红花套组底水油藏水平井延缓水锥完井技术探讨——以松滋油田SH 10－P21井为例

孙晓兰，李少明

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035）

0 前言

红花套组油藏是松滋油田复I断块主力油层，油藏中部垂深3 750 m，孔隙度13.3%，渗透率5.6×10－3μm2，垂向与水平向渗透率之比为0.80，平面非均质性严重，矿化度22.66×104mg／L，地层温度126.6℃，砂岩厚度120 m，油水界面深度3 750 m，水体体积与油层体积之比为31.77，底水油藏能量十分充足，属深层高温中孔高矿化度低渗透巨厚砂岩边底水油藏，油藏夹层不连续且薄。

对于底水油藏，如何防止底水锥进和提高无水采油期是普遍关心的问题。与直井相比，利用水平井开发底水油藏时生产压差相比较小，因此国内外的许多学者提出了水平井延缓底水锥进的思路，但水平井开采底水油藏的方式并不能从根本上避免水锥的出现。利用ozkan－raghavan方法和papatzacos方法等多种方法计算底水锥进临界产量和底水锥进突破时间，结果均表明理论临界产量较低，目前红花套组各油井产量均高于临界产量，底水突破不可避免；当产量为25 m3／d时，底水突破的时间最长不超过3年，实际随着原油的不断采出，地层能量减小，生产压差还需要提高，无水采油的时间远小于3年。上述研究表明，对于红花套组油藏仅仅采用水平井开发是不够的，经济、有效的生产完井方式对于延长水平井的无水（低含水）采油期是十分必要的。

1 水平井延缓水锥生产完井技术优选

目前水平井延缓水锥完井技术主要有双井筒开采完井技术、管外封隔器分段完井技术、控压阀智能完井技术、变盲筛管完井技术、变密度射孔控水技术、中心油管延缓水锥完井技术。双井筒开采技术需要钻两个井筒，投资成本太大；管外封隔器分段完井技术主要受管外封隔器性能影响，目前国内裸眼多级封隔器分段完井技术不够成熟，国外封隔器造价昂贵；变盲筛管完井技术主要用于长水平井段；变密度射孔控水技术采用变孔密射孔设计方案，人为控制生产压差，使水平段从远井地带到近井地带均匀流入，减缓底水的上升速度；中心油管控压控水延缓水锥技术的主要原理是将合适尺寸的油管伸入投产井段合适位置（约中间部位 ），流入流体径向流动时产生一定的附加流入阻力，形成统一均衡的径向渗流速率剖面和净生产压差，底水从而均匀向上推进，避免了底水从跟部过早水淹，延长无水采油期，具有结构简单、可操作性强、完井成本低等优势。

结合油藏特点，分析红花套组形成底水局部突破主要原因有：

1）井筒有限导流能力，造成生产压差非均衡分布，生产压差跟端高趾端低。

2）油藏平面非均质严重，造成渗流速率的非均衡分布，高渗透率处渗流速率可能高。

3）水平段井眼轨迹的波动，加上垂向与水平向渗透率之比较高（0.8），易造成部分井段底水局部突破。

同时，由于红花套组油藏必须进行酸化措施才能获得高产，如果酸化工艺措施不当，导致作业流体的非均衡性注入，影响后期生产效果。

该井已采用套管完井，因此，决定采用变密度射孔、均匀酸化、中心油管控压控水技术组合。应用变密度射孔技术解决油藏平面非均质严重的问题；应用均匀酸化解决油藏出力不均的问题；应用中心油管控压控水技术解决生产压差非均衡分布和底水局部突破的问题。3种技术组合运用，达到延长无水采油期的目的。

2 SH10－P21井延缓水锥完井技术优化设计

SH10－P21井是部署在油藏低部位的一口水平井，完钻井深4 006.11 m，水平段长度182 m，测井解释油层3层共67.6 m，经完井讨论决定对3 818.0 m～3 890.0 m井段进行投产，投产井段垂深3 710 m～3 730 m，最低处距离油水界3 750.0 m仅20.0 m，底水锥进问题压力大。根据SH10－P21井特点，通过对射孔、措施工艺和完井技术优化，采用变密度射孔、均匀酸化、中心油管控压控水技术组合，延长无水采油期。

2.1 射孔参数优化设计

利用射孔软件模拟投产井段伤害半径和表皮系数，确定投产井段伤害半径为340 mm～370 mm，表皮系数为5.4～8.2。

2.1.1 射孔段优化

结合油层物性进行变密度射孔参数优化。投产井段3 818.0 m～3 853.0 m 孔隙度15.5%，渗透率10.3×10－3μm2，含油饱和度50.3%，油层段较长，物性较好；3 853.0 m～3 855.0 m、3 860.0 m～3 868.0 m井段孔隙度9.5%，渗透率1.9×10－3μm2，含油饱和度45%，油层较好；3 855.0 m～3 860.0 m井段物性较差。为了使底水呈平面均匀推进采用变密度射孔，在投产段跟部和趾部采用高孔密，中间井段采用低孔密，形成统一均衡的径向流率剖面差，油藏段避射为后期找堵水和分段开采提供条件。

通过优化分4段进行射孔，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 射孔枪、弹优选

由于3 500.0 m～3 950.0 m井段全角变化率（2°～6°）／25 m不等，102枪外径和长度较大，无法下入，因此采用89枪；为了延缓水锥选用穿深地层较浅的89弹，并采用了同一种枪型保障射孔管柱顺利起下。

2.1.3 相位角优化设计

采用120°相位角向上射孔，垂直向下方向不射孔，以延缓底水锥进速度。

2.1.4 射孔方式优化设计

由于该井较深，因此射孔枪采用油管传输方式，为了加强储层保护射孔方式采用负压射孔。

2.2 均匀酸化工艺优化设计

2.2.1 酸化规模优化设计

由于射孔段距离底水较近，在满足地层解堵和增产要求基础上控制酸化规模和施工排量，设计酸量90 m3，施工排量（1.2～1.6）m3／min。

2.2.2 酸液体系优选

该区块水敏性较强，井底温度高，酸岩反应速度快，容易产生二次沉淀，因此酸液采用甲醇配方的清洁土酸体系，以提高酸化效果，加强储层保护。

2.2.3 均匀酸化措施管柱设计

该井井深近4 000 m，井斜角较大，为了保证管柱起下安全，放弃了封隔器分段酸化工艺，采用笼统酸化。为提高均匀酸化效果，根据过流面积、节流压差自制均匀配酸措施尾管。均匀配酸措施尾管孔眼总面积小于措施油管截面，孔眼设计便于加工。均匀配酸尾管打孔方案如表1所示。

表1 均匀配酸尾管打孔方案

2.3 中心油管完井优化设计

2.3.1 中心油管尺寸优选

中心油管设计，利用完井软件模拟生产压差沿水平井段压力分布，分别采用 38.1 mm、50.8 mm、63.5 mm、76.2 mm、88.9 mm 油管在日产液10 t、20 t、30 t、40 t、50 t条件下进行模拟计算，模拟结果显示，在中心油管伸入生产段长度的45% 时压差调节幅度最大，采用38.1 mm或50.8 mm 时调节能力较好，考虑38.1 mm油管过流面积较小，丢手工具不易配套，并且38.1 mm与50.8 mm油管调节压差水平相差不大，因此优选50.8 mm油管。

2.3.2 丢手管柱设计

丢手管柱封隔器采用Y441－114封隔器，为了避免Φ28 mm坐封钢球在丢手接头内球座台阶上卡住，将Φ28 mm坐封钢球放入球座内安装在丢手管柱末端随管柱一起下入，丢手时先打压坐封封隔器，然后投Φ50.8 mm钢球，打压完成丢手。丢手管柱中配有挡球短节，主要作用是防止抽油泵抽汲时Φ28 mm钢球在中心油管内来回滚动，将钢球限制在挡球短节与接球篮之间。丢手管柱示意图如图1所示。

图1 丢手管柱示意图

2.4 现场施工及应用效果

2011年6月1日完成酸化施工，总酸量90 m3，其中盐酸40 m3，土酸50 m3，施工压力55 MPa～57 MPa，挤酸排量1.6 m3，停泵压力23 MPa。2011年6月11日完成丢手，2011年6月12日下泵投产。

完井期间累积出油54.78 m3，投产后初期日产油10.7 t，含水率17.0%，2011年11月18日日产油9.6 t，含水率9.6%。SH10－P21井投产后日产油－含水率曲线如图2所示。

图2 SH10－P21井日产油－含水率变化曲线

从SH10－P21井投产后日产油－含水率曲线图中可以看出，自2011年10月15日以来，SH10－P21井日产油、日产液增加，含水率不断下降，初步见到延缓水锥的效果。

3 结论与建议

1）尽管水平井相对直井可以有效延缓水锥的出现，但是通过理论计算表明红花套组油藏在目前生产参数下底水突破不可避免，采取经济、有效的生产完井方式对于延长水平井的无水采油期是十分必要的。

2）针对红花套组油藏的特点，在分析底水局部突破主要原因的基础上，结合目前国内外水平井延缓水锥完井方式的优缺点，提出了采用变密度射孔、均匀酸化、中心油管控压控水技术组合生产完井方式。

3）针对单井的具体情况，在SH10－P21井首次应用了变密度射孔、均匀酸化、中心油管完井组合技术，并对各工艺参数进行了优化。从其生产动态来看，日产油量、液量呈上升趋势，含水呈下降趋势，延缓水锥初步见效。建议在其它新油井继续开展试验。

［1］曹建坤，杨生柱，张宏强，等.底水油藏堵水技术研究［J］.石油勘探与开发，2002（05）：80－81.

［2］席雄祥，乔守武，冯继武，等.底水油藏开采技术对策研究［J］.内蒙古石油化工，2008（16）：113－114.

［3］M.R.Lslan，殷海军.底水油藏原油的开采［J］.国外油田工程，1999（01）：6－8.