楊金峰，燕 萌，李玉杰，楊飛濤，趙艷艷，陶 濤

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

近年來(lái)，長(zhǎng)慶油田通過(guò)壓裂改造方面的技術(shù)攻關(guān)和試驗(yàn)，水平井實(shí)現(xiàn)了“少井高產(chǎn)”，將直井增油倍數(shù)提高至3.6 倍，水平井已成為提高單井產(chǎn)量和轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的主要技術(shù)手段，應(yīng)用規(guī)模逐年擴(kuò)大。姬塬油田2007 年在耿27 長(zhǎng)6 油藏開展水平井試驗(yàn)，目前累計(jì)投產(chǎn)水平井148 口，其中三疊系油藏136 口，侏羅系油藏12 口，分布在11 個(gè)地質(zhì)區(qū)塊。水平井井?dāng)?shù)占比2.3 %，產(chǎn)量占比3.1 %，單井產(chǎn)能1.86 t，綜合含水69.2 %。但水平井受非均質(zhì)性強(qiáng)、立體開發(fā)、微裂縫發(fā)育、多段壓裂、注水開發(fā)影響，存在吐砂、見水、結(jié)垢嚴(yán)重等問(wèn)題，開發(fā)矛盾突出，造成低產(chǎn)井多（其中產(chǎn)能小于1.0 t 井井?dāng)?shù)占比44.4 %），影響開發(fā)效果。因此在姬塬油田開展水平井綜合治理技術(shù)配套研究，對(duì)提高水平井開發(fā)效果有重要意義。

1 水平井堵塞、出砂、見水、低產(chǎn)機(jī)理研究

1.1 結(jié)垢堵塞機(jī)理研究

油田投入注水開發(fā)以來(lái)，大量的油水井在生產(chǎn)過(guò)程中，由于物理場(chǎng)和化學(xué)場(chǎng)的不斷變化導(dǎo)致地層結(jié)垢堵塞，造成油井產(chǎn)量降低。目前姬塬油田已出現(xiàn)堵塞井27 口，占開井?dāng)?shù)的18.6 %，主要分布在黃3 長(zhǎng)6、羅1長(zhǎng)8 等區(qū)塊。由于注入水與地層水配伍性差，地層結(jié)垢頻繁堵塞。地層水中的成垢陽(yáng)離子主要為：Ba2+、Sr2+和Ca2+三種，注入水中的成垢陰離子有SO42-和CO32-，注入水和地層水混合后，易生成BaSO4和CaCO3垢。結(jié)垢井逐年增多，措施產(chǎn)能恢復(fù)率逐年降低。

通過(guò)掃描電鏡和X 衍射分析碳酸鹽垢含量較高；同時(shí)進(jìn)行填砂管模型試驗(yàn)結(jié)果表明：井眼附近的垢，主要由于溫度、壓力急劇下降，采出水中的部分碳酸氫根離子析出二氧化碳和水，生成碳酸根離子，從而導(dǎo)致碳酸鹽結(jié)垢；地層深部的垢，主要是隨著水驅(qū)前沿的推進(jìn)生成的是硫酸鹽和碳酸鈣的混合物，裂縫深部的垢長(zhǎng)時(shí)間堆積，處理難度較大（見圖1）。

圖1 塬平54-22-1 垢型掃描電鏡圖

通過(guò)模擬產(chǎn)量與裂縫堵塞時(shí)間關(guān)系表明：水平井段間產(chǎn)量差異較大時(shí)，低產(chǎn)層段流速、壓力降低，更易發(fā)生堵塞物沉降，造成單井產(chǎn)量突降，常表現(xiàn)為初產(chǎn)高，累產(chǎn)低（見圖2）。

1.2 出砂機(jī)理研究[1-3]

查閱國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)，地層發(fā)生出砂，必須滿足2 個(gè)前提條件，一是地層巖石的破壞，二是一定的流體水動(dòng)力條件。

Bruno 等研究表明，含水越高越易出砂。一是含水飽和度較高降低了地層巖石自身強(qiáng)度或巖石膠結(jié)程度；二是潤(rùn)濕相流體飽和度的增加導(dǎo)致了毛管力的改變，從而降低了與之相關(guān)聯(lián)的顆粒間黏著力減小。本廠水平井平均含水75.8 %。

Morita 等研究表明，壓差越大越易出砂。井眼內(nèi)壓力低、油藏壓力衰竭、流速突變都可能引起地層出砂。強(qiáng)化采油速度并不利于孔眼穩(wěn)定，地層巖石膠結(jié)程度較弱時(shí)生產(chǎn)壓差不合理將會(huì)導(dǎo)致過(guò)早、過(guò)量出砂。本廠水平井生產(chǎn)參數(shù)相對(duì)較大，初期平均泵徑35 mm，平均沖次5.5 r/min。

1.3 見水機(jī)理研究

（1）受儲(chǔ)層物性、開發(fā)模式影響。水平井區(qū)因儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，立體開發(fā)模式，開發(fā)過(guò)程中部分井易見效見水。

（2）受井網(wǎng)特點(diǎn)影響。例如：黃54 區(qū)塊黃3 長(zhǎng)6 油藏屬于五點(diǎn)法注水，其跟部、趾部離注水井水線方向較近，更易見水；黃57 區(qū)油藏屬于七點(diǎn)法注水，其腰部、跟部、趾部離注水井水線方向較近，更易見水。

（3）低產(chǎn)低液井影響因素分析。

工程因素：主要是段間距過(guò)大、初次改造規(guī)模偏小、初次未開啟的簇。

圖2 模擬不同產(chǎn)量裂縫堵塞時(shí)間曲線

地質(zhì)因素：受儲(chǔ)層物性等因素影響，部分水平井注水不見效，如黃259 屬長(zhǎng)6 油藏，儲(chǔ)層物性差，多數(shù)井不見效；黃54 同屬長(zhǎng)6 油藏，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，見效見水。

2 水平井綜合治理工藝技術(shù)

2.1 砂埋井治理

針對(duì)常規(guī)沖砂技術(shù)漏失大、攜砂能力差、沖砂不徹底等局限性。開展氮?dú)馀菽瓫_砂試驗(yàn)。其主要原理是應(yīng)用泡沫流體密度低、攜砂及清洗井底雜物能力強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)，洗井時(shí)在井底油層處造成負(fù)壓或低壓循環(huán)，有效清洗井底雜物。

2.1.1 技術(shù)特點(diǎn)

（1）攜砂能力強(qiáng)，為清水?dāng)y砂能力的10 倍；

（2）具有良好分散性、乳化性，對(duì)油套管內(nèi)壁蠟、黏結(jié)物有良好剝離作用；

（3）密度低，可實(shí)現(xiàn)低壓或負(fù)壓循環(huán)，減少漏失。

2.1.2 與常規(guī)技術(shù)效果對(duì)比 常規(guī)沖砂，周期長(zhǎng)（7.6 d），效率低（平均用水565 m3），入井液漏失嚴(yán)重，沖砂不徹底，近四年實(shí)施17 井次，平均單井日增油1.5 t。氮?dú)馀菽瓫_砂，周期短（由7.6 d 下降至4.0 d），用水量由565 m3下降至285 m3，該工藝沖砂時(shí)因液柱壓力減小，在井底造成負(fù)壓，起到解堵作用，平均單井日增油2.4 t，相比常規(guī)沖砂上升了0.9 t。

2.2 油井機(jī)械找堵水[4-7]

隨著長(zhǎng)慶油田水平井規(guī)模開發(fā)，部分水平井見水導(dǎo)致單井產(chǎn)量下降，甚至損失儲(chǔ)量，嚴(yán)重影響水平井高效開發(fā)。目前，國(guó)外水平井找水主要采用產(chǎn)液剖面測(cè)試、脈沖中子氧活化測(cè)試等生產(chǎn)測(cè)井方法，該方法須配套專用下井工具和解釋方法，對(duì)井筒狀況有較高的要求。此外，該方法需要啟動(dòng)流量，暫不適應(yīng)長(zhǎng)慶超低滲透油田低產(chǎn)液量，且測(cè)試費(fèi)用較高（80 萬(wàn)元/井次）。目前長(zhǎng)慶油田主要采用拖動(dòng)找水、智能開關(guān)找水等工藝，其中Y111+Y211 封隔器雙封拖動(dòng)找水可實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水，費(fèi)用低，找水周期短，現(xiàn)場(chǎng)廣泛應(yīng)用。

2.2.1 機(jī)械堵水技術(shù) 目前機(jī)械堵水主要為跟部堵水管柱、中部堵水管柱、趾部堵水管柱、兩端堵水管柱。雖然四套機(jī)械堵水工藝管柱能解決井筒堵水問(wèn)題，但也存在橋塞封堵有效率低、易失效，橋塞水平段起鉆或打撈困難等問(wèn)題。

2.2.2 實(shí)施效果 機(jī)械拖動(dòng)找水技術(shù)能實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水，近四年共實(shí)施8 口井，初期有效率50 %，日恢復(fù)產(chǎn)能1.3 t，累計(jì)產(chǎn)油3 640 t；目前有效井為2 口，主要受封堵橋塞座封成功率低、易失效技術(shù)局限。

2.3 水井堵水調(diào)剖

2.3.1 堵水調(diào)剖技術(shù) 立足水驅(qū)開發(fā)階段，針對(duì)不同油藏采取不同工藝設(shè)計(jì)。工藝一：凍膠+體膨顆?；騊EG—近井動(dòng)態(tài)縫調(diào)剖1 500 m3～2 000 m3；工藝二：納米聚合物微球—深部微裂縫調(diào)驅(qū)2 000 m3～10 000 m3。

黃54 水平井區(qū)裂縫性見水，裂縫寬度為150 μm～2 mm，針對(duì)常規(guī)PEG-1 堵水效果逐次變差問(wèn)題，2019年試驗(yàn)驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖。

2.3.2 堵水調(diào)剖實(shí)施效果 2017 年對(duì)黃54 開展PEG-1 連片堵水調(diào)剖，實(shí)施19 井組，見效18 口，見效率52.4 %，日增油15.6 t，累增油3 315 t，含水下降11.6 %，有效期6 個(gè)月。

2018 年實(shí)施21 井組（二次注入9 口），見效17口，見效率31.4 %，日增油9.4 t，累增油2 487 t，含水下降5.2 %，二次注入效果有所變差。

針對(duì)常規(guī)PEG 調(diào)剖逐次效果變差問(wèn)題，2019 年開展驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖試驗(yàn)，優(yōu)選5 口井實(shí)施驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，注水壓力無(wú)明顯變化，封堵效果不明顯，見效率33.3 %，階段累增油286 t，后期優(yōu)化堵劑粒徑。

2.4 水平井分段酸化[8，9]

2.4.1 工藝原理 針對(duì)籠統(tǒng)酸化技術(shù)酸液更易進(jìn)入低壓未堵塞層段、酸化解堵針對(duì)性不強(qiáng)、酸化措施有效率低等問(wèn)題，近年來(lái)開展水平井分段酸化試驗(yàn)（見圖3）。

圖3 近年籠統(tǒng)酸化的效果統(tǒng)計(jì)圖

分段酸化主要采用Y211+K344（上提下放管柱后打壓座封）、雙K344（打壓座封）兩種管柱組合，依次自下而上通過(guò)油管拖動(dòng)酸化鉆具酸化不同目的層。層間酸化采用封隔器隔離轉(zhuǎn)向，充分動(dòng)用前期酸化未解除的堵塞區(qū)域；層內(nèi)采用暫堵劑軟封隔分流，充分動(dòng)用低滲區(qū)剩余油。

2.4.2 實(shí)施效果 2018 年開展分段酸化試驗(yàn)3 口，日增油3.3 t，當(dāng)年累增油810 t，效果明顯；2019 年實(shí)施1口，未見效，但液量上升4.2 m3，疑似見水。

2.5 水平井井筒再制造+重復(fù)壓裂[10-15]

2.5.1 國(guó)內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀 對(duì)國(guó)外技術(shù)調(diào)研，北美水平井重復(fù)壓裂工藝技術(shù)以暫堵轉(zhuǎn)向壓裂為主，同時(shí)在機(jī)械“硬”分層壓裂技術(shù)方面積極開展研發(fā)試驗(yàn)，技術(shù)成熟度不斷提高。

結(jié)合國(guó)外技術(shù)特點(diǎn)，姬塬油田創(chuàng)新提出了井筒再造+重復(fù)壓裂思路。通過(guò)對(duì)化學(xué)封堵見水段、膨脹管補(bǔ)貼套損段，達(dá)到井筒整體承壓要求；再對(duì)未動(dòng)用儲(chǔ)層開展補(bǔ)孔壓裂、初期改造程度小的儲(chǔ)層重復(fù)改造措施。

2.5.2 井筒再制造技術(shù)-膨脹管補(bǔ)貼 其原理是將膨脹管下至需補(bǔ)貼部位，地面打壓，使膨脹頭向上運(yùn)動(dòng)，膨脹管發(fā)生徑向膨脹，通過(guò)密封件與原井套管實(shí)現(xiàn)錨定和密封，達(dá)到加固、補(bǔ)貼和封堵的目的。技術(shù)指標(biāo)：試壓30 MPa，穩(wěn)壓15 min，壓降小于3 MPa 為合格。

2.5.3 井筒再制造技術(shù)-化學(xué)堵水 以多輪次降漏+封堵為思路的化學(xué)堵水方法。降漏采用弱凝膠（前置）+PGS 強(qiáng)凝膠（中部）+強(qiáng)凍膠體系，封堵采用PGS 強(qiáng)凝膠或ERS 彈性水泥方法（見圖4～圖6）。

圖4 水平井化學(xué)堵水示意圖

圖5 ERS 膠結(jié)后照片

圖6 PGS 膠結(jié)后照片

降漏技術(shù)指標(biāo)：若15 MPa 吸水量＜200 L/min，進(jìn)行封堵施工；若15 MPa 吸水量＞200 L/min，第二輪降漏施工。封堵成功技術(shù)指標(biāo)：升壓至30 MPa，吸水＜100 L/min，封堵合格。

2.5.4 重復(fù)壓裂-蓄能動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂工藝鉆具結(jié)構(gòu)采用單段壓裂采用雙封單卡實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)分段壓裂；多段壓裂采用多級(jí)滑套雙封單卡連續(xù)壓裂管柱，節(jié)省施工時(shí)間和費(fèi)用。

蓄能是指壓裂前注入驅(qū)油劑2 000 m3，地層壓力恢復(fù)至原始地層壓力，燜井時(shí)間30 d 左右，將壓力進(jìn)行有效擴(kuò)散。

暫堵是指采用縫內(nèi)暫堵工藝，暫堵劑使用纖維+不同粒徑顆粒高強(qiáng)度暫堵材料。

2.5.5 LP16 實(shí)施及效果

2.5.5.1 試驗(yàn)井LP16 介紹 羅1 區(qū)長(zhǎng)81油藏，油層厚度276.6 m，采用五點(diǎn)法井網(wǎng)開發(fā)，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量28.8×104t，累計(jì)產(chǎn)油8 996 t，采出程度3.1 %。

2008 年投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液14 m3，日產(chǎn)油10 t；措施前日產(chǎn)液1.5 m3，日產(chǎn)油1.1 t。對(duì)應(yīng)4 口注水井，平均單井累計(jì)注水量167 346 m3。

綜合水平段短（327.0 m）、采出程度低、2 820 m 以下固井質(zhì)量差（2 965 m 有明顯壓裂段）等特點(diǎn)，開展膨脹管貼補(bǔ)+蓄能+化學(xué)堵漏+補(bǔ)孔+重復(fù)壓裂試驗(yàn)（見圖7）。

圖7 LP16 施工工藝圖

2.5.5.2 施工工序 第一步：打電纜橋塞至2 978 m，試壓至35.0 MPa，壓力降至0 MPa，不合格；第二步：套管補(bǔ)貼2 936.1 m～2 944.7 m，試壓至30.0 MPa，歷時(shí)20 min，壓降1.8 MPa；第三步：井筒注清水2 000 m3對(duì)地層進(jìn)行補(bǔ)能；第四步：打可取橋塞至2 924 m，試壓至35.0 MPa，歷時(shí)10 min，壓力降至25 MPa；第五步：下斜尖進(jìn)行化學(xué)封堵；第六步：取橋塞，水力噴射補(bǔ)孔2 950.0 m、2 900.0 m、2 866.0 m、2 845.0 m、2 817.6 m、2 794.56 m、2 770.0 m；第七步：采用定點(diǎn)單級(jí)壓裂工藝壓裂。

2.5.5.3 降漏施工 第一次降漏：弱凝膠100 m3+PGS強(qiáng)凝膠4 m3+高強(qiáng)凍膠30 m3。擠注高能凝膠100.0 m3，工作壓力在18.0 MPa～20.0 MPa，排量在400 L/min～500 L/min，歷時(shí)220 min；擠注PGS 堵劑4.0 m3，工作壓力15.0 MPa～16.0 MPa，排量200 L/min～300 L/min，歷時(shí)25 min；擠注高強(qiáng)凍膠30.0 m3，工作壓力19.0 MPa～20.0 MPa，排量400 L/min～500 L/min，歷時(shí)70 min；關(guān)井候凝后，打壓至16.0 MPa，穩(wěn)壓1 min，吸收指數(shù)360 L/min，降漏不達(dá)標(biāo)。

第二次降漏：ERS 凝膠0.5 m3+PGS 強(qiáng)凝膠8 m3。擠注ERS 堵劑0.5 m3，工作壓力5.0 MPa～10.0 MPa，排量200 L/min～300 L/min，歷時(shí)5 min。擠注PGS 堵劑8.0 m3，工作壓力15.0 MPa～16.0 MPa，排量400 L/min，歷時(shí)35 min。關(guān)井候凝后，打壓至25.0 MPa，穩(wěn)壓1 min，吸收指數(shù)200 L/min，降漏達(dá)標(biāo)，停泵壓力25.0 MPa，歷時(shí)2 min，壓力降至22.0 MPa。

堵漏：PGS 強(qiáng)凝膠8 m3。擠注PGS 堵劑8.0 m3，工作壓力25.0 MPa～32.0 MPa，排量400 L/min～600 L/min，歷時(shí)35 min，返出液體7.0 m3。打壓至30.0 MPa 后，穩(wěn)壓1 min，吸收指數(shù)100 L/min，歷時(shí)5 min，壓力降至24.5 MPa，歷時(shí)10 min，壓力降至24.0 MPa，封堵成功。

2.5.5.4 壓裂施工 實(shí)施定點(diǎn)單級(jí)壓裂工藝壓裂，總計(jì)實(shí)施壓裂7 段，累計(jì)加砂350 m3，平均砂比27.6 %，排量3 m3/min（見表1）。

2.5.5.5 效果分析 LP16 采用膨脹管補(bǔ)貼、化學(xué)封堵、蓄能轉(zhuǎn)向壓裂等國(guó)內(nèi)外先進(jìn)技術(shù)，其中，膨脹管補(bǔ)貼、化學(xué)封堵均能滿足試驗(yàn)技術(shù)要求。目前日增油0.7 t，累增油150 t。該技術(shù)成功試驗(yàn)，為后期水平井見水化學(xué)堵漏或補(bǔ)貼、蓄能轉(zhuǎn)向壓裂有重大指導(dǎo)意義。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)

3.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

近四年水平井沖砂洗井、籠統(tǒng)酸化、分段酸化、機(jī)械找堵水、水平井井筒再制造+重復(fù)壓裂等綜合治理工藝，總計(jì)實(shí)施57 井次，平均單井日增油1.5 t，平均單井累增油298 t，取得了初步的成效（見圖8）。

3.2 效果評(píng)價(jià)

通過(guò)對(duì)比，氮?dú)馀菽瓫_砂、分段酸化相比常規(guī)沖砂、籠統(tǒng)酸化有較高的投入產(chǎn)出比，機(jī)械找堵水、水平井重復(fù)壓裂需繼續(xù)完善、優(yōu)化工藝，實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效并舉（見表2）。

表1 壓裂參數(shù)表

圖8 近四年水平井綜合治理措施效果統(tǒng)計(jì)

表2 水平井綜合治理當(dāng)年投入產(chǎn)出比對(duì)比表

4 結(jié)論

初步形成了水平井高含水井、砂埋井、結(jié)垢堵塞、低產(chǎn)低效井等綜合治理配套技術(shù)系列。

（1）氮?dú)馀菽瓫_砂可有效解決常規(guī)沖砂井筒漏失大、攜砂能力差等問(wèn)題，推廣應(yīng)用；機(jī)械雙封拖動(dòng)找水可實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水，推廣應(yīng)用；水平井分段酸化工藝針對(duì)性強(qiáng)，措施有效率高，推廣應(yīng)用。

（2）機(jī)械堵水橋塞有效期短、易失效，繼續(xù)完善工具；黃54 區(qū)水平井區(qū)水井堵水調(diào)剖有效期短，繼續(xù)完善。

（3）水平井膨脹管貼補(bǔ)、化學(xué)堵漏井筒再制造技術(shù)和重復(fù)壓裂工藝初見成效，但“高成本、占井時(shí)間長(zhǎng)”等缺點(diǎn)，繼續(xù)擴(kuò)大試驗(yàn)。