应用水平井技术改造低渗油田的适应性研究

王 涛

黑龙江省大庆油田钻探工程公司钻井生产技术服务公司质量安全环保部，黑龙江 大庆 163318

0 引言

利用水平井提高油井产量的尝试可以追溯到20世纪20年代，国内“八五”以来各油田也开展了水平井采油的研究，随着水平井开采效益的逐渐显现，今后钻水平井的数量还将进一步增多。水平井压裂作为提高水平井开发效果的一项新技术，是高效开采低渗透油藏的有效措施，在开发低渗透油气田过程中有着很好的效果和广阔的前景。

1 水平井应用现状

1.1 水平井

水平井通常指最大井斜角达以及产层井段为水平或近似水平段的油气井。我国石油天然气总公司规定，井斜角以上（含）的井，并在生产层内延伸一定长度的井定义为水平井。水平井除了具有普通定向井用途外，还有其他的特殊用途。诸如，开发低渗透油层、裂缝油藏、薄油层、减少水锥和气锥和热采稠油等。

水平井的缺点是其成本较高，但与直井相比，有5个优点：增加泄油面积；提高采收率；降低粘度；减少举升成本；减少后勤费用。

1.2 水平井完井技术发展

现今完井的最新技术包括：机械防砂完井新技术、砾石充填技术和水泥浆充填多封隔器完井新技术。

1.2.1 机械防砂完井新技术

该技术结合应用了先进的激光割缝技术、利用牺牲阳极保护的原理和膨胀筛管技术。

先进的激光割缝技术激光技术加工割逢管已经能够满足完井施工的要求。

膨胀筛管技术。膨胀管分为实体膨胀管和膨胀筛管，都是使管体在井下直径变大的一种技术。实体膨胀管最大的优势是能够改变井身结构，使石油工业在深井经济地达到预定目标，膨胀筛管是三层管体结构，内外层是割缝的支撑保护层，中间层是由金属丝编制的多层重叠的筛网组成。这种筛管能膨胀至其下井直径的150%左右，膨胀后牢固结实地支撑住井壁，有防止井壁坍塌、抑制砂砾流动从而达到更好的防砂效果。如果管体外配置上胶筒，膨胀后就起到封隔器的作用。所以，膨胀筛管是完井技术特别是防砂完井的一次革命，预测认为将来的油井防砂主要使用膨胀筛管。

采用这种先进的完井技术，较大幅度地节省了作业时间与费用；提高了油层的完井质量，具有提高产量、稳定井壁、 压降小、井壁污染小、防砂功能好等特点。

1.2.2 砾石充填技术

这是一种应用广泛的防砂防坍塌完井技术，下技术套管固井后，钻穿地层至设计井深，然后对裸眼段进行扩眼（也可用偏心钻头一次完成扩眼，或者下细一点的割缝管）。将割缝衬管下到油层部位，再进行管外砾石充填。砾石充填完井防砂能力强，达到80%～95%；有效期能达到10～15年，产能高，是射孔井产能的120%～130%。适用于中、粗砂及出砂不严重的海相砂岩、页岩和灰岩油藏的防砂防坍塌要求。

1.2.3 水泥浆充填多封隔器完井新技术

管外封隔器完井可以实施油井层段的封隔，分层作业和分层控制生产。对于一个存在多个油层，或油水夹层等情况的井，这种完井方式更显示出其优越性。用水泥浆胀封多个封隔器技术是完井技术领域的一次重大突破。

2 低渗油田水平井技术应用问题

2.1 低渗透储层的特点

低渗透致密储集层多半是砂岩、泥岩砂岩或砂质泥岩。其特点是产层岩石的孔隙度极低，渗透率很低，岩石强度较高。这种储集层的储油结构既有孔隙、又有裂缝，多属于孔隙-裂缝型储层。空隙是储油的空间，裂缝是油流的产出通道。由于孔隙度低，裂缝也不是十分发育，岩石的总孔隙度小于10%，油层岩石的渗透率也是较低，大体为0.001或更小的渗透率数量级。一般，储层的压力对井的产量影响不大，井的产量主要取决于岩石的渗透率。在产油的过程中，油层的能量大部分都消耗在渗流中，从岩石的细小孔隙中流出所消耗的能量，要占油藏能量的60%～80%。在自然状态下，单靠储层的孔隙或裂缝出油，井的产量是很低的，采收率也是极低的。不采取增产措施时，单井的产量总在零点几立方米左右。开采中总是需要进行压裂和酸化处理，以增加岩层的孔隙，从而增加产量。

2.2 低渗透油藏水平井渗流特征

水平井开采低渗透油藏具有明显的优势，主要表现在：

1） 由于低渗透油藏渗流阻力大，生产压差一般都较高，而水平井近井压降比直井小且为直线型，可以采用较小生产压差进行生产，以减轻气窜和水锥，延缓见水时间，提高水驱波及体积和最终采收率；

2）水平井可以连通垂直裂缝，增大油井渗透率。提高低渗透油藏产油量和采油速度；

3）水平井单井控制泄油面积大，单井产量高。可以减少钻井量，实现稀井高产投资。集中采油成本低，经济上大大优于直井开采。

2.3 影响水平井开发效果的主要因素

水平井作为一门新技术，仍存在不少风险和不足之处，其主要影响因素有：

1）油藏条件。油藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等，都直接影响水平井的开发效果。如果没有相当可靠的地质基础，水平井开发的风险性将大大增加。

2）油藏工程设计。井网密度研究、单井产能预测、水平井井段设计等方面是确定水平井是否优于直井开发的技术保证；

3）钻（完）井及油层保护技术。水平井钻井技术要求较高，完井方式也必须根据油藏条件加以考虑。在钻井过程中，由于水平井钻井周期长，油层易受污染，造成渗透率进一步下降且很难恢复，因而油层保护对水平井产量高低影响至关重要。

2.4 存在的问题

基于以上论断，可以得出如下几点低渗油田水平井技术中存在的问题：

1）在油层保护技术方面。水平井钻井技术要求较高，完井方式也必须根据油藏条件加以考虑。在钻井过程中，由于水平井钻井周期长，油层易受污染，造成渗透率进一步下降且很难恢复，因而油层保护对水平井产量高低影响至关重要；

2）在油藏工程设计中，确定水平井是否优于直井开发技术；

3）油藏条件。油藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等，都直接影响水平井的开发效果。如果没有相当可靠的地质基础，水平井开发的风险性将大大增加；

4）目前我国水平井压裂施工井数较少，技术也不太成熟，原因之一是对水平井压裂裂缝形成机理认识不够全面，压裂施工设计没有很好的理论基础；

5）井的生产速度比预计的要低，而且经济效益差。目前仍未发现有效的增产措施。导致这些井生产速率低的原因包括砂岩的垂相非均质、水平渗透率和相渗透率较低等；

6）应用增产措施过程中或由于仪器的精确程度有限，容易导致储层出砂以及损害储层等不利油田开发情况。

3 水平井完井方法及其适应性

完井工程是衔接钻井工程和采油工程的一项综合性工程，目的是在油藏与井眼之间建立起完善而有效的油气通道。油井的生产要求这种通道有良好的畅通性和寿命、对其它异相流体（如地层水）有良好隔离，所以完井工作直接影响油井的产量及寿命，对油田开发的经济效益有决定性的影响。从完井领域来讲，要采取有效的措施保护油气层不受伤害，还要使建立的油气通道有良好的泻油系数和较长的寿命。这样才能提高采收率、提高开采效益。近几年完井技术取得了较大突破，如固井新技术、机械防砂完井新技术和水泥浆充填多封隔器完井技术等。这些新技术，解决了目前常规完井工艺的一些技术难题，不仅能有效保护油气藏、提高采收率，还能减少建井成本。

3.1 完井方法

3.1.1 水平井完井理论

在空隙性的储集层中有些是孔隙度高、渗透性好的储集层。这些层易开采，储量高，开发的经济效益好，在石油的勘探中总是先开发这些油气藏。但在自然界中，大量存在的是比较致密的砂岩层，孔隙度较低，渗透性较差，但岩石的强度较高，是低渗透的储集层。在自然界的含油气层中，低渗透的油气藏占有相当大的比例，据统计，低渗透的油气藏储量能占到总储量的1/3。在尤其勘探开发技术较落后的阶段，低渗透的层位往往是弃之不采。随着油气资源的衰竭和技术的成熟，低渗透油气藏的开采已日益受到重视。低渗透层的完井技术也日益完善。

3.1.2 水平井的完井原则

1）储层和井筒之间保持最佳的连通条件，储层所受的伤害最小；

2）储层和井筒之间应具有最可能大的渗流面积，油气流入井的阻力最小；

3）应能有效地封隔气、水层，防止水窜和层间干扰；

4）应能有效地控制气层出砂，防止井壁跨塌，保证油气井长期生产；

5）适应二次及三次采油气的要求；

6）应具备进行分层压裂、酸化以及堵水、调剖等井下作业措施的条件；

7）施工工艺简单，经济效益好。

3.1.3 完井方式选择

科学的完井方式是水平井、特别是多目的层水平井和储层纵向非均质性较强的复杂油藏水平井高效开发的另一个重要环节和关键。

水平井完钻后，应及时快速地对水平段轨迹在储层中的实际穿越情况、水平段与油气水界面的空间关系、水平段穿越储层的物性分布特征以及油藏中物性夹层的分布，进行合理的解释和描述。根据以上解释结果，综合考虑各种完井方式对油藏的适应性以及经济因素，优选完井方案，最大限度地提高油井的完善程度，保护油气层，降低完井成本并制定科学的完井方案，是充分发挥水平井的优势、提高油田采收率、提高水平井效率的另一个非常关键的重要环节。

在国内，水平井的完井方式主要为筛管完井、固井完井及裸眼完井，也有少量井用多级管外封隔器加筛管完井。

对于不同区域的水平井，采用哪种完井方式，需要考虑地质特点、井壁稳定特点、泥岩井壁稳定的特殊性等。综合考虑碳酸盐岩和砂岩的井壁稳定特点以及气井后期作业需要。

3.1.4 低渗透储层的完井

1）低渗透层的完井原则

致密的低渗透层如果单靠油藏本身的能量驱油，油流的能量大多数要消耗在细小的岩石孔隙孔道中，使油井的产量极低。提高低渗透层产量的关键是增加岩石的孔隙度，增大岩石中的喉道尺寸。最可靠的办法就是压裂油层，压裂使改造低渗透储层的唯一办法。通常都要在低渗透层进行大规模的压裂，用高压流体将岩石压开裂缝，并将支撑剂挤入岩层，起支撑和扩大裂缝的作用。经过压裂，储层的渗透性会有较大的提高，并有一定的寿命。低渗透层往往要多次压裂，有时酸化和压裂同时进行。因此，低渗透的致密储集层的完井原则使能实现压裂的产层改造。完井中一定要用下套管固井，将低渗透层射开的完井方法。

由于低渗透岩石的强度很高，将岩石压开裂缝所用的压力也很高。在压裂中要用较大的排量并在液体中加入石英砂作为支撑剂，支撑压开的裂缝，防止压力撤消后裂缝的闭合。将这种演示压裂的压力至少在100MPa以上。在生产中，井筒应能满足压裂和酸化的要求，故对套管、固井质量都有较高的要求。

（1）固井质量好，水泥返高达到要求，水泥石强度高，水泥与套管和地层岩石的胶结强度高；

（2）套管丝扣密封良好，选用优质丝扣密封油和粘合剂，并按规定的紧扣力矩上扣，在较高的内压力下不泄露；

（3）用厚壁套管，其管柱抗内压强度是地层破裂压力的1.2倍以上，或是按照压裂时的最高压力设计。套管柱的壁厚上下尽量一致，防止壁厚的突变，套管尽量无变形；

（4）尽量避免在套管内进行套铣等有害于套管强度的井下作业；

（5）压裂时要用上下封隔器封隔压裂井段。由于不能保证封隔器在压裂中始终是完好的，一旦封隔器失效，压裂的全部压力将专递给套管，因此套管应能承受此压力。

2） 低渗层的完井

低渗透层在射孔时，应使用较高的射孔密度，最好是16孔/m的密度，射孔时的深度要深，至少应在300mm，尽量将近井地带的污染带射穿。为保证射孔的深度，可用小直径的射孔孔径。射孔时选取的负压值应适当的大一些，应比高渗层大一倍。

在修井作业中应避免使用套铣作业，避免使套管的内壁受伤，使壁厚变小。在各种需要压井的作业中，选用的压裂液一定是无固相的，密度应尽量低。

例如，目前低渗透砂岩型油田的较为适合的水平井完井方法是防砂割缝管技术。该技术结合应用了先进的激光割缝技术、利用牺牲阳极保护的原理和膨胀筛管技术。

3.2 增产措施及其适应性

3.2.1 水平井开发的地质适应条件

1）油藏深度

一般认为深度小于1000m的产层打水平井不合算，技术难度大、曲率小、钻井费用大。

2）油藏的有效厚度

一般认为油层有效厚度应大于6m。由于中靶后在油气层中钻进有一定的上下波动幅度，水平段井眼轨迹将很难控制在油气层之内，给钻井带来困难。

3）油层系数（β）

4）油层厚度与油层系数乘积（βh）

对于水平井，既要关心储层各向异性，又要关心储层厚度，如果储层各向异性程度高、厚度大，水平井增产效果就不明显，采用直井开发比采用水平井开发效果会更好。βh〈100是根据国内外水平井开发经验确定的，其目的是保证水平井的增产效果。

5）油层渗透率

根据国内外水平井开发经验表明，储层的渗透率应大于1×10-3μm2；气层渗透率小于0.2×10-3μm2效果不显著，钻水平井无意义。

6）储层面积

目的层的分布面积应大于0.5km2，以便部署完善的注采系统。对于气层供气面积较大，目的层分布稳定，确保有一定的可采储量。水平井开发的实例统计表明，水平井区单井供气面积大于2.0km2，单井可采储量不小于1.0×108m3。

7）含油层的流度应大于0.5×10-2mPa·s；

8）储层中具有比较发育的天然裂缝。

3.2.2 水平段在油层中的位置、方向和长度的确定

水平段在油层的设计位置取决于油层的驱动类型及其均质性。对于低渗透、非均质性油藏，主要应视油藏内泥岩、物性夹层的分布范围及稳定性来设计水平段在油层中的位置。上、下砂岩体之间存在不渗透泥岩夹层，而且砂层内也存在一定规模（分布不稳定）的物性夹层。为了最大范围地动用目的层储量，在设计井位时，将水平段设计成与目的层斜交。使水平井既可以斜穿上、下砂岩体，又可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层，以减少出油阻力，增加出油体积。

水平段的延伸方向除与储层的构造形态、断层位置、含油砂体的沉积类型和边界有关系外，还与储层中地应力分布及天然裂缝的发育状况有关。另外，压裂既可以作为直井的投产措施，也可以作为油层增产的一种手段，可以在整个开采期的任何时间实施。而水平井则不然，为了满足压裂需要，在钻井之前既要考虑水平井的方向，也在确定水平井的完井方式。

水平段的延伸长度设计必须与储层砂体发育规模相一致，并综合考虑已钻的直井井网部署和地面环等因素。在油藏特定地质条件和地面环境下，水平的设计长度并不是越长越好，只有根据油藏地质件、钻井成本和作业风险等优化研究，才能获得比较好的开发效果和经济效益。

3.2.3 水平井压裂技术

由于低渗透率油藏的渗透率低，渗流阻力大，连通性差，油井自然产能很低，为了改善其开采经济效益，通常要对水平井采用压裂试油和压裂投产工艺提高油气井产能。下面主要就液体胶塞压裂技术加以说明。

1）液体胶塞分段压裂技术原理

液体胶塞分段压裂技术原理为：水平井胶塞隔离分段压裂工艺是自井筒末端开始，逐段封堵逐段压裂，在前一级压裂完成之后，对求产结束的井段进行填砂，替入超粘完井液，这种完井液一旦就位就会胶凝成一种橡胶式的胶塞。胶塞在试油压裂过程中只起临时封堵作用，胶塞可定时软化易于清除。

2）液体胶塞分段压裂技术优缺点

优点：它拥有是封堵可靠，施工安全；

缺点：但作业周期长，在冲胶塞、冲砂施工过程中，对胶塞上下井段均造成伤害。

3）系统优化设计研究

（1）确定了液体胶塞压裂、挤注施工工艺

①压裂施工及液体胶塞挤注要分步独立进行。正常压裂后扩散压力，再进行液体胶塞挤注工作。液体胶塞可少量进入近井地带，提高承压能力；

②确定现场采用普通水泥车进行挤注液体胶塞。

（2）完成配套工具的设计与加工。

（3）确定了物理模拟承压装置技术方案

装置建设目标。研制水平井模拟井筒装置；研制水平井模拟用岩芯夹持装置；研制水平井模拟井筒加热循环装置；研制分段压裂注入装置；研制测控（压力、流量、温度）系统；远程监控系统；

装置包括加热系统。注入系统、返排系统三部分，装置长10m，可加温至120℃，底部有循环口，有2个180°水平放置的模拟裂缝岩心（可加围压及侧向压力），装置承压70MPa，套管中部加装2个连接出口；

主要工艺。以自定位定向射孔、填砂、液体胶塞封堵、分段压裂试油求的水平井压裂工艺技术。

4）压力施工程序

先对第一段进行定向射孔、求初产、压裂施工。试油结束后，对该段填砂打胶塞。施压合格后，再对第二段进行定向射孔、压裂施工，试油结束；而后冲开第一腔塞。对第一、二段油层进行试油求产，技术后填砂打胶塞封堵第一、二段油层射孔段，试压合格后，依同样的方式分别完成第三、四段定向射孔、压裂，最终进行全井四段油层的合并试油生产。

4 结论

通过对低渗透水平井适应性技术的研究，主要取得了以下几点认识：

1）水平井钻井技术的成熟完善促进了水平井在油气藏开发领域的广泛应用，水平井高效开发技术是一个涉及多学科交叉的问题，如油藏、地质、钻井、采油气工程等。

2）完井设计优化是水平井设计的重要技术环节，已成熟的筛管完井工艺，与套管固井射孔完井相比减少了对油层污染、降低了固井完井费用，将成为保护气藏，充分发挥水平井优势的主导完井方案，从而可以使增产作业在低渗油气藏中的增产效果更加突出。

3）3种分段改造技术施工安全、可靠，各有利弊，但均能达到提高单井产量的目的。不同区块、不同储层增产幅度差异较大，同时也受井网、注水效果的影响。对于井筒复杂水平井，胶塞封堵分段压裂工艺更具有优势。机械工具隔离分段压裂工艺适应套管射孔完井，隔离效果好，能形成理想的支撑裂缝。机械工具隔离分段压裂工艺具有隔离可靠、储层污染小的特点，但施工周期相对较长，应尽快实现连续分段压裂，以简化施工工序，缩短作业周期。

4）完井方法的优选上，应根据油气层的地质特点，并参照本地区的实际经验，考虑储层稳定性的同时，主要考虑提高油气井的完善程度。

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