围两口三口油井均呈类连通；F5 层与茂 Y54-26类连通，与茂 Y52-2、茂 Y54-24类连通。由于该井组地层发育不好，与周围油井连通较差，因此建议对茂 Y51-斜 27 采取周期注水关井。 2.1.2 含水上升过快，建议周期注水关井。 茂 X55-斜 21 井组采用油井井距 225m，水井井距 450m，油水井排距120m 的线状注采开发井网。油水井数比 2：1，井网密度 27.8 口/km。截至 2014 年 12 月累积注水 4.7915104m3，累积产油 2.201104t。井组发
4、育扶余油层属于特低渗透致密性储层。平均孔隙度：14.3%；平均渗透率：5.4910-3m2。为了提高井组产能，采取全井压裂投产。平均单井压裂有效厚度：18.95m；破裂压力 2842MPa。为了保持地层能量，提高油井供液能力，茂 X55-斜 21 井于 2006 年 7 月 11 日转注，采用五点法注水，日配注为 40m3，注水强度为 1.81m3/d?m，在 14.17MPa 注水压力下日注水 40m3。转注后注水受效，油井产能提高，注采关系完善后油井地层压力得到了补充，取得了较好的效果。 为了保护主油层，避免笼统注水导致高渗透油层单层突进，缓解层间矛盾，于 2007 年 3 月对该井进行分
5、层调整，由笼统注水改为三级四段分层注水。笼统改分层，保护了主力油层 F8、F1、F3，控制主力油层注水强度，延缓周围油井见水时间；又对非主力油层 FI2 适当减少注水，降低非主力油层注水强度，保障主力油层产量。 茂 X55-斜 21 井组位于区块构造位置轴部，天然裂缝较发育，注入水容易沿裂缝方向突进。与其连通的油井茂 X56-斜 20 具有注水后见效快、见水时间短，见水后含水上升快的特征。油井在注水过程中，地下形式发生了变化，注水压力高，对使得天然裂缝与人工裂缝复合沟通，导致注入水单层突进而使油井含水上升过快。为控制茂 X56-斜 20 井的含水上升速度，对连通两口水井茂 X55-斜 21 和
6、茂 X57-斜 21 从 2007 年 9 月到2012 年 2 月分别进行了四次注水方案调整。连通水井茂 X55-斜 21 和茂X57-斜 21 的配注量分别由原来的 40m3 调整为 15m3 和 12m3。 茂 X55-斜 21 井 F2 层吸水量逐年递增，但在 2010 年 9 月方案中层段停注；方案调整中 F8 层配注量降低，在 2011 年 6 月份测试中 F2层有吸水显示，认为是 F8 层水量窜层；F1 层吸水比例比较平稳；F3 层整体吸水比例稳定。 茂 X55-斜 21 井 F2 层吸水量逐年递增，但在 2010 年 9 月方案中层段停注；方案调整中 F8 层配注量降低，在 2
7、011 年 6 月份测试中 F2层有吸水显示，认为是 F8 层水量窜层；F1 层吸水比例比较平稳；F3 层整体吸水比例稳定。 2011 年综合调整方案对茂 X55-斜 21 井实行高含水关井后，该井附近地层存水率增加，地层压力得到恢复，同时高含水井关井后，采出井点减少，地下注采形式发生变化，注入水的流动方向发生改变，油井受效方向增加，使周围两口油井受到了注水效果，有效缓解了平面矛盾，提高了周围油井的出油能力。所以建议对茂 X55-斜 21 井实施周期注水关井，控制油井含水上升。 2.1.3 与周围油井连通好，地层发育较好，周围油井含水上升速度较慢，建议进行带压大修，恢复生产。以茂 X59-斜
8、25 井组为例： 茂 X59-斜 25 井组采用油井井距 225m，水井井距 450m，油水井排距120m 的线状注采开发井网。油水井数比 2：1，井网密度 27.8 口/km.截止到 2014 年 12 月累积注水 4.5051104m3，累积产油 1.7523104t。茂 X59-斜 25 井组发育扶余油层属于特低渗透致密性储层。平均孔隙度：13.5%；平均渗透率：4.4210-3m2 为了提高井组产能，采取全井压裂投产。平均单井压裂有效厚度：12.58 m；破裂压力 2042MPa。为了保持地层能量，使油井有较高供液能力，茂 X59-斜 25 井于 2006 年 8月转注，采用五点法注水
9、，日配注为 25m3，注水强度为 1.75m3/d?m，在10.65MPa 注水压力下日注水 25m3。 为了保护主力油层，避免笼统注水导致高渗透油层单层突进，缓解层间矛盾，于 2007 年 3 月对该井进行分层调整，由笼统注水改为二级三段分层注水。之后该井组油井产量逐年递减，需要进行重复压裂，在重复压裂取得较好效果的同时对茂 X60-24 井实施转向压裂实验。茂 X60-24井初次压裂后，随着开采时间延长，裂缝导流能力、含油饱和度和地层压力的下降，单井产量逐渐递减。日平均产量由 2008 年 3 月份 2.3t 下降到 2011 年 5 月份的 0.8t，采油强度由 0.14t/m?d 下降
10、到 0.05t/m?d，遂于 2011 年 6 月对该井进行转向压裂施工。完成压裂后，现场捞油求产，落实压裂效果。捞油五天后产量开始稳定在 2.5t/d，并且为了落实产量下泵前进行环空测试。 F1 层产液量为 1.37m3/d，占整个油层产液量的 43.5%；F2 层产液量为 0.25m3/d，占整个油层产液量的7.9%；F3 层产液量为 1.0m3/d 占整个油层产液量的 31.7%；F4 层产液量是 0.53m3/d，占整个油层产液量的 16.8%。由此得出 F1 是主力产油层，F2、F3、F4 是非主力产油层。压裂后主力油层 F1 层，砂岩有效厚度是 7.2m，采液强度 0.19m3/m
11、?d；非主力油层 F3 层，砂岩有效厚度是 4.3m，采液强度 0.23m3/m?d；非主力油层 F4 层，砂岩有效厚度是 4.3m，采液强度 0.18m3/m?d；非主力油层基本恢复正常注水开发采液强度。 茂 X60-24 井实施转向压裂施工以前平均日产量 0.8t，压裂施工后稳定日产量是 2.5t，?油 1.7t，截止目前累计增产 306t。分析表明对茂X60-24 井实施转向压裂后非主力油层增产效果明显。所以建议对水井茂X59-斜 25 进行带压大修，完善井组注采关系，恢复井组产能，保障转向压裂井产量。 2.2 管柱损坏的井，并且与周围油井连通相对较好，带压作业过程中未对管柱造成损伤，建
12、议进行笼统注水，以保障注采平衡，恢复地层压力，并且测试吸水剖面，观察地层吸水能力，避免出现层间矛盾。 3、下一步建议 带压作业失败的水井数占水井总数近 1/6，严重影响作业区的正常生产。建议从以下三个方面减少对套管的损害： 3.1 在日常注水过程中，平稳注水，避免骤开骤停，对套管造成巨大冲击；洗井过程中，套管内流体压力骤降，套管内外形成较大压差，因此要严格按照操作规程控制洗井压力、时间和排量。 3.2 在油田开发过程中，注水井注水质量的好坏直接关系到油田的开发效果，分层注水管柱的密封状况直接决定分层注水质量。所以应加大水井验封力度，及时发现与处理不密封和受损的管柱。 3.3 高压注水容易引起套
13、损，建议保障注入水水质，避免阻塞近井地带孔隙和喉道，引起注水井近井地带地层压力升高。 4、结论与认识 4.1 带压作业失败的水井，分析与周围油井的连通情况，油井含水上升趋势与井组地质状况，进行停注或启注，有利于恢复油井产能，保持底层能量，创作经济效益。 4.2 加强注水调整，通过附近连通水井实施周期注水，形成高低渗透层之间、孔隙与基质之间的流体交换来改善低渗透油层水驱开发效果，解决油井高含水、改善井区平面矛盾、减缓油井产量递减速度的有效手段。 4.3 压裂投产可以充分发挥油井产能，采用同步注水，使注采关系完善，油井地层能量得到补充，增加油井受效程度。而对于低渗透油田，二次压裂是改善油层渗透性的最根本措施，在条件成熟的时候，对具有潜力的油井进行二次压裂，可增加油井产量，改善区块开发效果。 参考文献 1 章根德，何鲜.油井套管变形损坏机理M.北京：石油工业出版社，2005-07. 2 许为，于国栋等.新民油田早期预防套管变形技术C.油气田开发技术座谈会文集.北京：石油工业出版社，2001-10.
