紅花套組底水油藏水平井延緩水錐完井技術(shù)探討——以松滋油田SH 10－P21井為例

孫曉蘭，李少明

（中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院，湖北 武漢430035）

0 前言

紅花套組油藏是松滋油田復(fù)I斷塊主力油層，油藏中部垂深3 750 m，孔隙度13.3%，滲透率5.6×10－3μm2，垂向與水平向滲透率之比為0.80，平面非均質(zhì)性嚴重，礦化度22.66×104mg／L，地層溫度126.6℃，砂巖厚度120 m，油水界面深度3 750 m，水體體積與油層體積之比為31.77，底水油藏能量十分充足，屬深層高溫中孔高礦化度低滲透巨厚砂巖邊底水油藏，油藏夾層不連續(xù)且薄。

對于底水油藏，如何防止底水錐進和提高無水采油期是普遍關(guān)心的問題。與直井相比，利用水平井開發(fā)底水油藏時生產(chǎn)壓差相比較小，因此國內(nèi)外的許多學者提出了水平井延緩底水錐進的思路，但水平井開采底水油藏的方式并不能從根本上避免水錐的出現(xiàn)。利用ozkan－raghavan方法和papatzacos方法等多種方法計算底水錐進臨界產(chǎn)量和底水錐進突破時間，結(jié)果均表明理論臨界產(chǎn)量較低，目前紅花套組各油井產(chǎn)量均高于臨界產(chǎn)量，底水突破不可避免；當產(chǎn)量為25 m3／d時，底水突破的時間最長不超過3年，實際隨著原油的不斷采出，地層能量減小，生產(chǎn)壓差還需要提高，無水采油的時間遠小于3年。上述研究表明，對于紅花套組油藏僅僅采用水平井開發(fā)是不夠的，經(jīng)濟、有效的生產(chǎn)完井方式對于延長水平井的無水（低含水）采油期是十分必要的。

1 水平井延緩水錐生產(chǎn)完井技術(shù)優(yōu)選

目前水平井延緩水錐完井技術(shù)主要有雙井筒開采完井技術(shù)、管外封隔器分段完井技術(shù)、控壓閥智能完井技術(shù)、變盲篩管完井技術(shù)、變密度射孔控水技術(shù)、中心油管延緩水錐完井技術(shù)。雙井筒開采技術(shù)需要鉆兩個井筒，投資成本太大；管外封隔器分段完井技術(shù)主要受管外封隔器性能影響，目前國內(nèi)裸眼多級封隔器分段完井技術(shù)不夠成熟，國外封隔器造價昂貴；變盲篩管完井技術(shù)主要用于長水平井段；變密度射孔控水技術(shù)采用變孔密射孔設(shè)計方案，人為控制生產(chǎn)壓差，使水平段從遠井地帶到近井地帶均勻流入，減緩底水的上升速度；中心油管控壓控水延緩水錐技術(shù)的主要原理是將合適尺寸的油管伸入投產(chǎn)井段合適位置（約中間部位 ），流入流體徑向流動時產(chǎn)生一定的附加流入阻力，形成統(tǒng)一均衡的徑向滲流速率剖面和凈生產(chǎn)壓差，底水從而均勻向上推進，避免了底水從跟部過早水淹，延長無水采油期，具有結(jié)構(gòu)簡單、可操作性強、完井成本低等優(yōu)勢。

結(jié)合油藏特點，分析紅花套組形成底水局部突破主要原因有：

1）井筒有限導(dǎo)流能力，造成生產(chǎn)壓差非均衡分布，生產(chǎn)壓差跟端高趾端低。

2）油藏平面非均質(zhì)嚴重，造成滲流速率的非均衡分布，高滲透率處滲流速率可能高。

3）水平段井眼軌跡的波動，加上垂向與水平向滲透率之比較高（0.8），易造成部分井段底水局部突破。

同時，由于紅花套組油藏必須進行酸化措施才能獲得高產(chǎn)，如果酸化工藝措施不當，導(dǎo)致作業(yè)流體的非均衡性注入，影響后期生產(chǎn)效果。

該井已采用套管完井，因此，決定采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術(shù)組合。應(yīng)用變密度射孔技術(shù)解決油藏平面非均質(zhì)嚴重的問題；應(yīng)用均勻酸化解決油藏出力不均的問題；應(yīng)用中心油管控壓控水技術(shù)解決生產(chǎn)壓差非均衡分布和底水局部突破的問題。3種技術(shù)組合運用，達到延長無水采油期的目的。

2 SH10－P21井延緩水錐完井技術(shù)優(yōu)化設(shè)計

SH10－P21井是部署在油藏低部位的一口水平井，完鉆井深4 006.11 m，水平段長度182 m，測井解釋油層3層共67.6 m，經(jīng)完井討論決定對3 818.0 m～3 890.0 m井段進行投產(chǎn)，投產(chǎn)井段垂深3 710 m～3 730 m，最低處距離油水界3 750.0 m僅20.0 m，底水錐進問題壓力大。根據(jù)SH10－P21井特點，通過對射孔、措施工藝和完井技術(shù)優(yōu)化，采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術(shù)組合，延長無水采油期。

2.1 射孔參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

利用射孔軟件模擬投產(chǎn)井段傷害半徑和表皮系數(shù)，確定投產(chǎn)井段傷害半徑為340 mm～370 mm，表皮系數(shù)為5.4～8.2。

2.1.1 射孔段優(yōu)化

結(jié)合油層物性進行變密度射孔參數(shù)優(yōu)化。投產(chǎn)井段3 818.0 m～3 853.0 m 孔隙度15.5%，滲透率10.3×10－3μm2，含油飽和度50.3%，油層段較長，物性較好；3 853.0 m～3 855.0 m、3 860.0 m～3 868.0 m井段孔隙度9.5%，滲透率1.9×10－3μm2，含油飽和度45%，油層較好；3 855.0 m～3 860.0 m井段物性較差。為了使底水呈平面均勻推進采用變密度射孔，在投產(chǎn)段跟部和趾部采用高孔密，中間井段采用低孔密，形成統(tǒng)一均衡的徑向流率剖面差，油藏段避射為后期找堵水和分段開采提供條件。

通過優(yōu)化分4段進行射孔，3 818.0 m～3 838.0 m采用16孔／m，3 838.0 m～3 855.0 m采用12孔／m，3 855.0 m ～3 860.0 m 不射孔 ，3 860.0 m ～3 868.0 m采用12孔／m，3 868.0 m～3 890.0 m采用16孔／m。

2.1.2 射孔槍、彈優(yōu)選

由于3 500.0 m～3 950.0 m井段全角變化率（2°～6°）／25 m不等，102槍外徑和長度較大，無法下入，因此采用89槍；為了延緩水錐選用穿深地層較淺的89彈，并采用了同一種槍型保障射孔管柱順利起下。

2.1.3 相位角優(yōu)化設(shè)計

采用120°相位角向上射孔，垂直向下方向不射孔，以延緩底水錐進速度。

2.1.4 射孔方式優(yōu)化設(shè)計

由于該井較深，因此射孔槍采用油管傳輸方式，為了加強儲層保護射孔方式采用負壓射孔。

2.2 均勻酸化工藝優(yōu)化設(shè)計

2.2.1 酸化規(guī)模優(yōu)化設(shè)計

由于射孔段距離底水較近，在滿足地層解堵和增產(chǎn)要求基礎(chǔ)上控制酸化規(guī)模和施工排量，設(shè)計酸量90 m3，施工排量（1.2～1.6）m3／min。

2.2.2 酸液體系優(yōu)選

該區(qū)塊水敏性較強，井底溫度高，酸巖反應(yīng)速度快，容易產(chǎn)生二次沉淀，因此酸液采用甲醇配方的清潔土酸體系，以提高酸化效果，加強儲層保護。

2.2.3 均勻酸化措施管柱設(shè)計

該井井深近4 000 m，井斜角較大，為了保證管柱起下安全，放棄了封隔器分段酸化工藝，采用籠統(tǒng)酸化。為提高均勻酸化效果，根據(jù)過流面積、節(jié)流壓差自制均勻配酸措施尾管。均勻配酸措施尾管孔眼總面積小于措施油管截面，孔眼設(shè)計便于加工。均勻配酸尾管打孔方案如表1所示。

表1 均勻配酸尾管打孔方案

2.3 中心油管完井優(yōu)化設(shè)計

2.3.1 中心油管尺寸優(yōu)選

中心油管設(shè)計，利用完井軟件模擬生產(chǎn)壓差沿水平井段壓力分布，分別采用 38.1 mm、50.8 mm、63.5 mm、76.2 mm、88.9 mm 油管在日產(chǎn)液10 t、20 t、30 t、40 t、50 t條件下進行模擬計算，模擬結(jié)果顯示，在中心油管伸入生產(chǎn)段長度的45% 時壓差調(diào)節(jié)幅度最大，采用38.1 mm或50.8 mm 時調(diào)節(jié)能力較好，考慮38.1 mm油管過流面積較小，丟手工具不易配套，并且38.1 mm與50.8 mm油管調(diào)節(jié)壓差水平相差不大，因此優(yōu)選50.8 mm油管。

2.3.2 丟手管柱設(shè)計

丟手管柱封隔器采用Y441－114封隔器，為了避免Φ28 mm坐封鋼球在丟手接頭內(nèi)球座臺階上卡住，將Φ28 mm坐封鋼球放入球座內(nèi)安裝在丟手管柱末端隨管柱一起下入，丟手時先打壓坐封封隔器，然后投Φ50.8 mm鋼球，打壓完成丟手。丟手管柱中配有擋球短節(jié)，主要作用是防止抽油泵抽汲時Φ28 mm鋼球在中心油管內(nèi)來回滾動，將鋼球限制在擋球短節(jié)與接球籃之間。丟手管柱示意圖如圖1所示。

圖1 丟手管柱示意圖

2.4 現(xiàn)場施工及應(yīng)用效果

2011年6月1日完成酸化施工，總酸量90 m3，其中鹽酸40 m3，土酸50 m3，施工壓力55 MPa～57 MPa，擠酸排量1.6 m3，停泵壓力23 MPa。2011年6月11日完成丟手，2011年6月12日下泵投產(chǎn)。

完井期間累積出油54.78 m3，投產(chǎn)后初期日產(chǎn)油10.7 t，含水率17.0%，2011年11月18日日產(chǎn)油9.6 t，含水率9.6%。SH10－P21井投產(chǎn)后日產(chǎn)油－含水率曲線如圖2所示。

圖2 SH10－P21井日產(chǎn)油－含水率變化曲線

從SH10－P21井投產(chǎn)后日產(chǎn)油－含水率曲線圖中可以看出，自2011年10月15日以來，SH10－P21井日產(chǎn)油、日產(chǎn)液增加，含水率不斷下降，初步見到延緩水錐的效果。

3 結(jié)論與建議

1）盡管水平井相對直井可以有效延緩水錐的出現(xiàn)，但是通過理論計算表明紅花套組油藏在目前生產(chǎn)參數(shù)下底水突破不可避免，采取經(jīng)濟、有效的生產(chǎn)完井方式對于延長水平井的無水采油期是十分必要的。

2）針對紅花套組油藏的特點，在分析底水局部突破主要原因的基礎(chǔ)上，結(jié)合目前國內(nèi)外水平井延緩水錐完井方式的優(yōu)缺點，提出了采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術(shù)組合生產(chǎn)完井方式。

3）針對單井的具體情況，在SH10－P21井首次應(yīng)用了變密度射孔、均勻酸化、中心油管完井組合技術(shù)，并對各工藝參數(shù)進行了優(yōu)化。從其生產(chǎn)動態(tài)來看，日產(chǎn)油量、液量呈上升趨勢，含水呈下降趨勢，延緩水錐初步見效。建議在其它新油井繼續(xù)開展試驗。

［1］曹建坤，楊生柱，張宏強，等.底水油藏堵水技術(shù)研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2002（05）：80－81.

［2］席雄祥，喬守武，馮繼武，等.底水油藏開采技術(shù)對策研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2008（16）：113－114.

［3］M.R.Lslan，殷海軍.底水油藏原油的開采［J］.國外油田工程，1999（01）：6－8.