水平井技术是指当井眼垂直或倾斜的钻达油层后, 井眼轨迹接近水平以达到与油层保持平行, 得以长井段在油层中钻进达到完井[1], 水平井具有穿透油层长, 泄油面积大, 生产压差低, 产量高, 投资回收期短, 经济效益显著等优点, 它不仅能够对常规油藏进行开采, 还能对底水油藏, 薄层油藏和 (超) 低渗透油藏等非常规油藏进行有效开发[2]。水平井的井身结构特点使其更容易出现水淹现象, 其见水类型主要有以下两种: (1) 底水脊进, 根据出水区域在水平段的分布, 底水脊进又细分为点状、线状和曲面状[3], (2) 裂缝突进, 地层水或注入水沿与水平段连通的裂缝进入油井是裂缝油藏常见的出水形式。合水油田属超低渗透油藏, 天然裂缝发育, 投产前经过大规模压裂改造, 缝网贯通, 易造成水线突进, 导致油井水淹。截止2017年4月, 合水油田共投产水平井397口, 平均日产液量6.0m3, 日产油量3.6t, 综合含水率29.6%, 含水率大于80%的水平井有32口, 日损失油量153t。合水油田储层属超低渗透油藏, 天然裂缝发育, 注水开发易导致油井见水。目前, 水平井堵水技术国内外都处在研究探索阶段[4,5,6], 合水油田采用注水井调剖、油井机械堵水两种工艺, 借鉴2014年王百等人研发设计的满足长庆油田水平井特征的机械堵水工艺管柱[7], 逐步形成了适应合水油田的水平井机械堵水工艺体系, 并取得了显著效果。
合水油田属超低渗透油藏, 无边、底水, 天然裂缝发育, 水平井区采用五点法井网部署注水开发, 并采用多段大规模体积压裂改造, 沟通天然裂缝, 形成规模缝网。
油井在生产过程中, 含水率突然上升, 产能大幅度下降, 对应注水井反应敏感, 开采曲线呈阶梯状变化。分析认为, 主要原因是储层天然裂缝发育, 随着注水压力升高, 天然裂缝和人工裂缝沟通, 注入水沿裂缝突进, 指进现象显著, 含水上升速度加快, 裂缝性见水对于注水井主向油井和侧向油井则表现出不同的生产动态[8], 主向油井含水、压力上升速度快, 快速水淹, 而侧向油井见效缓慢, 注水井突出表现是随着日注水量的增加, 吸水能力大幅度提高, 而注入压力变化不明显[9,10], 因此, 合水油油田水平井见水类型均为裂缝性见水。
合水油田水平井全部采用套管固井完井、多段压裂改造、注水开发, 通过以往找水试验及产业剖面测试结果可知, 水平井见水表现为单个或多个连续喷点见水, 确定见水段, 可实现井筒内机械堵水。
根据以往水平井“拖动找水”结果的验证, 总结出适用于合水油田水平井机械堵水的“优势通道辨别法”。
合水油田水平井主要分布在长6超低渗透及长7致密油油藏, 采用五点法井网开发, 注水压力高, 油井见水后, 注水井动态响应明显, 结合井组注采对应曲线及开采现状图, 初步判断见水段处于根部或趾部。
固井质量是影响水平井见水喷点的重要影响因素, 参照见水井的固井质量图, 分析易见水喷点, 并结合综合测井图, 优选厚度大的油层段, 确定封隔器座封位置。
截至2017年7月底, 合水油田采用优势通道辨别法共实施水平井机械堵水7口, 见效7口, 累计增油2933t, 单井有效期达161d (见表1) 。
GP25-20井采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂, 全井喷射6段。
该井于2014年6月投产, 初期日产液12.50m3, 日产油9.61t, 含水9.5%, 动液面105m。2016年12月含水突升至100%。
趾部对应1口注水井补充能量, 对应关系明确。
根据该井开采现状图及注采对应曲线, 判断见水段位于趾部, 结合测井综合图及固井质量图, 确定封隔喷点1-2, 采喷点3-6, 含水由100%下降至16.6%, 初期日增油6.3t, 目前日增油4.27t, 累计增油468t, 有效期101d。
1) 合水油田属三低油藏, 开发井距小, 改造规模大, 易形成贯通的缝网, 导致油井裂缝性见水。
2) 结合井组剖面连通图及注水井吸水剖面测试数据, 更易判断见水层段。
3) 连片水淹区及投产初期高含水井, 机械堵水效果差, 建议实施注水井调剖。
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