致密油底水油藏水平井开发及管理实践

徐旭龙，王绎宁，熊 军，闫一峰，王训明，周石港，宋 剑，王仕琛，汪年宏

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716000；2.中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏 银川 750006；3.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西 榆林 719000；4.中国石油大学非常规油气科学技术研究院，北京 102249）

安塞油田位于陕西省延安市境内，属世界典型的“井井有油、井井不流”的特低渗透油田，俗称“磨刀石”油田。油田主要含油层系为侏罗系延安组延9 及三叠系延长组长2、长3、长4+5、长6、长7、长8 和长10，开发油藏38 个。自1983年勘探开发建设以来历经40年，年产原油于1997年突破100 万吨，2004年实现200 万吨，2010年跨越300 万吨，截至目前，累计生产原油6 000 多万吨，为保障国家能源安全和延安地区经济发展做出了巨大贡献。

油田开发面临的形势：剩余储量不足且动用难度大，区块小而分散，新增资源品质变差，开发对象由低渗透、超低渗、致密油向低品位、复杂性储层转移；主力区块进入中高含水开发阶段，平面、剖面矛盾突出，自然递减增大，常规注采调控作用有限，现有工艺技术增产提效难度加大。

安塞油田步入高质量发展关键时期，面对优质储量动用殆尽、滚动扩边及深层勘探难度大、后备资源匮乏等勘探形势日益严峻的问题，以及“安塞下面找安塞”存在的地质认识、改造参数优化、工艺经济性评价等瓶颈问题。近年来安塞油田加大陕北地区长9、长10及纸坊组新层系勘探潜力评价和长7、长8 提质增效的技术攻关工作，把陕北老区长期稳产的资源需求作为勘探工作的重点。重构地下认识体系，辩证看待勘探思路、技术手段存在的差距，不断深化地下油气分布规律认识，“重翻老资料、重上老区、重上露头”，横向到边，纵向到底，传统开发油层下面取得新发现。突出高产层系针对性部署和成熟区老井再认识，确保“十四五”期间新增储量1.5 亿吨。

近年来水平井、大斜度井大规模体积压裂等先进工艺技术已在安塞油田超低渗部分区块试验取得较好效果。水平井的高效开发，从地质情况、油水关系、应力剖面、钻遇条件、温度物性等方面明确设计思路；从精细分级布缝、低黏控制缝高、纤维辅助携砂等方面优化改造工艺，全年跟踪试采数据，结合压裂曲线分析，不断优化和完善新实施水平井设计方案。老井挖潜以提高裂缝横向有效支撑为主，在充分掌握前期试油、投产及井网开采条件下，开展蓄能压裂、定点多簇立体压裂、暂堵压裂等工艺技术。针对储层致密、厚度薄，以控制裂缝高度、提高横向裂缝长度为目的，采用集中射孔、混合水体积压裂技术，配套纤维携砂压裂液、小粒径支撑剂等技术，提高有效支撑缝长，提升改造效果。

1 沿19 井区长81 储层特征及开发简况

1.1 基本地质概况

沿19 井区长8 主要发育三角洲前缘水下分流河道砂体，埋深浅，储层致密。目的层长81砂层主要分布在沉积旋回中上部，呈北东-南西向展布，砂体多为旋回叠加发育，上倾方向砂体分叉变薄，形成较好的岩性致密遮挡；砂体相对较薄，一般厚度5～10 m，储层致密主要受压实和胶结作用影响[1]。其砂体结构以厚砂与薄砂、泥互层型为主，砂体规模较大广泛分布于全区。储层非均质性较强，仅在物性好局部成藏，各小层储层含油厚度呈块状分散分布，反映出准连续油藏分布特征[2]。

1.2 储层物性特征

储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩；砂岩填隙物成分主要有绿泥石、水云母、方解石、浊沸石、硅质、长石质、高岭石等；粒度范围主要在细-中粒、极细-细粒、中粒之间；砂岩孔隙以粒间孔为主要孔隙类型，次为长石溶孔；砂岩孔隙度为1.3%～18.6%，平均11.8%，渗透率为0.01×10-3μm2～2.60×10-3μm2，平均为0.32×10-3μm2，属致密渗透层[3]。

1.3 开发简况

沿19 井区于2012年发现，至2019年已完钻探评井10 口，其中8 口直井，2 口定向井；对前期完井的7口井长81层试油日产油6.08 t，日产水8.25 m3；选择试油结果较好的6 口井进行试采，投产初期日产油0.43 t，含水率74.4%，目前6 口井均因高含水率关井。

沿19 井区10 口探评井平均油层厚度10.3 m，油层薄，平均渗透率0.76 mD，平均孔隙度10.83%，物性相对较差；小规模压裂，储层改造程度小，单井产量低，提高改造规模易出水，试油成功率较低，试采后靠自然能量开采，油井产量递减快，底水锥进，油井高含水率关井。

2 致密油底水油藏水平井体积压裂实践

底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替。开发策略主要是选择射孔位置、优化射孔方式、控制打开程度与控制生产压差。采用初期水平井开发底水油层，中后期加密井调整等技术方案[4]。

沿19 井区受天然裂缝及底水等因素影响，直井小型压裂单井产量低、含水率高，试油效果较差。以水平井体积压裂为突破口，2019-2021年在沿19 井区开展了水平井提高单井产量攻关试验，在该井区实施了4口预探水平井（沿19H1、沿19H2、沿平19-3、沿平19-4）。

2.1 井身轨迹对比

从4 口井井身轨迹看出，沿19H1、沿19H2、沿平19-3 井井身轨迹趋于西北-东南走向，而沿平19-4 井呈西南走向，方向上的差异反映出油层物性非均质性差异。

2.2 钻井基础数据对比

从钻井数据（表1）上看出沿平19-4 井井深、水平段长、油层长度及钻遇率均不及其他3 口井。

表1 沿19 井区长81 水平井钻井数据表

2.3 油层物性对比

从4 口井油层物性（表2）来看沿平19-4 井平均油层厚度、渗透率、含油饱和度均最小，说明该井油层物性较差。

表2 沿19 井区长81 水平井油层数据表

2.4 储层改造参数优化

2.4.1 压裂支撑剂的选用及使用比例 压裂支撑剂目数越大，说明物料粒度越细，导流能力差；目数越小，说明物料粒度越大，导流能力强。覆膜陶粒具有低密度、高强度、耐腐蚀、导流能力强等特点，但长期受地层流体冲刷导致覆膜破裂陶粒已破碎；目数小的覆膜陶粒单位面积颗粒数量没有目数大的多, 因而在同等地层压力条件下承受压力大，易破裂。石英砂具有坚硬、耐磨、化学性能稳定等特点。根据现场实际应用效果情况（表3），对支撑剂进行优化选择，提高有效支撑缝长和导流能力。

表3 沿19 井区长81 水平井支撑剂数据表

2.4.2 喷射点（射孔段）位置和分段优化 该井区所处区域水平井采用准自然能量开发方式，井距300～400 m，选择喷射点（射孔段）对应的油层厚度大，物性相对较好的位置；为控制缝高避免沟通底水机率，采用喷砂射孔及定向射孔技术进行射孔。

水力喷砂射孔适用于特低渗致密油藏薄油层，降低井底渗流阻力，压裂前期预处理来降低地层破裂压力，有一定的压裂效应和造缝功能，提高油层渗流面积，减少对油层的污染和伤害。射孔平均最高压力46.5 MPa，压裂平均地层破裂压力37.7 MPa，控制相对改造程度见表4[5]。

长8 致密砂岩储层裂缝较发育（裂缝线密度为1.1条/米），只有射孔孔眼与储层裂缝相连才能获得高产油气，定向射孔能够提供方位一致的射孔孔眼，水平井定向射孔一般采用低平方向，即水平两侧，根据井眼轨迹在油层中的部位进行调整，目的使射孔后沿孔眼展开的裂缝始终在油层中延伸，以防顶部落砂垮塌和底水突进。对于边水油层为防止水淹速度过快，避免180度方向射孔。定向射孔技术在一定程度上提高了油井的采油强度，在水力压裂时，降低了地面施工压力，提高了水力压裂的效果[6]。

从表4 可以看出在底水油层中裂缝间距逐渐扩大，裂缝半缝长在缩小。

表4 沿19 井区长81 水平井喷射点（射孔段）数据表

2.4.3 压裂施工参数优化 针对该井区油藏储层渗透率低、孔隙度小、埋深浅、底水较发育、油水关系复杂等特性，通过控制施工排量，减少施工规模的技术手段实现裂缝高度控制达到避水效果；采用连续油管对改造层位逐段喷砂射孔，油套环空混注的分层压裂工艺（定向射孔+双封单卡分段压裂工艺），控制改造规模，避免纵向裂缝过度延伸。

（1）水力喷射压裂技术：水力喷射压裂技术实现了射孔、压裂工艺一体化。首先通过油管进行水力喷砂射孔，将动能转换为压能，在地层中形成喷孔，当压能达到一定值时，喷孔不断扩大，地层近井地带产生微裂缝，同时通过环空挤压使产生的微裂缝延伸，实现水力射孔压裂。

一趟管柱可进行多段压裂，施工周期短，有利于降低储层伤害；工艺具有降破压功能，储层易压开。

特点：①水力喷射可实现增压，喷射速度越大，射流增压越大；②随排量增大，射孔深度明显增加，其他条件相同时，围压增加，射孔深度减小；③喷射速度越大，穿孔时间越短[7]。

（2）双封单卡分段压裂技术：针对储层多而薄，层间物性差异大，井眼轨迹复杂，起下管柱困难等特点，采用双封单卡分段压裂，将待压裂改造层段一次性分段射孔，压裂管柱由双封隔器中间夹导压喷砂器构成，在压裂过程中利用导压喷砂器的节流压差使封隔器座封，压裂液通过喷砂器进入地层，完成目的层压裂，通过压裂一层上提一次管柱完成多段压裂。特点：①针对性强：双封单卡目的层，施工中可根据出液情况判断封隔器与套管外密封性，保证压裂的有效性和针对性，可控制各层段处理规模；②效率高：一趟管柱多层压裂，节省时间，降低作业强度；③工艺管柱具有反洗功能，可实现高砂比，低替挤压裂施工，能显著提高造缝质量和压裂效果[8]。

（3）压裂裂缝参数优化：该井区储层最小水平应力在18～23 MPa，隔层最小水平应力在25～28 MPa，储隔应力差2～5 MPa，遮挡条件一般。施工液量与排量进行规划和控制，整体以低黏液体造缝，低黏结合高黏液体携砂，用中小排量施工（1.8～2.5 m3/min）（表5）。

表5 沿19 井区长81 水平井压裂数据表

（4）水平井体积压裂：从压裂数据总体来看水平段油层长度越长，压裂规模相对较大；但从个体井分析来看沿平19-4 井水平段油层414.36 m，从加砂量、砂比及排量上均高于其他3 口井，说明该井压裂规模较大；从压裂方式上说这两种压裂方式都适用底水致密油藏开发，水力喷砂射孔分段压裂破裂压力相较定向射孔双封单卡分段压裂较高，工作压力较低，降低了现场安全风险；对于特殊油藏（边底水、薄油层、隔夹层等）在油层破裂前提下适当降低施工排量，以防改造规模大，压穿油层及隔层，油井见水快。

3 致密油底水油藏高效开发

3.1 选择开发方式

3.1.1 沿19H1、沿19H2 井生产动态 沿19H1 井射孔经压裂后抽汲、放喷（450.3 m3）、射流泵排液求产，日产油34.09 t，日产水46 m3，累计产油206.26 t，累计产水2 449.2 m3，返排量3 145 m3，返排率43.4%。 沿19H2 井压裂改造后（放喷液量5 475.5 m3），日产油27.30 t，日产水32.3 m3，累计产油172.47 t，累计产水1 093.6 m3，返排液量6 782 m3，返排率90.3%。

沿19H1、沿19H2 井采用水平井准自然能量开发方式进行开采。准自然能量包括入地压裂液弹性能、岩石和流体弹性能以及溶解气弹性能三种能量，这三种能量的释放过程和顺序，形成了不同驱替方式。

模式一：（1）初期稳产（时间长）；（2）中期呈双曲递减；（3）后期缓慢递减。

模式二：（1）初期高产（时间短）；（2）中期呈指数递减快速递减；（3）后期缓慢递减。

通过对初期单井产能研究：从数值模拟来看，初期产量的控制对后期生产制度影响较大，初期产量越高，油藏压力衰竭越快，产量下降越快，后期递减越大，且影响最终采收率。通过生产资料回归得出，初期单段合理日产液应控制在1.4 立方米/单段以内。

通过合理流压研究：流压过低，生产初期虽可以获得高产，但容易造成原油脱气，后期产量急剧递减，合理流压应保持在饱和压力以上。根据长庆边底水油藏开发经验，沿19 井区长81油藏均存在一定的边底水，油井合理生产压差应小于2.5 MPa。根据近几年致密油现场实际开发经验选择第一种模式进行开发。

根据沿19H1、沿19H2 井压裂及试油情况来看，开采初期处于排液阶段，配产25 m3/d、20 m3/d，抽汲参数设计：1.8×5×44×1 100、2.1×5×44×1 080，理论排量19.692 m3/d、22.974 m3/d。2019年11月10日下泵，11月15日开抽，实际抽汲参数分别为2.1×5×44×1 102.45，2.1×5×44×1 093.42。

由此可以看出沿19H1、沿19H2 井初期产量（3 个月）分别为日产液18.13 m3，日产油5.34 t，含水率64.9%，动液面168 m，沉没度934 m；日产液15.29 m3，日产油4.68 t，含水率63.6%，动液面256 m，沉没度837 m。

2020年3月动液面开始下降，由2月的255 m 下降到1 011 m，334 m 下降到883 m，与投产初期产量相比基本稳定或略有下降；2021年2月动液面上升到788 m 和780 m，产液量基本稳定，含水率上升到68.5%和69.3%；沿19H1、沿19H2 井2022年2月动态均较为平稳。沿19H1 井截止2022年2月底累计产液量15 531.2 m3，返排率255.5%，沿19H2 井截止2022年2月底累计产液量11 165 m3，返排率238.8%。沿19H1、沿19H 2 目前抽汲参数分别为2.1×5.1×44×1 102.45，2.22×4×44×1 093。

根据沿19H1、沿19H2 井开发形势分析认为：（1）沿19H1、沿19H2 井已经表现出采液强度过大现象，2020年3月和目前动态表现为动液面下降，2021年2月含水率上升，动液面上升，有底水锥进迹象，应控制采液强度，促使含水趋于稳定。

（2）初期配产越大，地层压力会快速下降到油藏饱和压力以下，溶解气驱出现越早，原油脱气严重，会过早出现油气两相流，黏度增大，渗流变缓，产量递减越大。

因此，下一步开发阶段控制参数，保持合理采液强度，以延缓递减下降。

百米水平段配产0.8～1.0 m3/d，沿19H1 井水平段1 000 m，配产8 m3/d，沿19H2 井水平段1 033 m，配产8 m3/d。沿19H1 井抽汲参数调整为：1.8×5×28×1 100，理论排量7.974 m3/d；沿19H2井抽汲参数调整为：2.1×5×28×1 080，理论排量9.303 m3/d。3.1.2 沿19-3、沿19-4 井生产动态 沿19-3 井经压裂后抽汲、放喷（1 080 m3）、排液求产，日产油9.18 t，日产水46 m3，累计产油5.96 t，累计产水1 310.78 m3，返排量2 397.9 m3，返排率28.8%。 沿19-4井压裂后放喷（560 m3），无排液求产，返排率20%。

沿平19-3 井压裂后返排率28.8%，因此放喷完后下螺杆泵继续排液。按照沿平19-3 井螺杆泵排液工程设计要求，排量控制在30 m3以内，后期根据沉没度变化进行调整，沉没度必须保持在300 m 以上，下泵深度为1 050 m。2021年5月24日投产，投产初期（3个月）日产液17.49 m3，日产油4.56 t，综合含水率69%，平均动液面181 m。2021年10月日产液12.60 m3，日产油3.32 t，综合含水率68.5%，动液面233 m；截止2021年10月累计产液量2 375.45 m3，返排率57.3%，已达成排液目的，2021年10月26日转抽油机开采，日配液量10 m3，抽汲参数2.1×5.0×38×1 050，理论排量17.14 m3。2022年2月日产液14.27 m3，日产油4.01 t，综合含水率66.7%，动液面421 m；截止2022年2月累计产液量4 087.9 m3，返排率78.1%，与投产初期相比日产液、日产油、动液面下降，含水率稳定，可以说明准自然能量开发方式进行开采，虽然返排率低，但地层能量在持续递减。

沿平19-4 井压裂后返排率20%，因此放喷完后下螺杆泵继续排液。按照沿平19-4 井螺杆泵排液工程设计要求，排量控制在15 m3以内，后期根据沉没度变化进行调整，沉没度必须保持在300 m 以上，下泵深度为1 100 m。2021年7月1日投产，该井压裂后返排率低，因此在投产后45 d 未见油，平均日产液14.37 m3，平均动液面143 m；见油后平均日产液12.2 m3，平均日产油1.19 t，综合含水率88.4%，平均动液面165 m；2021年10月日产液13.99 m3，日产油1.13 t，综合含水率90.3%，动液面244 m；2022年2月日产液8.93 m3，日产油0.4 t，综合含水率94.6%，动液面277 m。截止2022年2月累计产液量2 604.1 m3，返排率101.4%。可以看出沿平19-4 井投产8 个月来，一直处于高含水率状态，分析认为：（1）该井钻井方位与沿19H1、沿19H2、沿19-3 井方位不同，虽然沿19 井区油层连片分布，但油层物性差异较大，从4 口井油层物性对比来看沿平19-4 井物性较差。（2）从沿平19-4 井油层数据（表6）可以看出最小油层段厚度12.0 m，而这一层段的孔隙度、渗透率均高于其他油层段，油层上隔层3 m，下隔层2.3 m，喷射点距下隔层仅2.55 m，在压裂时均使用同一排量（油管排量0.6 m3/min，套管排量2 m3/min），砂比15.5%（平均15.4%），在高排量、高砂比的压裂状态下，压穿下隔层，引起流体串层，油井见水。（3）该井已达到排液目的，转机采生产，日配液量11 m3，选择2.1×5.0×32×1 080 参数设计，理论排量12.159 m3/d，已达到稳液面、降低含水率的目的，2022年1月4～5日转机采作业。（4）从油井目前生产动态来看，产量下降，动液面平稳，说明该井实施了控采措施，地层能量充足。（5）机采状态下已生产5 个月含水率不降，持续高含水率，2022年6月实施机械堵水措施，综合分析判断喷射点1～7 物性变差（1 837.96～1 557.55 m），水饱变高，隔喷射点1～7，采喷射点8～11（1 518.58～1 404.07 m），降低含水率，提高产能。下入水平井专用桥塞Y445-114，桥塞位置1 538.0±0.5 m。2022年7月日产液9.74 m3，日产油0.87 t，含水率89.4%，动液面363 m，沉没度489 m，目前该井处于措施后排液阶段，措施效果有待于进一步观察。

表6 沿平19-4 井长81 油层数据表

4 认识及建议

（1）沿19 井区长81油层连片性好，但油层物性差异较大。

（2）对于沿19 井区长81致密油底水油层，根据油层特征（钻井录井及测井数据），在油层改造设计中对一些较薄油层改造参数设计要小，或者尽量避开薄油层改造，避免油井过早见水。

（3）对于致密油底水油层，油层改造幅度相对较小，多采用水力喷砂射孔环空加砂分段压裂、定向射孔双封单卡分段压裂模式。

（4）沿19 井区长81致密油底水油藏水平井采用准自然能量开发方式，由于涉及到底水，为使油井能够长期稳产，提高油井采收率，在储层改造方式及程度上尽量缩小规模，采用较为温和的压裂方式，减小油井后期开采障碍，入井液量少，返排量大，未在水平井周围形成相对高压区，起不到超前补充能量的作用，加之井区本身原始地层压力低，因此井区油井初期产量高，递减快。

（5）储层改造后延长焖井时间，对地下缝网形成、压力扩散、提高单井产能效果明显；合理控制抽吸参数有利于地层远端油气运移，提高稳产期。

（6）致密油水平井注水开发有效压力系统很难建立,主要采用准自然能量开发，初期产量高，综合含水率低，但递减大；开发早中期的稳产技术政策仍处在试验探索阶段，开发后期的能量补充方式也尚不明确。