安塞油田提高水平井單井產能技術探索

羅慶梅，郭 亮，馬延風，李 斌

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西延安716000）

安塞油田是典型的“三低”油田，定向井開發呈現單井產能低、采收率低等問題。水平井開采技術因能提高對儲層的穿透度，增加井眼與油層的接觸面積，達到提高單井產能的目的，近幾年來得到了推廣應用。安塞油田先后在長6油藏、長10油藏以及淺油層開發區完成了水平井28口。但隨著開采時間的延長，部分水平井出現產能遞減大、含水上升快等問題。為此，分析影響因素，探索低滲透油田水平井提高單井產能工藝技術，實現長期效益開發，顯得尤為迫切。

1 安塞油田水平井概況

安塞油田自1993年成功完成第一口水平井塞平1井以來，隨著鉆采工藝的進步和創新，水平井開發技術逐步得到推廣應用。水平井鉆井工藝主要采用復合導向鉆井技術、PDC 鉆頭＋無線隨鉆測斜，水平井水平段長度能達到600 m 以上。完井工藝主要采用套管固井＋射孔方式。水平井儲層改造堅持分段壓裂，通過技術不斷優化，工藝由最初的“填砂＋液體膠塞分段壓裂”發展到以“水力噴射分段壓裂”為主的分段多簇壓裂工藝，并實現了一次管柱多段壓裂，提高了改造效果。在超低滲油藏，水平井初期產能是同區塊鄰井初期產能的3倍以上。水平井全部為機采生產，根據對區塊合理流壓研究及單井生產曲線，優化調整抽汲參數，同時，根據不同生產階段的主要特征配套了井下防蠟、防砂及防氣工具等，保障了油井的正常生產。28 口水平井中，除長10油藏7口井集中在油藏主力區塊，其余水平井均分布于區塊邊部，達到了提高單井產能、有效動用低豐度儲量的目的。

安塞油田長10油藏水平井見水后即為高含水，同時產能、液面均呈大幅下降；水平井出現產能突降或不出液現象，表現出堵塞特征。為了探索水平井提高單井產能工藝技術，本文以長10油藏為重點進行分析。

2 水平井見水原因分析

2.1 長10油藏水平井基本情況

長10油藏屬構造-巖性油藏，邊底水不活躍，屬彈性溶解氣驅動類型。水平井集中在物性較好的東北區域，于2008年10月開始陸續投產，截止目前共投產水平井9口，其中7口水平井圍繞高52井采用“米”字形井網開發，對應高52井和周圍注水井采用小水量注水［1］。從長10油藏水平井生產情況來看，整體開發形式變差，而含水上升是導致單井產能下降快的主要原因。5 口含水上升井，均集中在“米”字型井網周圍。

2.2 平面見水原因分析

（1）平面非均質性：砂體展布方向總體呈北東南西向，水平井區域從西向東砂體變薄，非均質性變強。高52 井長1012-2 層滲透率210.0×10-3μm2，而鄰井高18-23井長1012-2層滲透率34.6×10-3μm2，井距相差650 m，滲透率級差為26.9。

（2）水驅狀況：從水平井水驅前緣測試和示蹤劑監測來看，平面水驅呈多方向性，沒有明顯的見水優勢方向，但存在較強的繞流現象，不易控制。

（3）注水情況：長10 油藏水平井區，周圍對應13口注水井，單井注水量在10～30 m3。有5口表現為見水特征，見水比例71.4%，最短見水周期185天，最長見水周期1166 天，平均見水周期579 天。但從長10油藏水平井與周圍注水井的對應關系來看，累計注水量與油井見水沒有明顯的對應關系。

（4）改造規模及試油情況：高52井組7口水平井均采用水力噴砂分段壓裂技術，平均改造段數5段，平均單井試排日產液90.89 m3，日產油74.79t。

認識：經過對油井平面非均質性、水驅狀況、注水情況、儲層改造等方面的分析，沒有發現明顯優勢方向和見水規律。為了進一步分析見水原因，需要從層內入手，開展見水原因分析。

2.3 層內見水分析

2011年選擇目前國內常用的產液剖面測試、水平井找水測試一體化測試技術開展水平井找水試驗，現場用兩種工藝測試了3口井。

2.3.1 高平6井

2011年11 月10 日，進行產液剖面測試找水，為驗證該工藝的準確性，同時進行了中子壽命測井。

測試原理：從套管用爬行器將井下儀器送至測量井段后下泵生產，通過測量流體的流動阻力損失確定流體流量，利用油／水的導電性差異識別含水率。

從測試結果來看，嚴重出水段比較吻合，均在1845～1947 m 段，對應在第1、2射孔段。但從含水分析來看，受集流傘密封不嚴的影響，產液剖面測試分析含水均為100%。

從中子壽命的剩余油測試圖來看（見圖1），噴射點1、2顯示水淹，噴射點5、6中度水淹，而噴射點3、4未測試圖見水，顯示未能有效動用。

2.3.2 高平2井

2011年6月，采用找水測試一體化工藝進行找水，按射孔段分三段進行測試。

圖1 高平6井剩余油測試圖

原理：用封隔器將水平井射孔段分開，利用智能開關器在地面設定的開、關采集時間，正常生產后，井口錄取資料，求出各段產液量、含水。

從高平2找水情況來看，主要出水段為第一噴射點，平均日產液18 m3，含水98%；第二噴射點含水為80%，日產油為2.5 t；第三噴射點含水65%，日產油4.5 t。

2.3.3 高平3井

2011年9月，采用找水測試一體化工藝進行找水，經過兩次測試后，確定噴點2、噴點4 為高含水層段。

從平面見水原因和層內找水結果來看，水平井區域非均質強，見水井集中在砂體變薄的區域，見水方向沒有明顯規律；從層內找水結果來看，部分噴射點見水，“趾部見水”特征明顯，受高52井影響較小，受周圍注水井影響明顯，同時反應出出水與井距有一定的關系。

3 提高單井產能技術應用

3.1 水平井機械堵水工藝技術［2］

針對出水層位清楚、井身結構允許的油井，采用水泥塞或封隔器等手段，將出水層位封堵，降低油井含水。

根據高平2找水結果，噴射點1水淹，確定采用橋塞封堵，橋塞位置1 905 m，控制其出水。高平2于2011年9月5日機械堵水，9月16日開抽，平均日產液0.37 m3，含水100%，沉沒度5 m，生產4天后不出液。從堵水后生產情況反映出，高平2井噴射點1是該井的主力產層，封堵后造成該井產液量、液面均大幅下降；但從工藝上來說，機械堵水能達到封堵部分出水層段的要求。

3.2 水平井分段壓裂技術

為了解決高平2井堵水后產液量低甚至不出液的問題，選擇水力噴射分段壓裂工藝，解除堵塞，恢復產能。水力噴射分段壓裂工藝原理：采用大排量、大液量、低砂比的工藝參數，利用小噴嘴、高排量形成高壓，將套管、地層射開，形成多條人工裂縫，達到增產的目的。

高平2井采用水力噴射壓裂工藝解堵，解除原有2、3兩個噴射點的堵塞，在第2、3噴射點之間，即1 830 m 處射孔，并進行水力噴射壓裂，新增一個噴射點（見表1）。壓后下泵抽汲，于2011年10月30日完井。截止2012 年2 月底，平均日產液16.92 m3，日產油2.73 t，含水78.4%；措施后動態變化顯示出含水上升的趨勢，目前日產液14.88 m3，日產油0.89 t，含水92.6%，累增油335 t，達到了提液、增油的目的。但從目前油井含水上升的情況看，對封隔器的座封狀況、各噴射點的溝通狀況和加密射孔后對含水的影響還需進一步認識。

表1 高平2井水力噴射分段壓裂參數

3.3 水平井分段酸化技術［3］

根據歷年長10油藏油水井酸化效果，篩選出了水平井低傷害酸液配方，以解除水平段噴射點的堵塞。

高平6井2009年11月25日自噴轉抽，初期日產液28.06 m3，日產油21.12 t，含水10.4%。2011年9 月16 日，產量下降、含水上升，日產液2.15 m3，日產油0.07 t，含水95.9%。經初步分析認為，噴射點出現堵塞現象，計劃采用酸化解堵提高產能。

高平6井有6個噴射點，每個噴射點計劃用酸液15 m3，排量0.5～0.6 m3／min。從施工情況來看，順利完成了對6個噴射點的酸化，第6噴射點施工壓力最高達到24.3 MPa，初步判斷為地層堵塞明顯，第1、2噴射點停泵后地層有倒吸現象，反映出地層能量虧空。2011年9 月30日酸化完井，措施后平均日產液量達10.62 m3，較措施前提液8.94 m3，提液效果明顯，表明近井地帶堵塞得到有效解除。為了降低含水，根據產液剖面測試結果，座封了嚴重出水段（噴射點1、2），目前平均日產油1.9 t。分段酸化達到了提液、增油的目的，也從而驗證了找水工藝的可行性。

4 認識與建議

（1）長10油藏水平井區域非均質強，見水井集中在砂體變薄的區域，但見水方向沒有明顯規律，見水層位難以判斷，是制約水平井治理的主要問題。

（2）應用找水測試一體化、產液剖面測試兩種找水工藝應用，均能找到出水位置，其中機械找水方法具有較高的性價比，建議下步繼續推廣應用。同時，為了減少換層時井筒積液對液量、含水的影響，建議延長每層的測試時間。

（3）由于高52井組滲透率高，水驅呈現多方向性，井距對油井見水有一定的影響，建議進行注采井網研究，延長見水時間。

（4）目前水平井堵水只能采取機械堵水的方式，對中間見水層無有效解決方法（高平3），下步應加快分段化學堵水工藝的研究與應用。

（5）水平井分段重復壓裂、分段酸化的改造工藝技術均取得了成功，可推廣應用。

［1］ 孫致學，姚軍，唐永亮，等.低滲透油藏水平井聯合井網型式研究［J］.油氣地質與采收率，2011，（5）：98-100.

［2］ 牛寶榮，徐向陽，何紅梅.國內外水平井開采配套技術［J］.吐哈油氣，2007，10（2）：30-32.

［3］ 羅本剛，楊濤，嚴弦.水平井酸化酸壓增產技術工藝及其發展前景［J］.內蒙古石油化工，2011，（9）：80-82.