安塞特低渗透油田水平井加密动用剩余油研究及实践

高月刚， 刘新菊， 王学生， 李新春， 高祥瑞， 梁栋斌

(中国石油长庆油田公司 第一采油厂，陕西 延安 716000)

安塞特低渗透油藏位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部,沉积相主要以水下分流河道微相、河口砂坝微相为主，表现储层物性差、裂缝发育、启动压力梯度高等特点。经过30年的注水开发，安塞油田已进入开发中后期，多年开发经验显示，动用程度与开发效果受天然裂缝与井网形式的双重影响[1]。安塞油田主力区块基本上采用菱形反九点井网形式开发，由于天然裂缝发育，随着注水开发时间的延长，导致水线沟通，主向井水淹[2],形成67°方向的水线，加剧了储层非均质性和注水开发的矛盾，增加了油田开发的难度，导致部分剩余油在裂缝侧向富集。在当前的直井井网开发形式下，油藏的动用程度有限，地质储量采出程度低(9.26%)，采油速度低(0.57%)，局部井网适应性差,影响了采收率的提高[3]。目前,国内油田水平井加密只在高渗油田开展过研究[4]，在低渗透油田研究较少，因此如何利用水平井加密动用特低渗透油田井间剩余油，定量认识特低渗透油田剩余油分布机理及提高采收率，是安塞特低渗透油田下步研究的主要方向。

1 水平井加密背景

(1) 常规动态监测手段缺乏连续性。安塞油田主力油藏采用菱形反九点井网形式开发，井距300～450 m，排距120～200 m，目前已进入注水开发中后期，主向油井水淹后，已形成排状注水开发。通过动态监测显示，可以定性的认识到注入水向水线两侧驱动，剩余油主要分布在水线两侧，但不能定量识别水线两侧水驱前缘宽度，尤其是水线两侧水淹程度和渐变过程未掌握清楚[5]。通过水平井加密可以连续的监测水驱变化规律，可以定量判断剩余油分布范围[6]，对指导后期技术开发政策的调整具有重大意义。

(2)直井加密方式提高采收率空间有限。2010年,安塞油田开始实施加密直井先导性试验，共加密直井62口，平均单井产能1.31 t，与老井相当[7]。加密直井与水平井相比，泄油面积有限，加密直井对油层的控制程度为4.1×104t，提高采收率有限，预计为5%左右(见图1)；且压力降不像水平井是分散在较长的泄油井段上，而是集中在一个点，导致加密直井见水速度快[8]。虽采取控制注水和注水井堵水调剖措施，但效果不明显，含水率由2013年的46.4%(生产20个月)上升到2017年的64.7%(生产48个月)，提高采收率空间有限，见图2。

图1 安塞油田加密区块含水率与采出程度关系曲线

Fig.1Curvesofwatercutandrecoveryfactor,Ansaioilfieldencryptionarea

图2 安塞油田加密区加密直井单井产能和含水率曲线

Fig.2Curvesofsinglewellproductivityandwatercutofinfillwells,Ansaioilfieldencryptionarea

2 水平井加密部署的必要性及方案设计

2.1 必要性

2.2 方案设计

加密水平井部署不仅要考虑剩余油富集区，还要考虑水驱优势方向[13]。为确保水平井加密取得较好的开发效果和经济效益，实现增加可采储量，最大幅度提高采收率的目标，在结合剩余油分布规律的基础上[14]，考虑后期储层改造产生的影响，设计了水平段穿越水线和不穿越水线2种布井方式5种方案[15]，对比评价不同方位、不同水平段长度水平井开发效果。

2.2.1 水平段穿越水线方式 水平段穿越水线部署的主要目的是定量判断水线两侧水洗宽度，能够连续监测油层水淹变化过程，同时探索合理的布井方式。主要采取2种不同水平段长度开展试验：第1种为水平段穿过一条水线，水平段长度为500～600 m；第2种是水平段穿过两条水线，水平段长度为900～1 000 m,见图3。

2.2.2 水平段未穿越水线方式 水平段未穿越水线部署的主要目的是探索合理的布井方位，分别采取3种不同方位开展试验：第1种水平段接近平行最大主应力，水平段长度300 m；第2种水平段与侧向油井排斜交，水平段长度500～600 m；第3种水平段垂直最大主应力，水平段长度300～400 m，见图3。

图3 水平井2种布井方式5种方案部署图

Fig.3Infillhorizontalwellpatternsincluding5plansof2ways

3 水平井加密实施情况及效果

3.1 钻井的情况

2012年以来，结合剩余油情况，在安塞油田进行矿场试验7口井，完井方式为套管完井，平均完钻井深1 450 m，平均水平段长度532 m，油层厚度14 m左右，油层钻遇率90.4%。其中水平段穿越水线4口，水平段基本与水线垂直，未穿越水线3口。水平段与水线的夹角在0°～35°。，穿越水线的水平井平均水平段长度要大于未穿越水线的水平井(见表1)。

表1 加密水平井实施情况统计表Table 1 Basic drilling parameters of infill horizontal wells

开采区域内部经过30年的注水开发，地层能量充足，钻井过程中井控工作难度大，容易出现地层压力大于井静液柱压力，导致溢流情况的发生，尤其在钻穿越水线水平井时，更容易出现溢流现象的发生。在钻井过程中共出现溢流4口，除了通常采取提高泥浆比重进行压井以外，同时关停周围注水井(水线上注水井800 m以内、侧向上为500 m以内)，取得了较好的效果。

3.2 储层改造的情况

先期对WJP7、WJP2采取水力喷射分段多簇环空加砂的混合水体积压裂方式进行改造，同时配套井下微地震监测其裂缝产状。监测结果显示，改造后裂缝网络长度206 m，网络宽度113 m，高度55 m，裂缝网走向北偏东60°，裂缝单翼平均宽度56 m，说明两个改造段点之间距离在50～60 m较为合理(见表2)。

在这两口井改造试验基础上，后期加密水平井均采取了水力喷射分段多簇环空加砂的混合水体积压裂方式改造，平均改造4段，改造长度278 m，水平段利用率59.4%，单段加砂量18.1 m3。

表2 加密水平井改造方式及效果对比Table 2 Contrast between changed patterns and effect of infill horizontal wells

3.3 水平井加密的实施效果

由于加密水平井首次在我国特低渗透储层进行实施，这7口加密水平井不以获得高产油为目的，而是以矿场试验为主，在部署、钻井及改造方面积累经验，为后期大规模实施提供依据。7口加密水平井初期平均日产液9.68 m3，日产油2.87 t，含水率58.2%；产液量是周围老井的4.5倍，产油量是老井的2.5倍，虽然没有获得较高的产能，但取得了以下几个方面的认识。

(1) 通过水平井加密，可定量识别剩余油分布位置。通过对WJP2、WJP3、WJP7、WJP10加密水平井分析，穿越水线部位电阻异常明显，呈中强水洗特征，强水洗宽度60～80 m，两侧水洗程度降低，表明加密区所在的长6油藏剩余油在裂缝侧向呈条带状分布的特征，注水开发15～20 a裂缝侧向强水洗宽度仅60～80 m(见图4)。

图4 WJP2剩余油与压裂缝叠合图

Fig.4AccumulationofremainingoilandpressurecracksofWJP2

例如,WJP2井穿越一条水线，垂直水线方向，水平段432 m，油层钻遇率88.6%，测井显示第四喷射点强水洗，宽度60 m。对第四喷射点改造试油来验证水洗状况，试油结果为日产油1.4 t，日产水30 m3，显示该喷射点段为强水洗段(见图5)。并通过WJP2区域剩余油与压裂缝包络面叠合发现，平面近30%面积动用水洗带，随着离水线距离越远，油层水洗程度逐渐减弱。

图5 WJP2井压裂缝监测成果(平视图)

Fig.5PressurecracksloggingresultsofWJP2 (flatview)

(2)剩余油被水线切割，水平井应采用不穿越水线方式加密。注水开发使剩余油被水线切割，7口加密水平井显示穿越水线水平井见水风险较大，避开水线改造一定程度上能降低含水率，但压裂缝长过大易导致水驱前缘快速波及，导致水平井后期见水速度加快，同时加密水平井水平段利用率大大降低。通过同一区块对比分析，不穿越水线且水平段与最大主应力有一定夹角的水平井开发效果好于穿越水线的加密水平井，所以加密水平井宜采用不穿越水线方式。

例如,WJP1斜交侧向油井排，角度为26.8°，未穿越水线，水平段长度378 m，油层钻遇率100%，为提高成功率，避开离水线近的靶点，只改造2段，压裂缝包络面全部位于剩余油富集区。试油结果显示，日产纯油30 m3，产量是周围直井4.2倍，取得了较好的效果。

(3)老区地层能量充足，加密水平井重点是控制含水率。表3为加密水平井初期和目前动态数据表。通过对已实施的7口加密水平井分析，得出初期产能与水平段长度关系不明显，300～400 m水平段初期液量有保障(初期日产液可达10 m3)；注水开发老区地层能量充足，重点是控制初期含水率。例如,PJP4水平井，水平段长度较短为283 m，测压资料显示该井压力保持水平为110%，但初期日产液量达到10 m3以上、含水率100%，说明控制水平井初期含水率是重点。

表3 加密水平井初期和目前动态数据表Table 3 Initial production capacity and current capacity of infill horizontal wells

4 高含水率加密水平井治理措施

围绕加密水平井高含水率问题，通过水平井水淹层识别方法和动态监测等手段[16]，采取注水井化学堵水和油井机械堵水等措施，来提升高含水率水平井单井产能[17]。共治理实施4口，含水率从93.8%降到75.3%，平均单井日增油2.1 t，累计增油1.5 万t，治理效果明显。

(1)水平井机械堵水,单采未水淹段。利用测井综合图水淹层识别法、示踪剂测试和机械分段找水等监测手段，判断水平井水淹改造点，采取机械堵水措施，封堵见水改造点，单采未水淹改造点，有效解决了部分水平井井筒出水的问题。机械堵水有3种方式，机械桥塞卡封趾部、封隔器卡封中部、跟部的堵水管柱方式。共实施2口，有效2口，含水率从93.5%降到75.3%，平均单井日增油1.5 t。

(2)注水井化学堵水，封堵水线。安塞油田裂缝发育，水线长度高达2.3 km。从2013年以来，采取长周期、大剂量注水井化学堵水方法封堵水线上的改造点。对2口高含水率水平井进行治理(堵剂用量平均为5 200 m3、干剂用量72 t)，有效2口，综合含水率下降9.6%，平均单井日增油3.2 t，累计增油5 233 t，治理效果明显，达到了长效治理的目的。

5 结论

(1) 根据测井资料和测井响应综合分析水淹油层电性特征，定量定性评价油层水洗程度和水淹状况，形成了安塞油田水淹层解释方法，且符合率达到90%左右。

(2) 注水开发15～20 a，裂缝侧向强水洗宽度仅60～80 m，剩余油呈条带状分布在裂缝侧向。

(3) 注水开发老区地层能量充足，300～400 m水平段初期液量有保障，重点是控制含水率。

(4) 穿越水线水平井见水风险较大，避开水线改造一定程度上能降低含水率，但压裂缝长过大易导致水驱前缘快速波及。

(5) 通过不同类型加密水平井试验，探索出了适合中高含水期的加密水平井方式，后期应以不穿越水线、300 m左右短水平段与最大主应力斜交方式为主。

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