吳起油田水平井找水工藝技術(shù)研究及堵水工藝工作建議

高超利，梁 鋒，李 洋，王 旭，藺廣宙，雷士博，汪昌堯

(延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 716000)

吳起油田地處鄂爾多斯盆地西部伊陜斜坡，主要開發(fā)層系有侏羅系延安組延9、延10及三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8及長(zhǎng)9等儲(chǔ)集層。由于地形地貌、土地林業(yè)及安全環(huán)保政策限制，主要以叢式井場(chǎng)(定向井)開發(fā)為主，受地質(zhì)因素(低孔低滲低壓)限制，平均單井日產(chǎn)油為1 t/d，采油速度慢、效率低。自2009年吳起油田嘗試第一口水平井(薛平1井)開發(fā)以來，截至目前完鉆水平井120口，水平井平均單井日產(chǎn)油6 t/d，是常規(guī)井平均產(chǎn)量的6倍，開發(fā)效果顯著。水平井經(jīng)多段儲(chǔ)層改造后，有足夠大的泄油面積，因此產(chǎn)液量充足。但多段改也易溝通高含水層，且開采一段時(shí)間后水會(huì)沿高滲流通道錐進(jìn)，一旦出現(xiàn)這些情況，生產(chǎn)就表現(xiàn)為產(chǎn)液高含水，甚至出明水，通常把這種水平井稱為低產(chǎn)低效水平井?？紤]到經(jīng)濟(jì)效益等因素，低產(chǎn)低效水平井一般都會(huì)被關(guān)停處理，造成開發(fā)資源浪費(fèi)。目前還沒有成熟的水平井找水堵水技術(shù)。吳起采油廠作為延長(zhǎng)油田原油產(chǎn)量最高的生產(chǎn)單位，其采油工程團(tuán)隊(duì)致力本項(xiàng)工藝技術(shù)的研究，提出了適合吳起油田現(xiàn)狀的水平井找水堵水工藝，即采用機(jī)械卡封+油管抽汲試油的方法找水。

延長(zhǎng)油田目前開發(fā)水平井900余口、低產(chǎn)低效井185口，其中有價(jià)值的高含水井在50口以上；吳起油田目前開發(fā)120口水平井，其中 25口被劃分為低產(chǎn)低效井，占到水平井?dāng)?shù)量的20%以上，找水堵水工藝技術(shù)的突破與應(yīng)用亟待解決。按照機(jī)械卡封+油管抽汲試油的工藝技術(shù)，單井施工費(fèi)用為30萬～50萬元，準(zhǔn)確地判斷出水位置、潛力孔段產(chǎn)液量及含水率，后續(xù)堵水采油工藝技術(shù)單井施工費(fèi)用為10萬～20萬元，按照吳起油田目前水平井平均單井日產(chǎn)油6 t，找堵水后可增產(chǎn)40%左右，單井可復(fù)產(chǎn)2.4 t/d，按照集團(tuán)含稅銷售價(jià)2 120元/t，單日增效5 088元，預(yù)計(jì)單井80～140 d可收回全部作業(yè)成本。

水平井開發(fā)以提高單井產(chǎn)量和提高最終采收率為目的，低產(chǎn)低效高含水水平井若不治理就喪失了經(jīng)濟(jì)效益。因此，通過適合現(xiàn)狀的工藝技術(shù)，找到水平井出水的原因，并通過可行的堵水增油技術(shù)進(jìn)行復(fù)產(chǎn)，是水平井開發(fā)的必由之路。

1 水平井開發(fā)出水原因分析

水平井之所以產(chǎn)量高主要是因?yàn)榫灿蛯鱼@遇率高，采用分段儲(chǔ)層改造的方式投產(chǎn)，供油段數(shù)多，地層泄油面積大[1]。但在同等滲透率條件下，低黏度流體的滲透性好于高黏度流體，因此水平井多段供液，一旦某一段出水，整個(gè)油井就表現(xiàn)為高含水[2]。我們分析了吳起油田的25口低產(chǎn)低效井，24口為高含水所致，而因地層壓力低、供液不足的水平井只有1口。

1.1 侏羅系水平井

區(qū)域內(nèi)侏羅系油藏通常為河流相沉積，物性較好，但砂體短距離內(nèi)變化大，連片性差，普遍發(fā)育有邊底水[3]。侏羅系水平井和常規(guī)井初期產(chǎn)量差別不大，但水平井生產(chǎn)壓差小，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，壓降漏斗不易出現(xiàn)，無水(低含水)采油期較長(zhǎng)[4]。由于對(duì)油藏精細(xì)描述認(rèn)識(shí)不足，因此在水平井鉆進(jìn)過程中避開水層有一定難度。目前認(rèn)為侏羅系水平井開發(fā)效益要低于三疊系，因此近幾年在侏羅系未部署水平井。

現(xiàn)有侏羅系水平井12口，占水平井?dāng)?shù)量的10%，其中有5口井處于高含水關(guān)停狀態(tài)，分析原因主要有以下幾方面：

(1)油水界面不清，鉆遇高含水層段。柳溝油區(qū)由于開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，區(qū)域內(nèi)油水界面不清，底水錐進(jìn)快，導(dǎo)致水平井過早出水或水淹，如柳平1井(圖1)和柳平2井。

圖1 柳平1周邊含油砂體厚度Fig.1 Thickness of oil sand body around well Liuping-1

圖2 樓平1井侏羅系油厚示意Fig.2 Schematic of thickness of Jurassic reservoirs in well Louping-1

(2)采出程度較高，含水整體上升。如樓平1井(圖2)，投產(chǎn)時(shí)定向射孔4段，每段10 m，初產(chǎn)16 t純油，至2014年4月含水在2個(gè)月內(nèi)迅速上升至75%，生產(chǎn)2 128 d，累計(jì)產(chǎn)油9 193 t，需要進(jìn)一步測(cè)試來水方向，推測(cè)為邊水錐進(jìn)。

(3)措施不當(dāng)造成的底水竄層。如吳平10井(圖3、圖4)，射孔投產(chǎn)初期液量低，經(jīng)小規(guī)模壓裂措施后出明水，區(qū)域內(nèi)延10油層底部低阻水層厚度大，為主要驅(qū)動(dòng)能量，認(rèn)為主要是壓裂裂縫延伸造成的底水竄。

圖3 吳平10井周邊油層剖面Fig.3 Section of oil layer around well Wuping-10

圖4 吳平10井井區(qū)延101砂體厚度等值線圖Fig.4 Contour map of sandbody thickness of Yan101 in well Wuping-10

1.2 三疊系水平井

(1)區(qū)域內(nèi)長(zhǎng)6層存在天然高含水裂縫，來水方向很難確定，采出程度低，含水上升快，如白河油區(qū)南部水平井部署區(qū)(吳平16井、吳平20井、吳平23井等)，井位部署如圖5所示。

圖5 白河南區(qū)水平井部署井位Fig.5 Well location of horizontal well in south Baihe area

(2)因?qū)τ筒卣J(rèn)識(shí)不足，鉆井部署拓展區(qū)域，初期產(chǎn)液高含水，如白河北部長(zhǎng)8(吳平44井等)、周長(zhǎng)南部長(zhǎng)7(周平5井等)，以及白豹北部長(zhǎng)8(托平15井等)均存在初產(chǎn)含水70%以上，產(chǎn)液量高但產(chǎn)油量低而被劃分為低產(chǎn)低效水平井。

2 水平井找水工藝技術(shù)研究

2.1 國(guó)內(nèi)常用水平井找水技術(shù)現(xiàn)狀

水平井分段儲(chǔ)層改造投產(chǎn)后，每個(gè)段產(chǎn)液貢獻(xiàn)不盡相同，要獲得每個(gè)段的產(chǎn)液、含水等信息，可通過生產(chǎn)測(cè)試和分段試油的方法[5]；但受制于工藝與成本因素，一旦某段油層出水，采出液就表現(xiàn)為高含水甚至明水，而出水點(diǎn)位置與地質(zhì)及工程參數(shù)都有關(guān)，須通過經(jīng)濟(jì)、可靠的方法找到出水位置，為后續(xù)堵水提供可信依據(jù)[5]。國(guó)內(nèi)目前流行的找水工藝主要有產(chǎn)液剖面測(cè)井工藝、連續(xù)油管輸送電纜測(cè)井和試油工藝、套管完井水平井一體化找水管柱找水工藝和封隔器卡封試采工藝[6-7]。其中前3種工藝施工成本高，數(shù)據(jù)分析難度較大。針對(duì)吳起油田現(xiàn)狀，我們認(rèn)為封隔器卡封試采工藝最為適合，該工藝施工工藝相對(duì)成熟，且費(fèi)用低廉，只需把關(guān)好封隔器類型質(zhì)量、抽汲強(qiáng)度、錄取數(shù)據(jù)分析等環(huán)節(jié)，就能達(dá)到準(zhǔn)確找到出水位置的目的，具有較高的可靠性。

2.2 綜合分析選井

水平井找水技術(shù)難度大且成本高，通過對(duì)生產(chǎn)現(xiàn)狀進(jìn)行分析，對(duì)出水水平井進(jìn)行篩選。優(yōu)先對(duì)初產(chǎn)含水低、采出程度不高、含水上升速度快、分段改造明確清晰、水平段長(zhǎng)的水平井進(jìn)行工藝試驗(yàn)[8]，分析白河南部吳平12、14、15、16、20、21六口低產(chǎn)水平井后，認(rèn)為圓圈區(qū)域內(nèi)油水規(guī)律復(fù)雜，現(xiàn)不予以治理，橢圓區(qū)域內(nèi)吳平20井B靶朝向勝利山方向，產(chǎn)液含水規(guī)律穩(wěn)定，變化均勻，優(yōu)選吳平20井。(圖6)

圖6 白河南部水平井集中部署區(qū)井位及產(chǎn)液含水示意Fig.6 Schematic of well location and water cut in horizontal well in south Baihe section

2.3 出水位置初步分析判斷

圖7 吳平20井月度產(chǎn)液、含水、產(chǎn)油曲線Fig.7 Monthly liquid production, water cut and oil production curves in well Wuping-20

表1 吳平20井周邊采油井產(chǎn)液含水統(tǒng)計(jì)Table 1 Water cut statistics of production wells around well Wuping-20

表2 吳平20井周邊注水井注水情況統(tǒng)計(jì)Table 2 Water injection statistics of peripheral wells in well Wuping-20

對(duì)吳平20井周圍的采油井(表1)及注水井(表2)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行分析，B靶附近1-20井含水較高，為90%，產(chǎn)液量不高，周邊其他油井含水都較低，水平井腰部注水井21-321累計(jì)注水量達(dá)2 212 m3，且吳平20井日產(chǎn)液量增加至26 m3/d，采出液氯離子含量為16 077.07 mol/L，可能為注入水沿人工裂縫方向錐進(jìn)所致。結(jié)合該區(qū)域人工裂縫大致方位為北東70°左右，綜合判斷A靶附近出水可能性較大，B靶出水可能性相對(duì)較小。

2.4 卡封試油找水工藝技術(shù)探討

選用機(jī)械卡封試油的工藝技術(shù)有成本低、可靠性高及安全性好等特點(diǎn)。井下作業(yè)入井工具越簡(jiǎn)單越安全，可靠性要根據(jù)卡封特點(diǎn)及水平井作業(yè)施工經(jīng)驗(yàn)優(yōu)選封隔器型號(hào)及廠家。因?yàn)榉飧羝麂擉w和膠皮的穩(wěn)定性差異很大，需要綜合考慮。

目前吳起油田使用較多的封隔器主要有：K344型、Y341型、Y221型、Y211型和Y111型，其中Y型封隔器膠套壓縮穩(wěn)定性高于K型?？紤]到水平井井身軌跡影響及需要重復(fù)穩(wěn)定坐封解封等因素，優(yōu)選上提下放坐解封的Y211型和支撐式的Y111型封隔器來解決卡封問題[9]。以壓裂改造的吳平20井為例，某一段或兩段出水的可能性要大于多段或全井段出水，因此，我們采用折中的辦法卡封試油，處理井筒后用Y211封隔器卡封在第4段和第5段之間，和油管內(nèi)連接的油流通道優(yōu)選預(yù)留在封隔器底部；因?yàn)槌鏊恢门袛酁锳靶附近出水可能性大于B靶，所以加上5 t左右坐封即可。

通過通井機(jī)油管抽汲試油，為節(jié)約試油成本，直接采用抽油機(jī)配合管式抽油泵的方式試油也可。由于機(jī)械卡封管柱是用N80加厚油管下入井內(nèi)的，坐封時(shí)需要在封隔器部位坐封一定噸位，也就是說底部油管將處于壓縮狀態(tài)，而抽油泵的位置就在造斜點(diǎn)附近，可能處于一定噸位的壓縮。為了避免抽油泵在井下處于壓縮后漏失量增加或磨損增加影響泵效，我們對(duì)抽油泵進(jìn)行加固改造，方案如下：

設(shè)計(jì)油管節(jié)箍(兩端扣型為27/8TBG)中間套抽油泵絲扣(M60×2-6H)懸掛抽油泵(圖8)，截取與泵筒等長(zhǎng)的油管裝入泵筒，泵筒底部公扣套保護(hù)柱塞出泵筒接頭(圖9)，泄油器與油管相連，實(shí)現(xiàn)泵體加固。

通過上述兩個(gè)部件可以實(shí)現(xiàn)泵筒內(nèi)置于油管內(nèi)部，不受外部拉力和壓力影響，在起下井下管柱和工具時(shí)更加安全可靠。

上述工藝管柱可以將油管油流通道開在封隔器上部，實(shí)現(xiàn)封下采上試油，也可以配合Y111支撐式封隔器實(shí)現(xiàn)雙封卡固定段試油。這些井下工具組合主要考慮封隔器坐封力、膠筒可靠性及抽汲強(qiáng)度等因素，防止因在抽汲過程中地層吐砂而造成卡鉆事故。

具體找水思路：

(1)如圖10，一次性下入Y211封隔器及存儲(chǔ)式電控間隔開關(guān)，將水平段一分為二，每10 d交替開關(guān)一次，管柱上部接加固泵，用抽油機(jī)試油，分析累計(jì)20 d產(chǎn)液含水變化規(guī)律，籠統(tǒng)分析封隔器卡封上下多段出水可能。

圖8 泵筒懸掛連接頭Fig.8 Suspension connector of pump barrel

(2)如圖10，下入Y211封隔器和底部開孔通道，將水平段一分為二，抽汲試油，分析底部產(chǎn)液含水規(guī)律，得到數(shù)據(jù)后起出原管柱，僅更換底部開孔至封隔器頂部，原位置下入管柱坐封，再分析頂部產(chǎn)液含水規(guī)律，籠統(tǒng)分析封隔器卡封兩次情況下某段出水的可能性。

圖10 封隔器定向開關(guān)找水試油井下管柱示意Fig.10 Schematic of downhole string for water test well of packer directional switch

3 水平井堵水工藝技術(shù)工作建議

3.1 指端B靶附近出水

B靶靠近井底，出水的封堵相對(duì)簡(jiǎn)單，直接采用油管傳輸可鉆式橋塞(或可撈式)卡在出水點(diǎn)以上套管坐封，橋塞位置就相當(dāng)于新的人工井底，只是損失了橋塞位置以下的產(chǎn)液孔段。按照水平段損失情況，配置合理的生產(chǎn)管柱直接下泵采油即可，工藝簡(jiǎn)單，安全可靠性高。

3.2 中段腰部出水

中段腰部出水封堵難度很大，因?yàn)樯舷虏烤谐鲇蛯游恍枰Ｗo(hù)，可行的方法主要有2種：一是封隔器卡封出水段，形成油管橋，卡住出水點(diǎn)，連通上下出油點(diǎn)，坐封后，可選擇丟手或者不丟手的方式，丟手后可實(shí)現(xiàn)正常生產(chǎn)管柱生產(chǎn)，井筒內(nèi)預(yù)留一定數(shù)量的油管和封隔器，但長(zhǎng)期生產(chǎn)存在打撈難的問題；不丟手的情況下，生產(chǎn)管柱相連，封隔器選型限制較大，且生產(chǎn)管柱的振動(dòng)影響坐封效果，生產(chǎn)過程中容易失效[10]。二是對(duì)出水段實(shí)現(xiàn)徹底封堵，即用高強(qiáng)度堵水劑或水泥漿對(duì)出水層位封堵，先打可鉆式橋塞保護(hù)底部油層，在下油管加封隔器保護(hù)頂部油層，擠入高強(qiáng)度堵水劑封堵，再掃鉆處理至橋塞頂部，下封隔器試壓合格后，鉆掉橋塞，恢復(fù)正常生產(chǎn)；這種工藝?yán)碚撋峡尚?，但?shí)際操作安全風(fēng)險(xiǎn)高，堵水成功率低，作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)，且費(fèi)用高。

3.3 頂部A靶附近出水

對(duì)于頂部A靶附近出水，可以采用試油找水管柱卡封，加固抽油泵的方法繼續(xù)采油，每半年檢泵一次，降低結(jié)蠟結(jié)垢、地層出砂對(duì)管柱的影響；或者采用永久擠封的方式，先出水點(diǎn)以下打可鉆式橋塞，然后下光油管至出水點(diǎn)以上100 m，擠入高強(qiáng)度堵水劑或者水泥漿，候凝后掃鉆試壓合格，再掃掉橋塞繼續(xù)生產(chǎn)。該工藝流程較多，但比腰部出水封堵要更安全可行。

如若是因注入水而造成的水平井水淹，建議從注水井進(jìn)行調(diào)剖調(diào)驅(qū)堵水。

4 結(jié)論

(1)水平井出水的原因很復(fù)雜，需結(jié)合地質(zhì)靜態(tài)、工程工藝和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料進(jìn)行綜合分析，資料的真實(shí)性及分析方法都直接影響分析結(jié)果，需在后續(xù)的治理中加以驗(yàn)證。

(2)水平井多段開采，段間距較長(zhǎng)且地層原始滲透性很差，從低含水到高含水甚至水淹是需要一個(gè)時(shí)間過程的，但從產(chǎn)液含水表現(xiàn)來看，這個(gè)過程并不長(zhǎng)，說明出水并不是整個(gè)水平段全段水淹。在套管射孔完井，水平井段固井質(zhì)量有保障，分段改造的水平井中找準(zhǔn)來水孔段和方向，機(jī)械卡封試采是目前最具經(jīng)濟(jì)性和安全性的方法。

(3)通過卡封試采的方法驗(yàn)證出水原因、明確來水方向，堵水恢復(fù)產(chǎn)量是整個(gè)工藝技術(shù)的最終目的，針對(duì)不同位置出水，選擇相應(yīng)的堵水工藝。