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摘要：超稠油油田注蒸汽开采，采出水具有采出量比较大和水质比较复杂以及处理难度比较高等特点，因此也是油田开采过程中的一个比较有难度的工序，针对油田采出水特点，进行难点分析，针对杜84-49-K57和杜84-47-52井因出水导致高含水现象。通过分析出水位置，油层特征，射孔分布，经济造价等因素选择机械堵水和化学堵水两种不同方式，均取得了较好的效果。为此，对两种堵水方式进行对比，找到其适用范围，以及选择条件，为其它同类型的出水井的治理提供借鉴。
关键词：蒸汽开采;采出水;治理
前言
随着油田的不断开发，地层中的油逐渐减少，油田常采用注水方式保持油层压力来提高采油率。在 稠油区，注入高压蒸汽降低原油粘度，使稠油得到开采。注水或注入蒸汽都会使原油含水率增高，含水原油从油井中开采出来，经过加工将原油中的水分离出来，分离出来的水称为“ 油田采出水”。对注水地区，油田采出水处理后回注入地层;对稠油热采区，油田采出水处理后作为热采锅炉给水;部分油田采出水必须外排于自然水体。
1、问题分析
1.1 井组区域情况
杜84-49K-57井组开采层位为兴隆台油层，井组共4口直井，分别是杜84-49-K57、杜84-47-52、杜84-47-55及杜84-49-55.其中，杜84-49-K57和杜84-47-52分别是杜84-49-57和杜84-47-53的更新井。井组正常日产油31t，自2001年相继投产以来，截止目前，已累计采油7.1×104t，累计采水14.35×104t，累计注汽10.65×104t，累积油汽比0.58，油井平均吞吐15周期。其中杜84-47-52因化学药剂失效，于2018年3月份高含水关井。
1.2区域主要问题
根据连井剖面以及地质构造，分析可得出，兴一组底部发育底水，处于杜84-49-k57井组东南方向，此井组处于西部凹陷西斜坡边缘中部，有底水推进趋势，易造成此油井出现高含水现象。
杜84-49-K57井于第一生产周期末期即2014年10月末开始出水，出水时日产液18t，日产油0.5t，综合含水97%，井口温度50℃.
杜84-47-52井于2016年11月25日开始出水，出水时，日产液量25t，日产油0.2t，综合含水96%，井口温度42℃。
1.3出水分析
从杜84-49-K57井生产特征来看，出水期间，油井日产液18吨，日产油0.5吨，含水97%，井口温度50℃，沉没度358.1m。杜84-47-52井出水期间，日产液25吨，日产油0.2吨，含水96%，井口温度42℃，沉没度569.7m。两者都表现为高液量、高沉没度、低温度的特征。高液量和高液面说明水源具有很充足的供水能力。
1.4水性分析
杜84兴隆台东区块油井回采水矿化度正常值为1500g/ml左右，通过对杜84-49-K57和杜84-47-52两油井的回采水进行水性分析，发现两口井回采水矿化度都在1000g/ml以下，分别为986.5mg/l和922.6mg/l。
我们将其矿化度同兴隆台顶水矿化度进行比较，顶水矿化度一般介于600-1000g/ml之间，杜84-49-k57井和杜84-47-52井矿化度与兴隆台顶水矿化度基本吻合。由此得出，水源并不是来自开采油层内部。
1.5連井剖面分析
根据杜84-49-k57、杜84-47-57和曙1-31-046连井剖面图可看出，杜84-49-k57生产井段右侧下侧分别存在水层，分析电测解释成果，得出曙1-31-046在顶深713.6m与顶深720.3m处各存在水层。根据水性分析986.5mg/L。
得出水源应为开发层系的边水位置
分析杜84-47-52井，杜84-45-53以及杜84-49-53连井剖面图，水源共有三处，均有可能。结合水性分析，回采水与兴隆台层顶水矿化度相吻合，因此水源应为开发层系上部的两个水层处。
2、治理措施
根据出水位置我们将对杜84-49-K57和杜84-47-52这两口井进行边水治理。
2.1对杜84-49-K57井治理
杜84-49-K57井生产层段在694.9m-777m，于2014年10月末开始出水，含水率直线上升至90%左右，经综合分析后，判断为兴Ⅰ组边水侵入，并在2014年11月30日，施工找水，经打压测试，套管合格无漏点，并且固井质量较好。
2014年12月12日，我们决定对该井进行双封隔器卡封关井，用热水60方反洗井进站，起出井内注汽管柱结构，按设计要求下入机械堵水管柱，最终确定在717.72-719.22m处座封，打压合格。封堵出水层。杜84-49-K57井机械堵水后，日产油由措施前的0.5吨上升至9.2吨，含水由措施前的97%下降至48%。堵水效果持续时间长，稳定性较好。
2.2对杜84-47-52井治理
杜84-47-52井生产层段在712m～776.8m，于2016年11月25日开始出水。在2016年12月19日、2017年3月23日及2017年4月28日，都对杜84-47-52进行机械堵水，2016年12月27日，进行机械堵水作业，下封隔器于748.59m、777.91m处，2017年3月22日，进行机械堵水作业，下放封隔器于733.39m、734.39m处，2017年4月27日，最后一次进行机械堵水作业，下封隔器于701.26m、733.99m处。机械封堵后，出水情况有所改善，但是，日产油量与日产液量急剧下降，由原来日产油量10t下降至1t左右，出现产能低下情况。含水率仍旧较高。因产量低，堵水效果虽然明显，但不具有经济价值，因此在2017年6月17日至6月25日上作业，利用树脂粉煤灰对其进行化学堵水，措施初期日产油17.9吨，截至生产30天，阶段产油380吨，日产液25.2吨，日产油15.3吨，含水55%，效果显著。于2017年9月份，化学药剂失效，导致含水上升，高含水关井。
3、措施比较
机械堵水费用较低为1.8万元，化学堵水费用较高为8万元。同时机械堵水效果持续时间长，杜84-49-K57自2012年12月份进行机械堵水，见效期持续至2017年10月份，有效期三年左右。化学堵水药剂有效期比较短。杜84-47-52自2017年7月份进行化学堵水，见效期持续至2017年9月份，随即又出现高含水现象，有效期仅有两个月。
4、结论及建议
4.1杜84-49-K57和杜84-47-52井均为兴Ⅰ组边水侵入导致的出水，具有区域相通性。
4.2由于油层特点的不同，两口井采用了不同的堵水方式，均取得了较好的堵水效果。
4.3 杜84-49-K57井组区域出水井治理对同类型出水治理有借鉴意义。
4.4因为杜84-49-K57井和杜84-47-52井出水情况是一致的，所以我们进行下一步建议，假设杜84-49-K57井由于套管变形等问题无法实施机械堵水措施，可以对其进行化学堵水来治理出水问题。
4.5套管因素，产油层系能力允许的条件下，尽可能选择机械堵水，经济成本较低，符合集团公司降本增效的大方向。
（作者单位：辽河油田曙光采油厂）
关键词：蒸汽开采;采出水;治理
前言
随着油田的不断开发，地层中的油逐渐减少，油田常采用注水方式保持油层压力来提高采油率。在 稠油区，注入高压蒸汽降低原油粘度，使稠油得到开采。注水或注入蒸汽都会使原油含水率增高，含水原油从油井中开采出来，经过加工将原油中的水分离出来，分离出来的水称为“ 油田采出水”。对注水地区，油田采出水处理后回注入地层;对稠油热采区，油田采出水处理后作为热采锅炉给水;部分油田采出水必须外排于自然水体。
1、问题分析
1.1 井组区域情况
杜84-49K-57井组开采层位为兴隆台油层，井组共4口直井，分别是杜84-49-K57、杜84-47-52、杜84-47-55及杜84-49-55.其中，杜84-49-K57和杜84-47-52分别是杜84-49-57和杜84-47-53的更新井。井组正常日产油31t，自2001年相继投产以来，截止目前，已累计采油7.1×104t，累计采水14.35×104t，累计注汽10.65×104t，累积油汽比0.58，油井平均吞吐15周期。其中杜84-47-52因化学药剂失效，于2018年3月份高含水关井。
1.2区域主要问题
根据连井剖面以及地质构造，分析可得出，兴一组底部发育底水，处于杜84-49-k57井组东南方向，此井组处于西部凹陷西斜坡边缘中部，有底水推进趋势，易造成此油井出现高含水现象。
杜84-49-K57井于第一生产周期末期即2014年10月末开始出水，出水时日产液18t，日产油0.5t，综合含水97%，井口温度50℃.
杜84-47-52井于2016年11月25日开始出水，出水时，日产液量25t，日产油0.2t，综合含水96%，井口温度42℃。
1.3出水分析
从杜84-49-K57井生产特征来看，出水期间，油井日产液18吨，日产油0.5吨，含水97%，井口温度50℃，沉没度358.1m。杜84-47-52井出水期间，日产液25吨，日产油0.2吨，含水96%，井口温度42℃，沉没度569.7m。两者都表现为高液量、高沉没度、低温度的特征。高液量和高液面说明水源具有很充足的供水能力。
1.4水性分析
杜84兴隆台东区块油井回采水矿化度正常值为1500g/ml左右，通过对杜84-49-K57和杜84-47-52两油井的回采水进行水性分析，发现两口井回采水矿化度都在1000g/ml以下，分别为986.5mg/l和922.6mg/l。
我们将其矿化度同兴隆台顶水矿化度进行比较，顶水矿化度一般介于600-1000g/ml之间，杜84-49-k57井和杜84-47-52井矿化度与兴隆台顶水矿化度基本吻合。由此得出，水源并不是来自开采油层内部。
1.5連井剖面分析
根据杜84-49-k57、杜84-47-57和曙1-31-046连井剖面图可看出，杜84-49-k57生产井段右侧下侧分别存在水层，分析电测解释成果，得出曙1-31-046在顶深713.6m与顶深720.3m处各存在水层。根据水性分析986.5mg/L。
得出水源应为开发层系的边水位置
分析杜84-47-52井，杜84-45-53以及杜84-49-53连井剖面图，水源共有三处，均有可能。结合水性分析，回采水与兴隆台层顶水矿化度相吻合，因此水源应为开发层系上部的两个水层处。
2、治理措施
根据出水位置我们将对杜84-49-K57和杜84-47-52这两口井进行边水治理。
2.1对杜84-49-K57井治理
杜84-49-K57井生产层段在694.9m-777m，于2014年10月末开始出水，含水率直线上升至90%左右，经综合分析后，判断为兴Ⅰ组边水侵入，并在2014年11月30日，施工找水，经打压测试，套管合格无漏点，并且固井质量较好。
2014年12月12日，我们决定对该井进行双封隔器卡封关井，用热水60方反洗井进站，起出井内注汽管柱结构，按设计要求下入机械堵水管柱，最终确定在717.72-719.22m处座封，打压合格。封堵出水层。杜84-49-K57井机械堵水后，日产油由措施前的0.5吨上升至9.2吨，含水由措施前的97%下降至48%。堵水效果持续时间长，稳定性较好。
2.2对杜84-47-52井治理
杜84-47-52井生产层段在712m～776.8m，于2016年11月25日开始出水。在2016年12月19日、2017年3月23日及2017年4月28日，都对杜84-47-52进行机械堵水，2016年12月27日，进行机械堵水作业，下封隔器于748.59m、777.91m处，2017年3月22日，进行机械堵水作业，下放封隔器于733.39m、734.39m处，2017年4月27日，最后一次进行机械堵水作业，下封隔器于701.26m、733.99m处。机械封堵后，出水情况有所改善，但是，日产油量与日产液量急剧下降，由原来日产油量10t下降至1t左右，出现产能低下情况。含水率仍旧较高。因产量低，堵水效果虽然明显，但不具有经济价值，因此在2017年6月17日至6月25日上作业，利用树脂粉煤灰对其进行化学堵水，措施初期日产油17.9吨，截至生产30天，阶段产油380吨，日产液25.2吨，日产油15.3吨，含水55%，效果显著。于2017年9月份，化学药剂失效，导致含水上升，高含水关井。
3、措施比较
机械堵水费用较低为1.8万元，化学堵水费用较高为8万元。同时机械堵水效果持续时间长，杜84-49-K57自2012年12月份进行机械堵水，见效期持续至2017年10月份，有效期三年左右。化学堵水药剂有效期比较短。杜84-47-52自2017年7月份进行化学堵水，见效期持续至2017年9月份，随即又出现高含水现象，有效期仅有两个月。
4、结论及建议
4.1杜84-49-K57和杜84-47-52井均为兴Ⅰ组边水侵入导致的出水，具有区域相通性。
4.2由于油层特点的不同，两口井采用了不同的堵水方式，均取得了较好的堵水效果。
4.3 杜84-49-K57井组区域出水井治理对同类型出水治理有借鉴意义。
4.4因为杜84-49-K57井和杜84-47-52井出水情况是一致的，所以我们进行下一步建议，假设杜84-49-K57井由于套管变形等问题无法实施机械堵水措施，可以对其进行化学堵水来治理出水问题。
4.5套管因素，产油层系能力允许的条件下，尽可能选择机械堵水，经济成本较低，符合集团公司降本增效的大方向。
（作者单位：辽河油田曙光采油厂）