程遠(yuǎn)新，田寶林，徐旭龍，王強(qiáng)強(qiáng)，馬景萍，羅 瓊

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠 （陜西 延安 716000）

通常人們把進(jìn)入油氣層井眼的井斜角不低于86°的井段稱為水平井段，能沿油層走向形成這種水平位移的特殊定向井稱為水平井。水平井具有增加油層的泄油面積，在低生產(chǎn)壓差下開(kāi)發(fā)油藏，橫穿多個(gè)裂縫，有效地開(kāi)發(fā)死油區(qū)，改變油藏滲流機(jī)理，減小油氣滲流阻力等特點(diǎn)[1-2]。一般水平井產(chǎn)能為周邊直井產(chǎn)能的2～3倍。水平井的開(kāi)發(fā)和利用已成為安塞油田為加快產(chǎn)能建設(shè)速度，提高單井產(chǎn)能，增加可采儲(chǔ)量的重要技術(shù)手段。但水平井的井身與油層平行，油層出水極易導(dǎo)致產(chǎn)油量驟減，含水急劇上升，嚴(yán)重影響水平井的開(kāi)發(fā)效果[3-5]。

招平5井為橋31井區(qū)1口水平井，橋31井區(qū)位于安塞油田南部區(qū)塊，主要含油層為侏羅系延9層，是由差異壓實(shí)作用形成的一系列由東向西傾斜的低幅鼻狀隆起，受構(gòu)造、巖性雙重因素控制，為典型的構(gòu)造-巖性油藏。油藏為河流相沉積，延9儲(chǔ)層位于河道主體帶上，單井平均油層厚度13.9m，縱向上、平面上分布均較穩(wěn)定。儲(chǔ)層巖性為細(xì)粒石英砂巖，碎屑成分占91.4%，其中石英含量67.8%，長(zhǎng)石含量12.8%，各類巖屑含量10.2%，填隙物成分占9.2%。儲(chǔ)集空間屬孔隙-再生式孔隙為16.5%～19.3%。

招平5井屬于橋31井組，井組為10井叢式井組，其中油井9口（水平井3口，一般定向井6口），注水井1口。

橋31井于2011年9月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液5.19m3，日產(chǎn)油3.56t，含水18.3%，井組9口油井于2012年10月至2013年3月投產(chǎn)，井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定，動(dòng)液面下降速度快，分析認(rèn)為地層能量不足，為完善注采井網(wǎng)，及時(shí)補(bǔ)充地層能量，對(duì)橋31井實(shí)施轉(zhuǎn)注。

招平5井于2012年11月20日投產(chǎn)，投產(chǎn)后一直高含水，含水95%～100%，對(duì)應(yīng)注水井橋31滯后1個(gè)月注水。

招平5井投產(chǎn)時(shí)采用四型抽油機(jī)，抽汲參數(shù)為沖程1.8m、沖數(shù)5次/min、深井泵泵徑38mm、泵深540m。理論排量14.69m3/d，實(shí)際產(chǎn)液量13.84m3/d，日產(chǎn)油0.33t，含水97.2%，動(dòng)液面233m，沉沒(méi)度307m,示功圖正常；為使該井含水盡快降低，采取增大抽汲參數(shù)，上提泵掛措施，抽汲參數(shù)為1.8m×7次/min×44mm×405m，理論排量 19.70m3/d，實(shí)際產(chǎn)液量15.30m3/d，含水100%，動(dòng)液面290m，沉沒(méi)度115m，示功圖正常。盡管采取強(qiáng)采強(qiáng)抽措施，但該井含水仍然居高不下。

招平5井眼軌跡位于油層的上部，分析認(rèn)為在該井初期油層改造過(guò)程溝通上層含水層，加之固井質(zhì)量是否合格,套管材質(zhì),人為操作不當(dāng)?shù)纫蛩赜绊?，疑似產(chǎn)生套損現(xiàn)象，進(jìn)而使該井出水，于是對(duì)該井在直井段實(shí)施封上采下隔采措施，下入Y341-114封隔器，封隔器位置541.18m，深井泵位置555.80m，座封前SO42-為4 000mg/L，座封后連續(xù)取樣分析，SO42-為5 444mg/L,分析認(rèn)為該井無(wú)套損，隔采后無(wú)效果。

1 出水原因分析

1.1 油藏地質(zhì)分析

1）不同儲(chǔ)層物性對(duì)比分析。侏羅系延安組僅在安塞油田南部呈點(diǎn)狀分布，連片性差，面積小，埋深350～700m，具有油層物性較好，低滲透層，孔喉分選好，高滲透孔喉的特點(diǎn)，其中延8、延9是主力含油層系。

三疊系延長(zhǎng)組儲(chǔ)層在安塞油田普遍存在，平面上連片，面積大，其中長(zhǎng)6油層為安塞油田主要儲(chǔ)集層和主力產(chǎn)油層，埋深1 000～1 300m，厚度20～25m，厚度較穩(wěn)定，巖性為灰綠色厚層塊狀、細(xì)粒硬砂質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，儲(chǔ)層平均孔隙度10%～l4% ，平均滲透率(0.2～4.0)×10-3μm2，具有連片性好，分布廣，厚度大，物性差，滲透率低等特點(diǎn)。

通過(guò)延9與長(zhǎng)6油層對(duì)比分析，延9油層埋深淺，厚度小，連片性差，物性相對(duì)較好。說(shuō)明由于受構(gòu)造-巖性油藏的影響，延9油層孤立，不連續(xù)，產(chǎn)量遞減快，易出水。

2）同一儲(chǔ)層物性對(duì)比分析。招平5井1、2噴射點(diǎn)油層參數(shù)如電阻率、孔隙度、滲透率較3～7噴射點(diǎn)或其他井噴射點(diǎn)均小，盡管含油飽和度與其他噴射點(diǎn)相差不大，但這2個(gè)噴射點(diǎn)被中間差油層隔開(kāi)，差油層厚度小（1.5～10.5m），含油飽和度較低，相對(duì)而言含水飽和度較高，況且每口井的噴射點(diǎn)都在一條近于水平直線上，在射孔的過(guò)程中數(shù)據(jù)稍有誤差就會(huì)溝通隔層出水（表1）。

3）地質(zhì)導(dǎo)向分析。由于受構(gòu)造-巖性油藏影響招平5井油層出現(xiàn)尖滅現(xiàn)象，在1噴射點(diǎn)以下，仍有差油層和干層，而且含水飽和度均較高（見(jiàn)表1）。

1.2 出水水型分析

經(jīng)取樣化驗(yàn)招平5井見(jiàn)延10層水，分析認(rèn)為，該井在鉆井過(guò)程中鉆穿水平油層，又在初期油層改造過(guò)程中壓穿延10水層。造成底水錐進(jìn)，誘發(fā)水錐出現(xiàn)，隨著油水密度差的減小，臨界生產(chǎn)壓差減小，便形成出水優(yōu)勢(shì)通道，屏蔽油層滲流能力，造成油井嚴(yán)重出水。

2 堵水試驗(yàn)

2.1 實(shí)施堵水

由上述分析初步斷定，該井第1、2噴射點(diǎn)為出水點(diǎn)，因此對(duì)噴射點(diǎn)1、2、3實(shí)施封堵，降低該井含水，提高單井產(chǎn)能。施工過(guò)程如下：

1）通井，管柱組合：Φ118mm通井規(guī)（帶倒角）×1.5m+Φ73mm油管短節(jié)×油 10×油8變扣×0.20m+Φ73mm外加厚油管×98根×936.16m+油補(bǔ)距4.4m；通井過(guò)程暢通無(wú)遇阻現(xiàn)象，通井深度：942.76m。起出通井管柱，觀察通井規(guī)內(nèi)外壁無(wú)劃痕，無(wú)變形。

表1 橋31井區(qū)水平井油層數(shù)據(jù)表

2）沖砂洗井，管柱組合：Φ73mm 斜尖×0.50m+油10×油8變扣×0.20m+Φ73mm外加厚油管×98根×936.16m+Φ73mm外加厚油管方入 4.6m+油補(bǔ)距4.40m。 探砂面深度945.86m，座自封封井器，連接上水及放噴管線沖砂洗井，泵壓3～5MPa，排量800L/min，返出物為油水混合物、污水、砂水、活性水，歷時(shí)82min，用活性水65m3，待進(jìn)出口水色一致停泵，沖砂過(guò)程中共接換單根油管1根，終探砂面深度956.65m，沖砂進(jìn)尺10.79m。

3）下橋塞，管柱組合：Y445-114 橋塞×1.44m（上部×0.64m： 下部×0.80m）+油 10×油 8 變扣×0.20m+扶正器+Φ73mm外加厚油管×86根×823.93m+Φ73mm外加厚油管方入0.33m+油補(bǔ)距×4.40m.橋塞深度830.00m。

打橋塞，投球，連接水泥車(chē)管線，啟動(dòng)水泥車(chē)，排量 500L/min；打壓至 8、12、20、22MPa 壓力持續(xù)上升，當(dāng)打壓至25MPa時(shí)壓力突降，橋塞與丟手接頭分離，座封過(guò)程完成。

下探橋塞管柱，管柱組合：Φ73mm斜尖×0.50m+油 10×油 8變扣×0.20m+Φ73mm外加厚油管×86根×823.93m+Φ73mm外加厚油管方入2.07m+油補(bǔ)距4.40m。 探橋塞深度831.10m，工具無(wú)位移，說(shuō)明座封可靠。

4）按下泵方案設(shè)計(jì)下泵生產(chǎn)。

2.2 實(shí)施效果與分析

招平5井堵水后生產(chǎn)狀況：抽汲參數(shù)1.8m×5次/min×32mm×405.83m， 日產(chǎn)液 8.71m3/d， 日產(chǎn)油3.48t，含水 52.5%，動(dòng)液面 375m，沉沒(méi)度 30m，示功圖表現(xiàn)為供液不足。堵水取得了較好的效果。

從堵水后生產(chǎn)參數(shù)及生產(chǎn)狀況分析看，在同一泵掛深度下 （405.83m），在堵水前強(qiáng)采強(qiáng)抽措施下（抽汲參數(shù)：1.8×7×44×405.83m），日產(chǎn)液 15.21m3/d，沉沒(méi)度91m，示功圖表現(xiàn)為正常；而堵水后抽汲參數(shù)調(diào)小，日產(chǎn)液下降，含水下降，沉沒(méi)度由91m反而下降至30m，示功圖表現(xiàn)為供液不足，這說(shuō)明堵水是成功的，由于招平5井水平油層延續(xù)長(zhǎng)度短，堵水后，油層滲流能力只能靠本油層提供，而無(wú)外援，因而油井就會(huì)出現(xiàn)沉沒(méi)度下降，油井供液能力變差現(xiàn)象。

招平5井堵水后，間隔一定時(shí)間取樣分析，與延9層標(biāo)準(zhǔn)水型相比較為接近，而與延10層標(biāo)準(zhǔn)水型相比相差甚遠(yuǎn)，再一次驗(yàn)證堵水的成功性和可靠性。

3 取得的認(rèn)識(shí)

1）水平井的開(kāi)發(fā)和管理還處于初級(jí)階段，尤其對(duì)安塞油田淺層來(lái)說(shuō)還停留在淺顯的認(rèn)識(shí)水平上，對(duì)今后水平井的開(kāi)發(fā)和管理要在不斷認(rèn)識(shí)和摸索的基礎(chǔ)上，由淺到深逐步提高。

2）水平井堵水，首先摸清出水類型（注入水或地層水，地層水是哪一層位的）；其次查找出水原因和確定出水位置。通過(guò)靜動(dòng)態(tài)資料（包括油藏、鉆井、射孔、壓裂、試油、生產(chǎn)、化驗(yàn)）等記錄分析和現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試（工程測(cè)井）確定出水原因和位置，最后制定堵水方案，實(shí)施堵水作業(yè)，經(jīng)堵水后并驗(yàn)證堵水的準(zhǔn)確性和效果。

3）機(jī)械堵水技術(shù)在套管射孔完井方式的水平井水平段應(yīng)用取得較好的效果。

4）從油藏物性上，對(duì)非均質(zhì)性油藏，由于水平井井身結(jié)構(gòu)的原因，水平井在開(kāi)采過(guò)程易有出水現(xiàn)象。同一油層垂向滲透率的不同，水平段軌跡高低起伏，底水從垂向上較高滲透率區(qū)域進(jìn)入油井，從點(diǎn)狀出水發(fā)展曲面出水，從而使水平井含水率迅速上升，造成嚴(yán)重的出水問(wèn)題。

5）由于水平井井身結(jié)構(gòu)和完井方式的特殊性，給水平井堵水帶來(lái)很大的困難，堵水技術(shù)及現(xiàn)場(chǎng)工藝有待提高和完善，以提高水平井堵水成功率。

6）結(jié)合橋31井區(qū)井網(wǎng)布局，后期橋31井組一旦注水見(jiàn)效，招平1、招平2、招平5井水淹概率大，對(duì)應(yīng)定向井因不能補(bǔ)充能量，開(kāi)發(fā)效果將變差。針對(duì)水平井開(kāi)發(fā)矛盾，應(yīng)開(kāi)展水平井注水開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，探索水平井注水開(kāi)發(fā)規(guī)律和經(jīng)驗(yàn)。

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