紅花套組底水油藏水平井延緩水錐完井技術探討——以松滋油田SH 10－P21井為例

孫曉蘭，李少明

（中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院，湖北 武漢430035）

0 前言

紅花套組油藏是松滋油田復I斷塊主力油層，油藏中部垂深3 750 m，孔隙度13.3%，滲透率5.6×10－3μm2，垂向與水平向滲透率之比為0.80，平面非均質性嚴重，礦化度22.66×104mg／L，地層溫度126.6℃，砂巖厚度120 m，油水界面深度3 750 m，水體體積與油層體積之比為31.77，底水油藏能量十分充足，屬深層高溫中孔高礦化度低滲透巨厚砂巖邊底水油藏，油藏夾層不連續且薄。

對于底水油藏，如何防止底水錐進和提高無水采油期是普遍關心的問題。與直井相比，利用水平井開發底水油藏時生產壓差相比較小，因此國內外的許多學者提出了水平井延緩底水錐進的思路，但水平井開采底水油藏的方式并不能從根本上避免水錐的出現。利用ozkan－raghavan方法和papatzacos方法等多種方法計算底水錐進臨界產量和底水錐進突破時間，結果均表明理論臨界產量較低，目前紅花套組各油井產量均高于臨界產量，底水突破不可避免；當產量為25 m3／d時，底水突破的時間最長不超過3年，實際隨著原油的不斷采出，地層能量減小，生產壓差還需要提高，無水采油的時間遠小于3年。上述研究表明，對于紅花套組油藏僅僅采用水平井開發是不夠的，經濟、有效的生產完井方式對于延長水平井的無水（低含水）采油期是十分必要的。

1 水平井延緩水錐生產完井技術優選

目前水平井延緩水錐完井技術主要有雙井筒開采完井技術、管外封隔器分段完井技術、控壓閥智能完井技術、變盲篩管完井技術、變密度射孔控水技術、中心油管延緩水錐完井技術。雙井筒開采技術需要鉆兩個井筒，投資成本太大；管外封隔器分段完井技術主要受管外封隔器性能影響，目前國內裸眼多級封隔器分段完井技術不夠成熟，國外封隔器造價昂貴；變盲篩管完井技術主要用于長水平井段；變密度射孔控水技術采用變孔密射孔設計方案，人為控制生產壓差，使水平段從遠井地帶到近井地帶均勻流入，減緩底水的上升速度；中心油管控壓控水延緩水錐技術的主要原理是將合適尺寸的油管伸入投產井段合適位置（約中間部位 ），流入流體徑向流動時產生一定的附加流入阻力，形成統一均衡的徑向滲流速率剖面和凈生產壓差，底水從而均勻向上推進，避免了底水從跟部過早水淹，延長無水采油期，具有結構簡單、可操作性強、完井成本低等優勢。

結合油藏特點，分析紅花套組形成底水局部突破主要原因有：

1）井筒有限導流能力，造成生產壓差非均衡分布，生產壓差跟端高趾端低。

2）油藏平面非均質嚴重，造成滲流速率的非均衡分布，高滲透率處滲流速率可能高。

3）水平段井眼軌跡的波動，加上垂向與水平向滲透率之比較高（0.8），易造成部分井段底水局部突破。

同時，由于紅花套組油藏必須進行酸化措施才能獲得高產，如果酸化工藝措施不當，導致作業流體的非均衡性注入，影響后期生產效果。

該井已采用套管完井，因此，決定采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術組合。應用變密度射孔技術解決油藏平面非均質嚴重的問題；應用均勻酸化解決油藏出力不均的問題；應用中心油管控壓控水技術解決生產壓差非均衡分布和底水局部突破的問題。3種技術組合運用，達到延長無水采油期的目的。

2 SH10－P21井延緩水錐完井技術優化設計

SH10－P21井是部署在油藏低部位的一口水平井，完鉆井深4 006.11 m，水平段長度182 m，測井解釋油層3層共67.6 m，經完井討論決定對3 818.0 m～3 890.0 m井段進行投產，投產井段垂深3 710 m～3 730 m，最低處距離油水界3 750.0 m僅20.0 m，底水錐進問題壓力大。根據SH10－P21井特點，通過對射孔、措施工藝和完井技術優化，采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術組合，延長無水采油期。

2.1 射孔參數優化設計

利用射孔軟件模擬投產井段傷害半徑和表皮系數，確定投產井段傷害半徑為340 mm～370 mm，表皮系數為5.4～8.2。

2.1.1 射孔段優化

結合油層物性進行變密度射孔參數優化。投產井段3 818.0 m～3 853.0 m 孔隙度15.5%，滲透率10.3×10－3μm2，含油飽和度50.3%，油層段較長，物性較好；3 853.0 m～3 855.0 m、3 860.0 m～3 868.0 m井段孔隙度9.5%，滲透率1.9×10－3μm2，含油飽和度45%，油層較好；3 855.0 m～3 860.0 m井段物性較差。為了使底水呈平面均勻推進采用變密度射孔，在投產段跟部和趾部采用高孔密，中間井段采用低孔密，形成統一均衡的徑向流率剖面差，油藏段避射為后期找堵水和分段開采提供條件。

通過優化分4段進行射孔，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 射孔槍、彈優選

由于3 500.0 m～3 950.0 m井段全角變化率（2°～6°）／25 m不等，102槍外徑和長度較大，無法下入，因此采用89槍；為了延緩水錐選用穿深地層較淺的89彈，并采用了同一種槍型保障射孔管柱順利起下。

2.1.3 相位角優化設計

采用120°相位角向上射孔，垂直向下方向不射孔，以延緩底水錐進速度。

2.1.4 射孔方式優化設計

由于該井較深，因此射孔槍采用油管傳輸方式，為了加強儲層保護射孔方式采用負壓射孔。

2.2 均勻酸化工藝優化設計

2.2.1 酸化規模優化設計

由于射孔段距離底水較近，在滿足地層解堵和增產要求基礎上控制酸化規模和施工排量，設計酸量90 m3，施工排量（1.2～1.6）m3／min。

2.2.2 酸液體系優選

該區塊水敏性較強，井底溫度高，酸巖反應速度快，容易產生二次沉淀，因此酸液采用甲醇配方的清潔土酸體系，以提高酸化效果，加強儲層保護。

2.2.3 均勻酸化措施管柱設計

該井井深近4 000 m，井斜角較大，為了保證管柱起下安全，放棄了封隔器分段酸化工藝，采用籠統酸化。為提高均勻酸化效果，根據過流面積、節流壓差自制均勻配酸措施尾管。均勻配酸措施尾管孔眼總面積小于措施油管截面，孔眼設計便于加工。均勻配酸尾管打孔方案如表1所示。

表1 均勻配酸尾管打孔方案

2.3 中心油管完井優化設計

2.3.1 中心油管尺寸優選

中心油管設計，利用完井軟件模擬生產壓差沿水平井段壓力分布，分別采用 38.1 mm、50.8 mm、63.5 mm、76.2 mm、88.9 mm 油管在日產液10 t、20 t、30 t、40 t、50 t條件下進行模擬計算，模擬結果顯示，在中心油管伸入生產段長度的45% 時壓差調節幅度最大，采用38.1 mm或50.8 mm 時調節能力較好，考慮38.1 mm油管過流面積較小，丟手工具不易配套，并且38.1 mm與50.8 mm油管調節壓差水平相差不大，因此優選50.8 mm油管。

2.3.2 丟手管柱設計

丟手管柱封隔器采用Y441－114封隔器，為了避免Φ28 mm坐封鋼球在丟手接頭內球座臺階上卡住，將Φ28 mm坐封鋼球放入球座內安裝在丟手管柱末端隨管柱一起下入，丟手時先打壓坐封封隔器，然后投Φ50.8 mm鋼球，打壓完成丟手。丟手管柱中配有擋球短節，主要作用是防止抽油泵抽汲時Φ28 mm鋼球在中心油管內來回滾動，將鋼球限制在擋球短節與接球籃之間。丟手管柱示意圖如圖1所示。

圖1 丟手管柱示意圖

2.4 現場施工及應用效果

2011年6月1日完成酸化施工，總酸量90 m3，其中鹽酸40 m3，土酸50 m3，施工壓力55 MPa～57 MPa，擠酸排量1.6 m3，停泵壓力23 MPa。2011年6月11日完成丟手，2011年6月12日下泵投產。

完井期間累積出油54.78 m3，投產后初期日產油10.7 t，含水率17.0%，2011年11月18日日產油9.6 t，含水率9.6%。SH10－P21井投產后日產油－含水率曲線如圖2所示。

圖2 SH10－P21井日產油－含水率變化曲線

從SH10－P21井投產后日產油－含水率曲線圖中可以看出，自2011年10月15日以來，SH10－P21井日產油、日產液增加，含水率不斷下降，初步見到延緩水錐的效果。

3 結論與建議

1）盡管水平井相對直井可以有效延緩水錐的出現，但是通過理論計算表明紅花套組油藏在目前生產參數下底水突破不可避免，采取經濟、有效的生產完井方式對于延長水平井的無水采油期是十分必要的。

2）針對紅花套組油藏的特點，在分析底水局部突破主要原因的基礎上，結合目前國內外水平井延緩水錐完井方式的優缺點，提出了采用變密度射孔、均勻酸化、中心油管控壓控水技術組合生產完井方式。

3）針對單井的具體情況，在SH10－P21井首次應用了變密度射孔、均勻酸化、中心油管完井組合技術，并對各工藝參數進行了優化。從其生產動態來看，日產油量、液量呈上升趨勢，含水呈下降趨勢，延緩水錐初步見效。建議在其它新油井繼續開展試驗。

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