安塞油田提高水平井單井產(chǎn)能技術(shù)探索

羅慶梅，郭 亮，馬延風(fēng)，李 斌

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第一采油廠，陜西延安716000）

安塞油田是典型的“三低”油田，定向井開發(fā)呈現(xiàn)單井產(chǎn)能低、采收率低等問題。水平井開采技術(shù)因能提高對(duì)儲(chǔ)層的穿透度，增加井眼與油層的接觸面積，達(dá)到提高單井產(chǎn)能的目的，近幾年來得到了推廣應(yīng)用。安塞油田先后在長(zhǎng)6油藏、長(zhǎng)10油藏以及淺油層開發(fā)區(qū)完成了水平井28口。但隨著開采時(shí)間的延長(zhǎng)，部分水平井出現(xiàn)產(chǎn)能遞減大、含水上升快等問題。為此，分析影響因素，探索低滲透油田水平井提高單井產(chǎn)能工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期效益開發(fā)，顯得尤為迫切。

1 安塞油田水平井概況

安塞油田自1993年成功完成第一口水平井塞平1井以來，隨著鉆采工藝的進(jìn)步和創(chuàng)新，水平井開發(fā)技術(shù)逐步得到推廣應(yīng)用。水平井鉆井工藝主要采用復(fù)合導(dǎo)向鉆井技術(shù)、PDC 鉆頭＋無線隨鉆測(cè)斜，水平井水平段長(zhǎng)度能達(dá)到600 m 以上。完井工藝主要采用套管固井＋射孔方式。水平井儲(chǔ)層改造堅(jiān)持分段壓裂，通過技術(shù)不斷優(yōu)化，工藝由最初的“填砂＋液體膠塞分段壓裂”發(fā)展到以“水力噴射分段壓裂”為主的分段多簇壓裂工藝，并實(shí)現(xiàn)了一次管柱多段壓裂，提高了改造效果。在超低滲油藏，水平井初期產(chǎn)能是同區(qū)塊鄰井初期產(chǎn)能的3倍以上。水平井全部為機(jī)采生產(chǎn)，根據(jù)對(duì)區(qū)塊合理流壓研究及單井生產(chǎn)曲線，優(yōu)化調(diào)整抽汲參數(shù)，同時(shí)，根據(jù)不同生產(chǎn)階段的主要特征配套了井下防蠟、防砂及防氣工具等，保障了油井的正常生產(chǎn)。28 口水平井中，除長(zhǎng)10油藏7口井集中在油藏主力區(qū)塊，其余水平井均分布于區(qū)塊邊部，達(dá)到了提高單井產(chǎn)能、有效動(dòng)用低豐度儲(chǔ)量的目的。

安塞油田長(zhǎng)10油藏水平井見水后即為高含水，同時(shí)產(chǎn)能、液面均呈大幅下降；水平井出現(xiàn)產(chǎn)能突降或不出液現(xiàn)象，表現(xiàn)出堵塞特征。為了探索水平井提高單井產(chǎn)能工藝技術(shù)，本文以長(zhǎng)10油藏為重點(diǎn)進(jìn)行分析。

2 水平井見水原因分析

2.1 長(zhǎng)10油藏水平井基本情況

長(zhǎng)10油藏屬構(gòu)造-巖性油藏，邊底水不活躍，屬彈性溶解氣驅(qū)動(dòng)類型。水平井集中在物性較好的東北區(qū)域，于2008年10月開始陸續(xù)投產(chǎn)，截止目前共投產(chǎn)水平井9口，其中7口水平井圍繞高52井采用“米”字形井網(wǎng)開發(fā)，對(duì)應(yīng)高52井和周圍注水井采用小水量注水［1］。從長(zhǎng)10油藏水平井生產(chǎn)情況來看，整體開發(fā)形式變差，而含水上升是導(dǎo)致單井產(chǎn)能下降快的主要原因。5 口含水上升井，均集中在“米”字型井網(wǎng)周圍。

2.2 平面見水原因分析

（1）平面非均質(zhì)性：砂體展布方向總體呈北東南西向，水平井區(qū)域從西向東砂體變薄，非均質(zhì)性變強(qiáng)。高52 井長(zhǎng)1012-2 層滲透率210.0×10-3μm2，而鄰井高18-23井長(zhǎng)1012-2層滲透率34.6×10-3μm2，井距相差650 m，滲透率級(jí)差為26.9。

（2）水驅(qū)狀況：從水平井水驅(qū)前緣測(cè)試和示蹤劑監(jiān)測(cè)來看，平面水驅(qū)呈多方向性，沒有明顯的見水優(yōu)勢(shì)方向，但存在較強(qiáng)的繞流現(xiàn)象，不易控制。

（3）注水情況：長(zhǎng)10 油藏水平井區(qū)，周圍對(duì)應(yīng)13口注水井，單井注水量在10～30 m3。有5口表現(xiàn)為見水特征，見水比例71.4%，最短見水周期185天，最長(zhǎng)見水周期1166 天，平均見水周期579 天。但從長(zhǎng)10油藏水平井與周圍注水井的對(duì)應(yīng)關(guān)系來看，累計(jì)注水量與油井見水沒有明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

（4）改造規(guī)模及試油情況：高52井組7口水平井均采用水力噴砂分段壓裂技術(shù)，平均改造段數(shù)5段，平均單井試排日產(chǎn)液90.89 m3，日產(chǎn)油74.79t。

認(rèn)識(shí)：經(jīng)過對(duì)油井平面非均質(zhì)性、水驅(qū)狀況、注水情況、儲(chǔ)層改造等方面的分析，沒有發(fā)現(xiàn)明顯優(yōu)勢(shì)方向和見水規(guī)律。為了進(jìn)一步分析見水原因，需要從層內(nèi)入手，開展見水原因分析。

2.3 層內(nèi)見水分析

2011年選擇目前國(guó)內(nèi)常用的產(chǎn)液剖面測(cè)試、水平井找水測(cè)試一體化測(cè)試技術(shù)開展水平井找水試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)用兩種工藝測(cè)試了3口井。

2.3.1 高平6井

2011年11 月10 日，進(jìn)行產(chǎn)液剖面測(cè)試找水，為驗(yàn)證該工藝的準(zhǔn)確性，同時(shí)進(jìn)行了中子壽命測(cè)井。

測(cè)試原理：從套管用爬行器將井下儀器送至測(cè)量井段后下泵生產(chǎn)，通過測(cè)量流體的流動(dòng)阻力損失確定流體流量，利用油／水的導(dǎo)電性差異識(shí)別含水率。

從測(cè)試結(jié)果來看，嚴(yán)重出水段比較吻合，均在1845～1947 m 段，對(duì)應(yīng)在第1、2射孔段。但從含水分析來看，受集流傘密封不嚴(yán)的影響，產(chǎn)液剖面測(cè)試分析含水均為100%。

從中子壽命的剩余油測(cè)試圖來看（見圖1），噴射點(diǎn)1、2顯示水淹，噴射點(diǎn)5、6中度水淹，而噴射點(diǎn)3、4未測(cè)試圖見水，顯示未能有效動(dòng)用。

2.3.2 高平2井

2011年6月，采用找水測(cè)試一體化工藝進(jìn)行找水，按射孔段分三段進(jìn)行測(cè)試。

圖1 高平6井剩余油測(cè)試圖

原理：用封隔器將水平井射孔段分開，利用智能開關(guān)器在地面設(shè)定的開、關(guān)采集時(shí)間，正常生產(chǎn)后，井口錄取資料，求出各段產(chǎn)液量、含水。

從高平2找水情況來看，主要出水段為第一噴射點(diǎn)，平均日產(chǎn)液18 m3，含水98%；第二噴射點(diǎn)含水為80%，日產(chǎn)油為2.5 t；第三噴射點(diǎn)含水65%，日產(chǎn)油4.5 t。

2.3.3 高平3井

2011年9月，采用找水測(cè)試一體化工藝進(jìn)行找水，經(jīng)過兩次測(cè)試后，確定噴點(diǎn)2、噴點(diǎn)4 為高含水層段。

從平面見水原因和層內(nèi)找水結(jié)果來看，水平井區(qū)域非均質(zhì)強(qiáng)，見水井集中在砂體變薄的區(qū)域，見水方向沒有明顯規(guī)律；從層內(nèi)找水結(jié)果來看，部分噴射點(diǎn)見水，“趾部見水”特征明顯，受高52井影響較小，受周圍注水井影響明顯，同時(shí)反應(yīng)出出水與井距有一定的關(guān)系。

3 提高單井產(chǎn)能技術(shù)應(yīng)用

3.1 水平井機(jī)械堵水工藝技術(shù)［2］

針對(duì)出水層位清楚、井身結(jié)構(gòu)允許的油井，采用水泥塞或封隔器等手段，將出水層位封堵，降低油井含水。

根據(jù)高平2找水結(jié)果，噴射點(diǎn)1水淹，確定采用橋塞封堵，橋塞位置1 905 m，控制其出水。高平2于2011年9月5日機(jī)械堵水，9月16日開抽，平均日產(chǎn)液0.37 m3，含水100%，沉沒度5 m，生產(chǎn)4天后不出液。從堵水后生產(chǎn)情況反映出，高平2井噴射點(diǎn)1是該井的主力產(chǎn)層，封堵后造成該井產(chǎn)液量、液面均大幅下降；但從工藝上來說，機(jī)械堵水能達(dá)到封堵部分出水層段的要求。

3.2 水平井分段壓裂技術(shù)

為了解決高平2井堵水后產(chǎn)液量低甚至不出液的問題，選擇水力噴射分段壓裂工藝，解除堵塞，恢復(fù)產(chǎn)能。水力噴射分段壓裂工藝原理：采用大排量、大液量、低砂比的工藝參數(shù)，利用小噴嘴、高排量形成高壓，將套管、地層射開，形成多條人工裂縫，達(dá)到增產(chǎn)的目的。

高平2井采用水力噴射壓裂工藝解堵，解除原有2、3兩個(gè)噴射點(diǎn)的堵塞，在第2、3噴射點(diǎn)之間，即1 830 m 處射孔，并進(jìn)行水力噴射壓裂，新增一個(gè)噴射點(diǎn)（見表1）。壓后下泵抽汲，于2011年10月30日完井。截止2012 年2 月底，平均日產(chǎn)液16.92 m3，日產(chǎn)油2.73 t，含水78.4%；措施后動(dòng)態(tài)變化顯示出含水上升的趨勢(shì)，目前日產(chǎn)液14.88 m3，日產(chǎn)油0.89 t，含水92.6%，累增油335 t，達(dá)到了提液、增油的目的。但從目前油井含水上升的情況看，對(duì)封隔器的座封狀況、各噴射點(diǎn)的溝通狀況和加密射孔后對(duì)含水的影響還需進(jìn)一步認(rèn)識(shí)。

表1 高平2井水力噴射分段壓裂參數(shù)

3.3 水平井分段酸化技術(shù)［3］

根據(jù)歷年長(zhǎng)10油藏油水井酸化效果，篩選出了水平井低傷害酸液配方，以解除水平段噴射點(diǎn)的堵塞。

高平6井2009年11月25日自噴轉(zhuǎn)抽，初期日產(chǎn)液28.06 m3，日產(chǎn)油21.12 t，含水10.4%。2011年9 月16 日，產(chǎn)量下降、含水上升，日產(chǎn)液2.15 m3，日產(chǎn)油0.07 t，含水95.9%。經(jīng)初步分析認(rèn)為，噴射點(diǎn)出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，計(jì)劃采用酸化解堵提高產(chǎn)能。

高平6井有6個(gè)噴射點(diǎn)，每個(gè)噴射點(diǎn)計(jì)劃用酸液15 m3，排量0.5～0.6 m3／min。從施工情況來看，順利完成了對(duì)6個(gè)噴射點(diǎn)的酸化，第6噴射點(diǎn)施工壓力最高達(dá)到24.3 MPa，初步判斷為地層堵塞明顯，第1、2噴射點(diǎn)停泵后地層有倒吸現(xiàn)象，反映出地層能量虧空。2011年9 月30日酸化完井，措施后平均日產(chǎn)液量達(dá)10.62 m3，較措施前提液8.94 m3，提液效果明顯，表明近井地帶堵塞得到有效解除。為了降低含水，根據(jù)產(chǎn)液剖面測(cè)試結(jié)果，座封了嚴(yán)重出水段（噴射點(diǎn)1、2），目前平均日產(chǎn)油1.9 t。分段酸化達(dá)到了提液、增油的目的，也從而驗(yàn)證了找水工藝的可行性。

4 認(rèn)識(shí)與建議

（1）長(zhǎng)10油藏水平井區(qū)域非均質(zhì)強(qiáng)，見水井集中在砂體變薄的區(qū)域，但見水方向沒有明顯規(guī)律，見水層位難以判斷，是制約水平井治理的主要問題。

（2）應(yīng)用找水測(cè)試一體化、產(chǎn)液剖面測(cè)試兩種找水工藝應(yīng)用，均能找到出水位置，其中機(jī)械找水方法具有較高的性價(jià)比，建議下步繼續(xù)推廣應(yīng)用。同時(shí)，為了減少換層時(shí)井筒積液對(duì)液量、含水的影響，建議延長(zhǎng)每層的測(cè)試時(shí)間。

（3）由于高52井組滲透率高，水驅(qū)呈現(xiàn)多方向性，井距對(duì)油井見水有一定的影響，建議進(jìn)行注采井網(wǎng)研究，延長(zhǎng)見水時(shí)間。

（4）目前水平井堵水只能采取機(jī)械堵水的方式，對(duì)中間見水層無有效解決方法（高平3），下步應(yīng)加快分段化學(xué)堵水工藝的研究與應(yīng)用。

（5）水平井分段重復(fù)壓裂、分段酸化的改造工藝技術(shù)均取得了成功，可推廣應(yīng)用。

［1］ 孫致學(xué)，姚軍，唐永亮，等.低滲透油藏水平井聯(lián)合井網(wǎng)型式研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2011，（5）：98-100.

［2］ 牛寶榮，徐向陽，何紅梅.國(guó)內(nèi)外水平井開采配套技術(shù)［J］.吐哈油氣，2007，10（2）：30-32.

［3］ 羅本剛，楊濤，嚴(yán)弦.水平井酸化酸壓增產(chǎn)技術(shù)工藝及其發(fā)展前景［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2011，（9）：80-82.