高含水水平井措施挖潛技術研究

孫美鳳 （中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠地質大隊，黑龍江 大慶163514）

大慶油田外圍葡萄花油層主要為特低豐度薄互層油藏，儲層砂體規模小，儲量豐度低 （20×104t／km2左右），儲層單層厚度一般為1～2m，屬于薄油層或特薄油層，采用直井開發時單井產量低，經濟效益較差。2002年以來開展了水平井開發試驗，先后在肇州、宋芳屯、徐家圍子、永樂及升平油田的21個區塊部署水平井，較好地解決了外圍低滲透油藏的有效動用問題。隨著開發時間的延長，水平井產量遞減快、高含水比例逐年增大，截至2012年9月，水平井高含水井47口，占水平井總井數的37.9%。為此，筆者對高含水水平井措施挖潛技術進行了研究。

1 水平井高含水原因分析

1.1 水平井投產之初高含水

水平井投產之初，有8口水平井高含水井，這些井鉆遇砂體較差，砂體類型主要是非主體砂，而油水同層是造成水平井高含水的主要原因。

1.2 水平井開發過程中高含水

1）裂縫、高滲透帶發育 若水平井所處區域發育裂縫、高滲透條帶，一旦見水，則水平井含水上升較快。

2）層段間矛盾大，主力層注水突破 部分水平井鉆遇砂體類型多以河道砂、主體砂為主，井段間存在層間干擾，鉆遇砂體較好且與注水井連通較好的水平段注水先受效，隨著層段間矛盾加劇，注入水在該層段突破，從而導致水平井含水快速上升，最終使非主力層不能得到動用。

3）壓裂溝通同層導致含水上升 統計州57區塊4口投產后壓裂的水平井，共鉆遇15個層，同層發育層數6個 （比例為40%）。壓裂前平均單井日產液6.3t，日產油5.6t，含水10.4%，壓裂后日產液15.4t，日產油7.2t，含水53.1%，含水上升42.7%，上升幅度較大。分析認為，州57區塊內同層比較發育，水平井壓裂后產生的裂縫溝通了同層，導致含水上升。

2 高含水水平井措施挖潛及實施效果

2.1 低產液、高含水水平井

為改善低產液、高含水水平井開發效果，對其砂體發育較差、動用程度低的水平段采取壓裂措施。以肇53－平37井為例，該井位于肇州油田州19區塊，2003年12月高能復合射孔投產，水平段長度708m，鉆遇含油砂巖長度103m，鉆遇率18.6%，地質儲量8.15×104t。生產初期日產液4.7t，日產油4.5t，含水5.0%。2010年10月日產液2.8t，含水100%。2011年11月對肇53－平37進行壓裂后，日增油2.1t／d，有效期217d，累積增油432t。

2.2 同層發育、投產初期高含水井

對于同層發育、投產初期高含水井，可以在危險出水水平段實施堵水技術以控制含水。以肇9－平31井為例，該井鉆遇含油砂巖長度206.4m，鉆遇率80.5%，鉆遇PⅠ3、PⅠ41、PⅠ51（PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）共計3個小層，射孔長度134m。生產初期日產液9.2t，日產油3.3t，含水64.3%。分析認為該井主要出水層位為下部儲層，由于該井液量較高，考慮到PⅠ52層鉆遇含油砂巖僅9.1m，屬于非主力層，為此于2009年2月對該井主力層PⅠ41實施堵水工藝，收到較好效果，累積增油1182t。

2.3 高產液、高含水的射孔投產水平井

1）出水層段明晰的情況下 以州62－平61井為例，該井于2003年1月投產，水平段長度578m，鉆遇含油砂巖段462m，鉆遇率91.9%，地質儲量11.12×104t。生產初期日產液26.3t，日產油25.4t，含水3.5%。2003年9月酸化后，日產液12.0t，日產油1.1t，含水90.7%。從數值模擬結果可以看出，各層段動用程度不同 （見表1）：射孔段1681.6～1714.0m主要發育河道砂及主體席狀砂，與周圍水井連通為一類連通，水驅效果好，動用程度較高；射孔段2022.8～2148.0m主要發育非主體席狀砂，周圍水井僅州64－60井發育有效厚度，但未射開，注采關系不完善，動用程度較低，層間矛盾較為突出。由于州62－平61井部分射孔段剩余油儲量較大，可以實施機械堵水以改變水驅移動方向，增大注入水波及程度，緩解層間矛盾，從而提高薄差層動用，最終控制含水上升。

2）出水層段模糊的情況下 如果水平井沒有動態監測資料，很難判斷出水層位［1］。對于出水層段模糊的水平井，可采用機械可調式堵水工藝控制水平井出水。以肇26－平26井為例，該井2008年1月射孔投產，水平段長度472m，鉆遇含油砂巖長度290m。生產初期日產液10.2t，日產油9.3t，含水9.0%。鉆遇PⅠ21、PⅠ22、PⅠ3、PⅠ41層，其中PⅠ22層與周圍水井連通較好。該井多次水質化驗結果表明均為偏注入水，2011年11月對該井實施了機械堵水，單卡為4段，保證分段可調，措施前日產液10.8t，日產油1.3t，含水87.6%，動液面1172m；措施后日產液8.5t，日產油2.7t，含水67.8%，動液面1200m；目前日產液9.5t，日產油2.5t，含水73.8%，動液面1132m，累積增油183t。

表1 州62－平61井部分射孔段剩余油儲量表

2.4 常規機械堵水方式不適用的壓裂投產水平井

以肇17－平34井為例，該井于2008年1月壓裂投產，水平段長度587m，鉆遇含油砂巖長度408m，鉆遇率74.6%。生產初期日產液26.5t，日產油13.0t，含水50.0%，鉆遇PⅠ3、PⅠ41、PⅠ42層，其中PⅠ41層與周圍水井連通較好。該井多次水質化驗結果表明均為地層水，因而不適于采用常規機械堵水方式［2］，為此于2011年11月對該井實施化學堵水工藝，措施前日產液10.4t，日產油1.1t，含水89.6%，動液面1174m；措施后日產液6.4t，日產油1.8t，含水72.5%，動液面1103m，累積增油66t。

3 結 語

由于大慶油田外圍葡萄花油層水平井高含水比例逐年增大，導致油田開發效益下降。為此，深入分析了水平井高含水原因并提出措施挖潛對策。現場作業表明，針對不同井況采取相應工藝后，含水上升現象得以控制，單井產量得到提高，取得了較好的經濟效益，因而可以在油田推廣應用。