安塞油田提高水平井单井产能技术探索

2013-12-23罗庆梅马延风

石油地质与工程 2013年1期

罗庆梅，郭亮，马延风，李斌

（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西延安716000）

安塞油田是典型的“三低”油田，定向井开发呈现单井产能低、采收率低等问题。水平井开采技术因能提高对储层的穿透度，增加井眼与油层的接触面积，达到提高单井产能的目的，近几年来得到了推广应用。安塞油田先后在长6油藏、长10油藏以及浅油层开发区完成了水平井28口。但随着开采时间的延长，部分水平井出现产能递减大、含水上升快等问题。为此，分析影响因素，探索低渗透油田水平井提高单井产能工艺技术，实现长期效益开发，显得尤为迫切。

1 安塞油田水平井概况

安塞油田自1993年成功完成第一口水平井塞平1井以来，随着钻采工艺的进步和创新，水平井开发技术逐步得到推广应用。水平井钻井工艺主要采用复合导向钻井技术、PDC 钻头＋无线随钻测斜，水平井水平段长度能达到600 m 以上。完井工艺主要采用套管固井＋射孔方式。水平井储层改造坚持分段压裂，通过技术不断优化，工艺由最初的“填砂＋液体胶塞分段压裂”发展到以“水力喷射分段压裂”为主的分段多簇压裂工艺，并实现了一次管柱多段压裂，提高了改造效果。在超低渗油藏，水平井初期产能是同区块邻井初期产能的3倍以上。水平井全部为机采生产，根据对区块合理流压研究及单井生产曲线，优化调整抽汲参数，同时，根据不同生产阶段的主要特征配套了井下防蜡、防砂及防气工具等，保障了油井的正常生产。28 口水平井中，除长10油藏7口井集中在油藏主力区块，其余水平井均分布于区块边部，达到了提高单井产能、有效动用低丰度储量的目的。

安塞油田长10油藏水平井见水后即为高含水，同时产能、液面均呈大幅下降；水平井出现产能突降或不出液现象，表现出堵塞特征。为了探索水平井提高单井产能工艺技术，本文以长10油藏为重点进行分析。

2 水平井见水原因分析

2.1 长10油藏水平井基本情况

长10油藏属构造-岩性油藏，边底水不活跃，属弹性溶解气驱动类型。水平井集中在物性较好的东北区域，于2008年10月开始陆续投产，截止目前共投产水平井9口，其中7口水平井围绕高52井采用“米”字形井网开发，对应高52井和周围注水井采用小水量注水［1］。从长10油藏水平井生产情况来看，整体开发形式变差，而含水上升是导致单井产能下降快的主要原因。5 口含水上升井，均集中在“米”字型井网周围。

2.2 平面见水原因分析

（1）平面非均质性：砂体展布方向总体呈北东南西向，水平井区域从西向东砂体变薄，非均质性变强。高52 井长1012-2 层渗透率210.0×10-3μm2，而邻井高18-23井长1012-2层渗透率34.6×10-3μm2，井距相差650 m，渗透率级差为26.9。

（2）水驱状况：从水平井水驱前缘测试和示踪剂监测来看，平面水驱呈多方向性，没有明显的见水优势方向，但存在较强的绕流现象，不易控制。

（3）注水情况：长10 油藏水平井区，周围对应13口注水井，单井注水量在10～30 m3。有5口表现为见水特征，见水比例71.4%，最短见水周期185天，最长见水周期1166 天，平均见水周期579 天。但从长10油藏水平井与周围注水井的对应关系来看，累计注水量与油井见水没有明显的对应关系。

（4）改造规模及试油情况：高52井组7口水平井均采用水力喷砂分段压裂技术，平均改造段数5段，平均单井试排日产液90.89 m3，日产油74.79t。

认识：经过对油井平面非均质性、水驱状况、注水情况、储层改造等方面的分析，没有发现明显优势方向和见水规律。为了进一步分析见水原因，需要从层内入手，开展见水原因分析。

2.3 层内见水分析

2011年选择目前国内常用的产液剖面测试、水平井找水测试一体化测试技术开展水平井找水试验，现场用两种工艺测试了3口井。

2.3.1 高平6井

2011年11 月10 日，进行产液剖面测试找水，为验证该工艺的准确性，同时进行了中子寿命测井。

测试原理：从套管用爬行器将井下仪器送至测量井段后下泵生产，通过测量流体的流动阻力损失确定流体流量，利用油／水的导电性差异识别含水率。

从测试结果来看，严重出水段比较吻合，均在1845～1947 m 段，对应在第1、2射孔段。但从含水分析来看，受集流伞密封不严的影响，产液剖面测试分析含水均为100%。

从中子寿命的剩余油测试图来看（见图1），喷射点1、2显示水淹，喷射点5、6中度水淹，而喷射点3、4未测试图见水，显示未能有效动用。

2.3.2 高平2井

2011年6月，采用找水测试一体化工艺进行找水，按射孔段分三段进行测试。

图1 高平6井剩余油测试图

原理：用封隔器将水平井射孔段分开，利用智能开关器在地面设定的开、关采集时间，正常生产后，井口录取资料，求出各段产液量、含水。

从高平2找水情况来看，主要出水段为第一喷射点，平均日产液18 m3，含水98%；第二喷射点含水为80%，日产油为2.5 t；第三喷射点含水65%，日产油4.5 t。

2.3.3 高平3井

2011年9月，采用找水测试一体化工艺进行找水，经过两次测试后，确定喷点2、喷点4 为高含水层段。

从平面见水原因和层内找水结果来看，水平井区域非均质强，见水井集中在砂体变薄的区域，见水方向没有明显规律；从层内找水结果来看，部分喷射点见水，“趾部见水”特征明显，受高52井影响较小，受周围注水井影响明显，同时反应出出水与井距有一定的关系。

3 提高单井产能技术应用

3.1 水平井机械堵水工艺技术［2］

针对出水层位清楚、井身结构允许的油井，采用水泥塞或封隔器等手段，将出水层位封堵，降低油井含水。

根据高平2找水结果，喷射点1水淹，确定采用桥塞封堵，桥塞位置1 905 m，控制其出水。高平2于2011年9月5日机械堵水，9月16日开抽，平均日产液0.37 m3，含水100%，沉没度5 m，生产4天后不出液。从堵水后生产情况反映出，高平2井喷射点1是该井的主力产层，封堵后造成该井产液量、液面均大幅下降；但从工艺上来说，机械堵水能达到封堵部分出水层段的要求。

3.2 水平井分段压裂技术

为了解决高平2井堵水后产液量低甚至不出液的问题，选择水力喷射分段压裂工艺，解除堵塞，恢复产能。水力喷射分段压裂工艺原理：采用大排量、大液量、低砂比的工艺参数，利用小喷嘴、高排量形成高压，将套管、地层射开，形成多条人工裂缝，达到增产的目的。

高平2井采用水力喷射压裂工艺解堵，解除原有2、3两个喷射点的堵塞，在第2、3喷射点之间，即1 830 m 处射孔，并进行水力喷射压裂，新增一个喷射点（见表1）。压后下泵抽汲，于2011年10月30日完井。截止2012 年2 月底，平均日产液16.92 m3，日产油2.73 t，含水78.4%；措施后动态变化显示出含水上升的趋势，目前日产液14.88 m3，日产油0.89 t，含水92.6%，累增油335 t，达到了提液、增油的目的。但从目前油井含水上升的情况看，对封隔器的座封状况、各喷射点的沟通状况和加密射孔后对含水的影响还需进一步认识。

表1 高平2井水力喷射分段压裂参数

3.3 水平井分段酸化技术［3］

根据历年长10油藏油水井酸化效果，筛选出了水平井低伤害酸液配方，以解除水平段喷射点的堵塞。

高平6井2009年11月25日自喷转抽，初期日产液28.06 m3，日产油21.12 t，含水10.4%。2011年9 月16 日，产量下降、含水上升，日产液2.15 m3，日产油0.07 t，含水95.9%。经初步分析认为，喷射点出现堵塞现象，计划采用酸化解堵提高产能。

高平6井有6个喷射点，每个喷射点计划用酸液15 m3，排量0.5～0.6 m3／min。从施工情况来看，顺利完成了对6个喷射点的酸化，第6喷射点施工压力最高达到24.3 MPa，初步判断为地层堵塞明显，第1、2喷射点停泵后地层有倒吸现象，反映出地层能量亏空。2011年9 月30日酸化完井，措施后平均日产液量达10.62 m3，较措施前提液8.94 m3，提液效果明显，表明近井地带堵塞得到有效解除。为了降低含水，根据产液剖面测试结果，座封了严重出水段（喷射点1、2），目前平均日产油1.9 t。分段酸化达到了提液、增油的目的，也从而验证了找水工艺的可行性。