吴起油田水平井找水工艺技术研究及堵水工艺工作建议

高超利，梁 锋，李 洋，王 旭，蔺广宙，雷士博，汪昌尧

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 716000)

吴起油田地处鄂尔多斯盆地西部伊陕斜坡，主要开发层系有侏罗系延安组延9、延10及三叠系延长组长2、长4+5、长6、长7、长8及长9等储集层。由于地形地貌、土地林业及安全环保政策限制，主要以丛式井场(定向井)开发为主，受地质因素(低孔低渗低压)限制，平均单井日产油为1 t/d，采油速度慢、效率低。自2009年吴起油田尝试第一口水平井(薛平1井)开发以来，截至目前完钻水平井120口，水平井平均单井日产油6 t/d，是常规井平均产量的6倍，开发效果显著。水平井经多段储层改造后，有足够大的泄油面积，因此产液量充足。但多段改也易沟通高含水层，且开采一段时间后水会沿高渗流通道锥进，一旦出现这些情况，生产就表现为产液高含水，甚至出明水，通常把这种水平井称为低产低效水平井。考虑到经济效益等因素，低产低效水平井一般都会被关停处理，造成开发资源浪费。目前还没有成熟的水平井找水堵水技术。吴起采油厂作为延长油田原油产量最高的生产单位，其采油工程团队致力本项工艺技术的研究，提出了适合吴起油田现状的水平井找水堵水工艺，即采用机械卡封+油管抽汲试油的方法找水。

延长油田目前开发水平井900余口、低产低效井185口，其中有价值的高含水井在50口以上；吴起油田目前开发120口水平井，其中 25口被划分为低产低效井，占到水平井数量的20%以上，找水堵水工艺技术的突破与应用亟待解决。按照机械卡封+油管抽汲试油的工艺技术，单井施工费用为30万～50万元，准确地判断出水位置、潜力孔段产液量及含水率，后续堵水采油工艺技术单井施工费用为10万～20万元，按照吴起油田目前水平井平均单井日产油6 t，找堵水后可增产40%左右，单井可复产2.4 t/d，按照集团含税销售价2 120元/t，单日增效5 088元，预计单井80～140 d可收回全部作业成本。

水平井开发以提高单井产量和提高最终采收率为目的，低产低效高含水水平井若不治理就丧失了经济效益。因此，通过适合现状的工艺技术，找到水平井出水的原因，并通过可行的堵水增油技术进行复产，是水平井开发的必由之路。

1 水平井开发出水原因分析

水平井之所以产量高主要是因为井筒油层钻遇率高，采用分段储层改造的方式投产，供油段数多，地层泄油面积大[1]。但在同等渗透率条件下，低黏度流体的渗透性好于高黏度流体，因此水平井多段供液，一旦某一段出水，整个油井就表现为高含水[2]。我们分析了吴起油田的25口低产低效井，24口为高含水所致，而因地层压力低、供液不足的水平井只有1口。

1.1 侏罗系水平井

区域内侏罗系油藏通常为河流相沉积，物性较好，但砂体短距离内变化大，连片性差，普遍发育有边底水[3]。侏罗系水平井和常规井初期产量差别不大，但水平井生产压差小，稳产时间较长，压降漏斗不易出现，无水(低含水)采油期较长[4]。由于对油藏精细描述认识不足，因此在水平井钻进过程中避开水层有一定难度。目前认为侏罗系水平井开发效益要低于三叠系，因此近几年在侏罗系未部署水平井。

现有侏罗系水平井12口，占水平井数量的10%，其中有5口井处于高含水关停状态，分析原因主要有以下几方面：

(1)油水界面不清，钻遇高含水层段。柳沟油区由于开发时间长，区域内油水界面不清，底水锥进快，导致水平井过早出水或水淹，如柳平1井(图1)和柳平2井。

图1 柳平1周边含油砂体厚度Fig.1 Thickness of oil sand body around well Liuping-1

图2 楼平1井侏罗系油厚示意Fig.2 Schematic of thickness of Jurassic reservoirs in well Louping-1

(2)采出程度较高，含水整体上升。如楼平1井(图2)，投产时定向射孔4段，每段10 m，初产16 t纯油，至2014年4月含水在2个月内迅速上升至75%，生产2 128 d，累计产油9 193 t，需要进一步测试来水方向，推测为边水锥进。

(3)措施不当造成的底水窜层。如吴平10井(图3、图4)，射孔投产初期液量低，经小规模压裂措施后出明水，区域内延10油层底部低阻水层厚度大，为主要驱动能量，认为主要是压裂裂缝延伸造成的底水窜。

图3 吴平10井周边油层剖面Fig.3 Section of oil layer around well Wuping-10

图4 吴平10井井区延101砂体厚度等值线图Fig.4 Contour map of sandbody thickness of Yan101 in well Wuping-10

1.2 三叠系水平井

(1)区域内长6层存在天然高含水裂缝，来水方向很难确定，采出程度低，含水上升快，如白河油区南部水平井部署区(吴平16井、吴平20井、吴平23井等)，井位部署如图5所示。

图5 白河南区水平井部署井位Fig.5 Well location of horizontal well in south Baihe area

(2)因对油藏认识不足，钻井部署拓展区域，初期产液高含水，如白河北部长8(吴平44井等)、周长南部长7(周平5井等)，以及白豹北部长8(托平15井等)均存在初产含水70%以上，产液量高但产油量低而被划分为低产低效水平井。

2 水平井找水工艺技术研究

2.1 国内常用水平井找水技术现状

水平井分段储层改造投产后，每个段产液贡献不尽相同，要获得每个段的产液、含水等信息，可通过生产测试和分段试油的方法[5]；但受制于工艺与成本因素，一旦某段油层出水，采出液就表现为高含水甚至明水，而出水点位置与地质及工程参数都有关，须通过经济、可靠的方法找到出水位置，为后续堵水提供可信依据[5]。国内目前流行的找水工艺主要有产液剖面测井工艺、连续油管输送电缆测井和试油工艺、套管完井水平井一体化找水管柱找水工艺和封隔器卡封试采工艺[6-7]。其中前3种工艺施工成本高，数据分析难度较大。针对吴起油田现状，我们认为封隔器卡封试采工艺最为适合，该工艺施工工艺相对成熟，且费用低廉，只需把关好封隔器类型质量、抽汲强度、录取数据分析等环节，就能达到准确找到出水位置的目的，具有较高的可靠性。

2.2 综合分析选井

水平井找水技术难度大且成本高，通过对生产现状进行分析，对出水水平井进行筛选。优先对初产含水低、采出程度不高、含水上升速度快、分段改造明确清晰、水平段长的水平井进行工艺试验[8]，分析白河南部吴平12、14、15、16、20、21六口低产水平井后，认为圆圈区域内油水规律复杂，现不予以治理，椭圆区域内吴平20井B靶朝向胜利山方向，产液含水规律稳定，变化均匀，优选吴平20井。(图6)

图6 白河南部水平井集中部署区井位及产液含水示意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断

图7 吴平20井月度产液、含水、产油曲线Fig.7 Monthly liquid production, water cut and oil production curves in well Wuping-20

表1 吴平20井周边采油井产液含水统计Table 1 Water cut statistics of production wells around well Wuping-20

表2 吴平20井周边注水井注水情况统计Table 2 Water injection statistics of peripheral wells in well Wuping-20

对吴平20井周围的采油井(表1)及注水井(表2)生产动态进行分析，B靶附近1-20井含水较高，为90%，产液量不高，周边其他油井含水都较低，水平井腰部注水井21-321累计注水量达2 212 m3，且吴平20井日产液量增加至26 m3/d，采出液氯离子含量为16 077.07 mol/L，可能为注入水沿人工裂缝方向锥进所致。结合该区域人工裂缝大致方位为北东70°左右，综合判断A靶附近出水可能性较大，B靶出水可能性相对较小。

2.4 卡封试油找水工艺技术探讨

选用机械卡封试油的工艺技术有成本低、可靠性高及安全性好等特点。井下作业入井工具越简单越安全，可靠性要根据卡封特点及水平井作业施工经验优选封隔器型号及厂家。因为封隔器钢体和胶皮的稳定性差异很大，需要综合考虑。

目前吴起油田使用较多的封隔器主要有：K344型、Y341型、Y221型、Y211型和Y111型，其中Y型封隔器胶套压缩稳定性高于K型。考虑到水平井井身轨迹影响及需要重复稳定坐封解封等因素，优选上提下放坐解封的Y211型和支撑式的Y111型封隔器来解决卡封问题[9]。以压裂改造的吴平20井为例，某一段或两段出水的可能性要大于多段或全井段出水，因此，我们采用折中的办法卡封试油，处理井筒后用Y211封隔器卡封在第4段和第5段之间，和油管内连接的油流通道优选预留在封隔器底部；因为出水位置判断为A靶附近出水可能性大于B靶，所以加上5 t左右坐封即可。

通过通井机油管抽汲试油，为节约试油成本，直接采用抽油机配合管式抽油泵的方式试油也可。由于机械卡封管柱是用N80加厚油管下入井内的，坐封时需要在封隔器部位坐封一定吨位，也就是说底部油管将处于压缩状态，而抽油泵的位置就在造斜点附近，可能处于一定吨位的压缩。为了避免抽油泵在井下处于压缩后漏失量增加或磨损增加影响泵效，我们对抽油泵进行加固改造，方案如下：

设计油管节箍(两端扣型为27/8TBG)中间套抽油泵丝扣(M60×2-6H)悬挂抽油泵(图8)，截取与泵筒等长的油管装入泵筒，泵筒底部公扣套保护柱塞出泵筒接头(图9)，泄油器与油管相连，实现泵体加固。

通过上述两个部件可以实现泵筒内置于油管内部，不受外部拉力和压力影响，在起下井下管柱和工具时更加安全可靠。

上述工艺管柱可以将油管油流通道开在封隔器上部，实现封下采上试油，也可以配合Y111支撑式封隔器实现双封卡固定段试油。这些井下工具组合主要考虑封隔器坐封力、胶筒可靠性及抽汲强度等因素，防止因在抽汲过程中地层吐砂而造成卡钻事故。

具体找水思路：

(1)如图10，一次性下入Y211封隔器及存储式电控间隔开关，将水平段一分为二，每10 d交替开关一次，管柱上部接加固泵，用抽油机试油，分析累计20 d产液含水变化规律，笼统分析封隔器卡封上下多段出水可能。

图8 泵筒悬挂连接头Fig.8 Suspension connector of pump barrel

(2)如图10，下入Y211封隔器和底部开孔通道，将水平段一分为二，抽汲试油，分析底部产液含水规律，得到数据后起出原管柱，仅更换底部开孔至封隔器顶部，原位置下入管柱坐封，再分析顶部产液含水规律，笼统分析封隔器卡封两次情况下某段出水的可能性。

图10 封隔器定向开关找水试油井下管柱示意Fig.10 Schematic of downhole string for water test well of packer directional switch

3 水平井堵水工艺技术工作建议

3.1 指端B靶附近出水

B靶靠近井底，出水的封堵相对简单，直接采用油管传输可钻式桥塞(或可捞式)卡在出水点以上套管坐封，桥塞位置就相当于新的人工井底，只是损失了桥塞位置以下的产液孔段。按照水平段损失情况，配置合理的生产管柱直接下泵采油即可，工艺简单，安全可靠性高。

3.2 中段腰部出水

中段腰部出水封堵难度很大，因为上下部均有出油层位需要保护，可行的方法主要有2种：一是封隔器卡封出水段，形成油管桥，卡住出水点，连通上下出油点，坐封后，可选择丢手或者不丢手的方式，丢手后可实现正常生产管柱生产，井筒内预留一定数量的油管和封隔器，但长期生产存在打捞难的问题；不丢手的情况下，生产管柱相连，封隔器选型限制较大，且生产管柱的振动影响坐封效果，生产过程中容易失效[10]。二是对出水段实现彻底封堵，即用高强度堵水剂或水泥浆对出水层位封堵，先打可钻式桥塞保护底部油层，在下油管加封隔器保护顶部油层，挤入高强度堵水剂封堵，再扫钻处理至桥塞顶部，下封隔器试压合格后，钻掉桥塞，恢复正常生产；这种工艺理论上可行，但实际操作安全风险高，堵水成功率低，作业时间长，且费用高。

3.3 顶部A靶附近出水

对于顶部A靶附近出水，可以采用试油找水管柱卡封，加固抽油泵的方法继续采油，每半年检泵一次，降低结蜡结垢、地层出砂对管柱的影响；或者采用永久挤封的方式，先出水点以下打可钻式桥塞，然后下光油管至出水点以上100 m，挤入高强度堵水剂或者水泥浆，候凝后扫钻试压合格，再扫掉桥塞继续生产。该工艺流程较多，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，建议从注水井进行调剖调驱堵水。

4 结论

(1)水平井出水的原因很复杂，需结合地质静态、工程工艺和生产动态等资料进行综合分析，资料的真实性及分析方法都直接影响分析结果，需在后续的治理中加以验证。

(2)水平井多段开采，段间距较长且地层原始渗透性很差，从低含水到高含水甚至水淹是需要一个时间过程的，但从产液含水表现来看，这个过程并不长，说明出水并不是整个水平段全段水淹。在套管射孔完井，水平井段固井质量有保障，分段改造的水平井中找准来水孔段和方向，机械卡封试采是目前最具经济性和安全性的方法。

(3)通过卡封试采的方法验证出水原因、明确来水方向，堵水恢复产量是整个工艺技术的最终目的，针对不同位置出水，选择相应的堵水工艺。