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【摘要】随着油田开发的不断深入和采油技术的更新，水平井不断增多，随着水平井开采时间的延长，在开采过程中，出现了受水干扰的开发矛盾，通过两项水干扰治理办法的实施，摸索出水平井邻井水干扰治理较成熟技术，在开发效果上，取得了控水增产效果，为今后的治理工作打下基础，积累了宝贵的经验。
【关键词】水平井 水干扰 治理 效果
随着油田开发的不断深入和采油技术的更新，水平井不断增多。截止2012年12月底，全区共有水平井32口，其中超稠油16口，普通稠油16口。主要分布于杜212兴隆台、杜255、杜813兴隆台南3个区块，2012年全年产油3.8819万吨，其中普通稠油1.8809万吨，超稠油1.9223万吨。水平井在提高了储量动用程度增加产量的同时，也产生了受水干扰的开发矛盾，通过对2011年全区水平井生产情况分析测算，年受水干扰影响产量1.3万吨。通过对水平井水干扰治理办法的摸索，全年实施治理4个井组，获得效益310.46万元，在水平井治理水干扰上取得部分成功。
1 現状调查及原因分析
1.1 多层系开发，层系间干扰严重
杜212XL隶属杜239区块。该块含油面积1.2km2，目前有杜家台、大凌河、兴隆台三套层系同时开发。开发层系的叠加开采，因直井距水平段较近，在杜212兴隆台油层的水平井注汽时，造成杜239块的直井受影响，大部分油井在兴隆台油层段发生套变，由于直井套坏出水从而导致杜212XL区块投产水平井出水（兴H214、兴H215、兴H217）。
1.2 直井出水导致区域水淹
（1）杜813兴隆台为薄互超稠油油藏，为高孔高渗高储层，生产目的层上有顶水，下有底水，且油层与水层间距过小（仅5米），加上油井套坏普遍。从而导致开发该层系水平井出水（杜813-H208，杜813-H204）。
（2）导致直井出水的最主要问题是套坏问题。对于热采油井，套管热应力集中的位置是封隔器以下，因此热应力补偿器都在油层顶部以上30米以内。但在频繁的蒸汽注入过程中，由于出汽口距离热补位置较近，导致热补位置套管出现问题成为油井出水的一个重要原因。统计杜813兴隆台南13口出水井的热力补偿器与出气口位置关系发现，两者之间距离小于10m的出水井占到总出水井数的50%。
2 水干扰治理办法形成
水干扰治理办法一，以水平井为中心，以水平井井组为单元。通过对井组剖面的分析，寻找最有可能导致水平井出水的直井，通过直井水性分析，判断出水位置，实施小修的机械堵水和大修的挤灰综合堵水，从而恢复水平井产能，提高整个水平井井组的开发效果。
水干扰治理办法二，大修后油井仍有出水迹象水平井，通过成熟的工艺措施实施小井眼水平井的注汽技术研究与应用，通过小直径阻隔器等配套工具，对怀疑出水水平段进行封堵，从而恢复出水水平井生产效果。
3 水干扰治理办法实施及可行性论证
H204一周期下泵生产后一直高含水。本井找漏未发现漏点，测固井质量合格。该井区一线直井10口，有3口井（杜813-4344、杜813-4443、S609）高产液高含水生产，有5口（杜813-4544、杜813-4445、杜813-4247、杜813-4148、杜813-4245）挤灰封层，有1口（杜813-19301）套坏关井，有1口正常生产。经过对高含水井生产史及注灰封层情况进行认真分析后确定治理方案：首先对3口高含水井进行找水工作，若无问题再对挤灰封层过程存在问题的（杜813-4247、杜813-4544）重新挤灰。一线直井杜813-43-44在方案确定后，2012年3月17日在对该井检泵过程中实施找堵水发现漏点（801.56-803.48m），由于该井之前无出水史，将漏点封堵后于2012年3月20日下泵，下泵后该井含水由95%降低40%。同时，杜813-H204也于3月21日下泵，下泵后日产液33.3t/d，日产油17.7t/d。区域杜813-4443井含水也持续下降，区域治水效果显著。截止11月底，区域5口油井阶段产油6262吨。其中杜813-H204单井阶段增油2307吨。
同注井杜813-45-50井在生产过程中检泵一次，检泵后本井含水升高，同时杜813-H208井含水逐渐升高，分析认为水平井出水与该井有关。2012年4月6日对杜813-45-50井进行找堵水并实施大修堵水措施，2012年4月29日侯凝，同时对杜813-4253井找漏，漏点在803米-804米，下封隔器堵水。杜813-H208井含水在2012年4月30开始下降，生产正常。截止11月底，杜813-H208阶段增油1488吨。
馆H7在一周期末含水逐渐上升，二周期下泵后一直高含水生产。本井找漏未发现漏点。2012年3月中旬对该区域3口直井（曙1-20064、曙1-20066、曙1-2065）测固井质量，初步分析是由于曙1-20-064井固井质量不合格（其它2口井固井质量合格），地层水窜槽，从而导致该井出水。2012年4月20日对邻井曙1-20-064实施挤灰封层，之后馆H7含水下降，阶段增油403吨。
杜212-兴H214在2009年1月份由于出砂严重关井，2010年11月实施大修，下入φ127mm筛管。大修后油井周期产水呈倍数增加，经过对其吸汽剖面和含水饱和度资料的认真分析认为脚尖出水可能想较大，于是对该井实施选注措施。截止2012年底，该井下泵86.2天，产油1489吨。
4 经济效益评价
通过应用水平井水干扰治理办法，全年实施4个井组，有效增油5687t；获得效益419.16万元，措施费用投入108.7万元，扣除措施费用效益310.46万元。
5 结论
通过对4个井组的水平井出水进行治理，实现了全年增油5687t。证明水平井邻井水干扰治理技术较成熟，今后可继续应用。
但对部分油井的出水机理研究还是不够深入，下步工作重点是加强对高周期油井含水高的原因进行分析，针对水平井出水段的堵水技术还不成熟，需加强研究。
参考文献
[1] 陈民锋，等.超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定[J].石油大学学报（自然科学版），2002
[2] 刘文章.难动用储量开发采油工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2005
作者简介
马娟，出生1974年3月，性别：女，籍贯：辽宁省盘锦市人，职称：技师，学历：大专，专业：石油工程，工种：采油工。
【关键词】水平井 水干扰 治理 效果
随着油田开发的不断深入和采油技术的更新，水平井不断增多。截止2012年12月底，全区共有水平井32口，其中超稠油16口，普通稠油16口。主要分布于杜212兴隆台、杜255、杜813兴隆台南3个区块，2012年全年产油3.8819万吨，其中普通稠油1.8809万吨，超稠油1.9223万吨。水平井在提高了储量动用程度增加产量的同时，也产生了受水干扰的开发矛盾，通过对2011年全区水平井生产情况分析测算，年受水干扰影响产量1.3万吨。通过对水平井水干扰治理办法的摸索，全年实施治理4个井组，获得效益310.46万元，在水平井治理水干扰上取得部分成功。
1 現状调查及原因分析
1.1 多层系开发，层系间干扰严重
杜212XL隶属杜239区块。该块含油面积1.2km2，目前有杜家台、大凌河、兴隆台三套层系同时开发。开发层系的叠加开采，因直井距水平段较近，在杜212兴隆台油层的水平井注汽时，造成杜239块的直井受影响，大部分油井在兴隆台油层段发生套变，由于直井套坏出水从而导致杜212XL区块投产水平井出水（兴H214、兴H215、兴H217）。
1.2 直井出水导致区域水淹
（1）杜813兴隆台为薄互超稠油油藏，为高孔高渗高储层，生产目的层上有顶水，下有底水，且油层与水层间距过小（仅5米），加上油井套坏普遍。从而导致开发该层系水平井出水（杜813-H208，杜813-H204）。
（2）导致直井出水的最主要问题是套坏问题。对于热采油井，套管热应力集中的位置是封隔器以下，因此热应力补偿器都在油层顶部以上30米以内。但在频繁的蒸汽注入过程中，由于出汽口距离热补位置较近，导致热补位置套管出现问题成为油井出水的一个重要原因。统计杜813兴隆台南13口出水井的热力补偿器与出气口位置关系发现，两者之间距离小于10m的出水井占到总出水井数的50%。
2 水干扰治理办法形成
水干扰治理办法一，以水平井为中心，以水平井井组为单元。通过对井组剖面的分析，寻找最有可能导致水平井出水的直井，通过直井水性分析，判断出水位置，实施小修的机械堵水和大修的挤灰综合堵水，从而恢复水平井产能，提高整个水平井井组的开发效果。
水干扰治理办法二，大修后油井仍有出水迹象水平井，通过成熟的工艺措施实施小井眼水平井的注汽技术研究与应用，通过小直径阻隔器等配套工具，对怀疑出水水平段进行封堵，从而恢复出水水平井生产效果。
3 水干扰治理办法实施及可行性论证
H204一周期下泵生产后一直高含水。本井找漏未发现漏点，测固井质量合格。该井区一线直井10口，有3口井（杜813-4344、杜813-4443、S609）高产液高含水生产，有5口（杜813-4544、杜813-4445、杜813-4247、杜813-4148、杜813-4245）挤灰封层，有1口（杜813-19301）套坏关井，有1口正常生产。经过对高含水井生产史及注灰封层情况进行认真分析后确定治理方案：首先对3口高含水井进行找水工作，若无问题再对挤灰封层过程存在问题的（杜813-4247、杜813-4544）重新挤灰。一线直井杜813-43-44在方案确定后，2012年3月17日在对该井检泵过程中实施找堵水发现漏点（801.56-803.48m），由于该井之前无出水史，将漏点封堵后于2012年3月20日下泵，下泵后该井含水由95%降低40%。同时，杜813-H204也于3月21日下泵，下泵后日产液33.3t/d，日产油17.7t/d。区域杜813-4443井含水也持续下降，区域治水效果显著。截止11月底，区域5口油井阶段产油6262吨。其中杜813-H204单井阶段增油2307吨。
同注井杜813-45-50井在生产过程中检泵一次，检泵后本井含水升高，同时杜813-H208井含水逐渐升高，分析认为水平井出水与该井有关。2012年4月6日对杜813-45-50井进行找堵水并实施大修堵水措施，2012年4月29日侯凝，同时对杜813-4253井找漏，漏点在803米-804米，下封隔器堵水。杜813-H208井含水在2012年4月30开始下降，生产正常。截止11月底，杜813-H208阶段增油1488吨。
馆H7在一周期末含水逐渐上升，二周期下泵后一直高含水生产。本井找漏未发现漏点。2012年3月中旬对该区域3口直井（曙1-20064、曙1-20066、曙1-2065）测固井质量，初步分析是由于曙1-20-064井固井质量不合格（其它2口井固井质量合格），地层水窜槽，从而导致该井出水。2012年4月20日对邻井曙1-20-064实施挤灰封层，之后馆H7含水下降，阶段增油403吨。
杜212-兴H214在2009年1月份由于出砂严重关井，2010年11月实施大修，下入φ127mm筛管。大修后油井周期产水呈倍数增加，经过对其吸汽剖面和含水饱和度资料的认真分析认为脚尖出水可能想较大，于是对该井实施选注措施。截止2012年底，该井下泵86.2天，产油1489吨。
4 经济效益评价
通过应用水平井水干扰治理办法，全年实施4个井组，有效增油5687t；获得效益419.16万元，措施费用投入108.7万元，扣除措施费用效益310.46万元。
5 结论
通过对4个井组的水平井出水进行治理，实现了全年增油5687t。证明水平井邻井水干扰治理技术较成熟，今后可继续应用。
但对部分油井的出水机理研究还是不够深入，下步工作重点是加强对高周期油井含水高的原因进行分析，针对水平井出水段的堵水技术还不成熟，需加强研究。
参考文献
[1] 陈民锋，等.超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定[J].石油大学学报（自然科学版），2002
[2] 刘文章.难动用储量开发采油工艺技术[M].北京：石油工业出版社，2005
作者简介
马娟，出生1974年3月，性别：女，籍贯：辽宁省盘锦市人，职称：技师，学历：大专，专业：石油工程，工种：采油工。