松滋油田红花套组开采技术研究

文 建，曾智勇

（1.中国石化江汉油田分公司井下作业处，湖北 潜江 433123；2.江汉石油工程有限公司井下测试公司，湖北 潜江 433123）

红花套组构造分为东北和西南2个构造高点（见图1）。SK 8－16 井位于构造鞍部，圈闭面积7.06km2，含油面积2.0km2，原油地质储量为303.7×104t，闭合幅度540m。东北高点在SK8－16井地面点东北方向550 m 附近，顶部埋深3 680m，钻探了SK 8－17，油层垂厚60m，距离下部水层15 m，套管完井，射孔层厚度120 m。西南高点在SK 8－16 井地面点西南方向900m 附近，顶部埋深3 670m，钻探了SH－平2，油层垂厚61m，该井距离下部水层43m，采用套管加筛管混合完井方式，筛管长度120m。整个构造西南高点略高于东北南高，构造向西北和东南方向倾伏。

图1 红花套组储层构造图

1 红花套组油藏分析

由于目前钻井资料比较缺乏，隔夹层分布是否稳定尚不清楚，分析可能存在两种油藏类型。

1.1 单一底水油藏类型

复Ⅰ断块白垩系红花套组地层钻遇井数较少，纵横向隔夹层分布及其封堵情况还待新井钻探后落实。综合分析断块的构造特征、储层分布、油水关系，复Ⅰ断块白垩系红花套组油藏为单一底水油藏类型，在红花套组顶面构造图上以3 750m 构造线作为油水界面深度及含油边界（见图2）。

图2 过SK8－16井油藏纵剖面图（单一底水油藏类型）

水体体积估算：复Ⅰ块白垩系红花套组圈闭面积为7.06km2，区域上红花套砂岩沉积厚度200m～300m，取平均值250m；底水油藏油层含油面积2.0km2，油层平均厚度25.0m，则水体体积为1 588.5×106m3，油层体积为50×106m3，水、油体积比为31.77。

复Ⅰ断块白垩系红花套组为巨厚底水油藏，油水界面深度3 750m，水体体积是油层体积的31.77 倍，底水油藏能量十分充足，属于水压驱动类型。

1.2 边底水油藏类型

目前已有SK 8－16 井和ES 6－3 井2 口井钻遇复Ⅰ断块白垩系红花套组泥质隔层。其中，SK 8－16 井泥质隔层井段3 747.8～3 748.6m（2号），厚度0.8m 和井段3 761.6～3 762.6m（3号），厚度1.0m；ES 6－3井泥质隔层井段3 792.2m～3 793.2m（3 号），厚度1.0m。考虑到储层纵横向变化的不确定性，暂视2 口井均钻遇的3 泥质隔层为平面稳定分布，进一步细分为两种油藏类型，即3 号油藏为底水油藏，2 号为边底水油藏，油水界面深度统一为3 750m（见图3）。

图3 过SK 8－16 井油藏纵剖面图（边底水油藏类型）

水体体积估算：复Ⅰ块白垩系红花套组圈闭面积为7.06km2，区域上红花套砂岩沉积厚度200m～300m，取平均值250m；边水油藏油层含油面积为2.0km2，油层平均厚度为25.0m，对应水体面积为2.0km2，厚度为25.0m，则水、油体积比为2.5。底水水体体积为1 564.5×106m3，底水油层体积为20×106m3，水、油体积比为71。

横向上的夹层分布不稳定，只是在局部一定范围分布。SH－平2（导眼井）连续取心4筒，取心井段3 771.10 m～3 809.85m，取心进尺32.75m，油砂32.16m，油砂为灰褐色油斑细砂岩，含油性好，未取到明显的泥岩隔层。SH8－X18（导眼井）连续取心11 筒，取心井段3 738.01m～3 841.22m，取心进尺共103.21m，油砂为灰褐色油斑细砂岩，含油性好，取到明显的泥岩隔层，从构造图上看，即东北部在钻井取心时取到泥岩夹层，西南部取心无泥岩夹层。在无明显夹层的西南部容易出现底水上窜，影响开发效果。

2 边、底水油藏中直井和水平井应用分析

2.1 底水油藏

底水油藏其底水在开采过程中有两种基本的驱动方式：脊进、锥进。脊进是指底水驱动时，水驱前沿（油水界面）在油层中缓慢、均匀、大面积向上移动。而锥进则是底水沿着局部高渗带流向油井。脊进主要发生油层内或油层与底水之间有遮挡条件的夹层的底水油层或距离油井较远的区域。脊进驱动有利于水均匀驱油，驱油效率较高，无水生产期较长，最终采出程度较高。而锥进主要发生在井底附近。直井由于下部水层距离孔眼距离不一，导致各点压差不一致，容易出现锥进现象，水平井由于水平段内各点见压力差一致，导致下部水层向上运移的压力差也基本相同，因此容易出现脊进。

采用水平井开采底水油藏，因生产井段较直井长，油井的初期产能会大幅度提高，水平井的产量一般是直井产量的3～5 倍。但是，油藏的采收率却没有因水平井的采用而有所提高。由于底水中蕴藏着丰富的天然能力，因此，底水油藏一般采用天然能力开采，油藏的驱动方式主要为垂向驱动（见图4）。底水驱替的上限为水平井所在的平面位置，水平井上方的地层原油无法被驱替而成为剩余油，油藏的极限采收率为水平井下面的原油数量占整个油层地质储量的百分数。由于储集层通常为正韵律地层，即顶部物性差、底部物性好，因此，人们在部署水平井时一般不会将其部署在油层的顶部，部署在顶部存在一定的钻探风险；因底水锥进的原因，人们也不会把水平井部署在油层的底部。如果把油井部署在油柱高度一半的位置，则油藏的极限采收率为50%（实际采收率比50% 还要低）。油井的位置越低，极限采收率就越低。

图4 水平井开采底水驱动示意图

水平井完井后再进行作业十分困难，许多增产措施都难以实施或实施成本太高。水平井的最大特点就是初期产量高、后期作业难。但是，如果用直井开采底水油藏，情况就完全不同了，油藏的极限采收率可以达到100%（见图5）。

图5 直井开采底水驱动示意图

与水平井相比，直井在进行增产作业方面有较大的优势。采用直井可以在隔板理论的指导下通过优化射孔改善油井的生产状况，也可以在隔板理论的指导下进行各种人工堵水作业（见图6）。

图6 带天然隔板直井优化射孔

2.2 边水油藏

从上述分析不难看出，底水油藏并不适合采用水平井进行开发。因而，边水油藏就成了水平井的主要开采对象。

当然，并不是所有的边水油藏都适合采用水平井，只有薄层、低渗和稠油油藏，即在直井产能较低的情况下，才能显示出水平井的优势。如果边水油藏中存在天然裂缝，水平井连通裂缝的概率增大，会增强水平井的优势（见图7），而如果采用直井，则可能因钻遇裂缝的概率偏小而成为低产井。

图7 天然裂缝边水油藏水平井开采

如果采用水平井的人工注水开发（见图8），因水平驱动致使波及面积大幅度提高，采收率及开采效果也会随之大幅度提高。

图8 水平井与直井波及状况对比

3 红花套组边底水油藏开发技术研究

国内外针对不同油藏开发出了各种相应的边底水油藏开发技术，有效地提高了原油采收率，降低了含水量。如：2003年10月至2005年，采用建立底水隔板的方法在陆梁油田试验了8口井，累积注入工作液1 963t，有效率达到100%。截至2005 年l0月底，累积增油量2 622t，降水量为4 968t，含水率下降11.3%～38.4%。

水平井底水锥进主要采用脊进方式，由于下部层水层的作用，长井段容易出现同时见水的情况，找堵水较困难，且堵水后油井见水较快，措施效果较差，增产效果差，因此，主要是直井或斜井采用此项技术。

3.1 智能开关找堵水

存在天然隔板层但隔板不连续的井中，如果出现水锥，导致油井无产量，可以采用智能开关同时进行进行关井压锥和采水消锥两套工序（见图9）。

图9 能开关工艺管柱图

在出现水锥的井中，射开水层，在下入智能开关，再丢手，下大泵，在地面控制上部油层关闭，下部水层开启，用大泵强采，实现油层段的关井压锥过程，及水层段的采水消锥的过程。当水层抽到一定程度后，在地面控制智能开关，关闭下部水层，开启上部油层，开始油井的正常生产。

该技术要求地层存在一定的连续的或不连续的泥岩夹层，如果夹层不存在，则堵水见效快，但恢复上部油层生产后又会很快出现水锥，措施有效期短。

3.2 建立水底隔板

3.2.1 油一堵剂油套分注堵水的工艺过程

在确定已发生水锥的井中同时射开油层和水层，然后在油水界面附近下入封隔器。当封隔器坐封后从套管先向油层段挤入原油，以驱替由于水锥在油层射孔段附近的水。当水驱替到一定程度后，保持套管压力的情况下，从油管中挤入预交联堵剂，挤完堵剂后关井反应，堵剂在底层中形成隔板，可以延缓底水的锥进，提高措施效果（见图10）。该方法可以用于高温井，但措施需要一定量原油，成本较高。

图10 油一堵剂油套分注堵水工艺图

3.2.2 双液法堵剂油套分注工艺过程

在以发生水锥的油井中射开水层，在油水界面附近下入封隔器，将套管替满水玻璃溶液，投球坐封，从套管挤入氯化钙溶液，当套管挤入量到一定量后，保持套管压力，从油管挤入水玻璃溶液，两种溶液一接触即反映，生产不渗透的隔层，达到生产隔层的目的（见图11）。但该技术适用的温度较低，且两种液体反应速度较快，难以控制，对油水界面不明显。含水上升快的井可以采用先打隔板，再在进行智能堵水技术，以提高堵水的效果，增加油井的无水产油期。

图11 双液法堵剂油套分注工艺图

4 结论与认识

1）对于松滋油田红花套组构造，水平井不适合该区块开采，反而传统的直井开采技术更合适。

2）智能开关找堵水和建立水底隔板等技术的使用，不仅能提高直井开采采收率，而且还能增加油井的无水产油期。

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