文 建，曾智勇

（1.中國石化江漢油田分公司井下作業(yè)處，湖北 潛江 433123；2.江漢石油工程有限公司井下測(cè)試公司，湖北 潛江 433123）

紅花套組構(gòu)造分為東北和西南2個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)（見圖1）。SK 8－16 井位于構(gòu)造鞍部，圈閉面積7.06km2，含油面積2.0km2，原油地質(zhì)儲(chǔ)量為303.7×104t，閉合幅度540m。東北高點(diǎn)在SK8－16井地面點(diǎn)東北方向550 m 附近，頂部埋深3 680m，鉆探了SK 8－17，油層垂厚60m，距離下部水層15 m，套管完井，射孔層厚度120 m。西南高點(diǎn)在SK 8－16 井地面點(diǎn)西南方向900m 附近，頂部埋深3 670m，鉆探了SH－平2，油層垂厚61m，該井距離下部水層43m，采用套管加篩管混合完井方式，篩管長度120m。整個(gè)構(gòu)造西南高點(diǎn)略高于東北南高，構(gòu)造向西北和東南方向傾伏。

圖1 紅花套組儲(chǔ)層構(gòu)造圖

1 紅花套組油藏分析

由于目前鉆井資料比較缺乏，隔夾層分布是否穩(wěn)定尚不清楚，分析可能存在兩種油藏類型。

1.1 單一底水油藏類型

復(fù)Ⅰ斷塊白堊系紅花套組地層鉆遇井?dāng)?shù)較少，縱橫向隔夾層分布及其封堵情況還待新井鉆探后落實(shí)。綜合分析斷塊的構(gòu)造特征、儲(chǔ)層分布、油水關(guān)系，復(fù)Ⅰ斷塊白堊系紅花套組油藏為單一底水油藏類型，在紅花套組頂面構(gòu)造圖上以3 750m 構(gòu)造線作為油水界面深度及含油邊界（見圖2）。

圖2 過SK8－16井油藏縱剖面圖（單一底水油藏類型）

水體體積估算：復(fù)Ⅰ塊白堊系紅花套組圈閉面積為7.06km2，區(qū)域上紅花套砂巖沉積厚度200m～300m，取平均值250m；底水油藏油層含油面積2.0km2，油層平均厚度25.0m，則水體體積為1 588.5×106m3，油層體積為50×106m3，水、油體積比為31.77。

復(fù)Ⅰ斷塊白堊系紅花套組為巨厚底水油藏，油水界面深度3 750m，水體體積是油層體積的31.77 倍，底水油藏能量十分充足，屬于水壓驅(qū)動(dòng)類型。

1.2 邊底水油藏類型

目前已有SK 8－16 井和ES 6－3 井2 口井鉆遇復(fù)Ⅰ斷塊白堊系紅花套組泥質(zhì)隔層。其中，SK 8－16 井泥質(zhì)隔層井段3 747.8～3 748.6m（2號(hào)），厚度0.8m 和井段3 761.6～3 762.6m（3號(hào)），厚度1.0m；ES 6－3井泥質(zhì)隔層井段3 792.2m～3 793.2m（3 號(hào)），厚度1.0m?？紤]到儲(chǔ)層縱橫向變化的不確定性，暫視2 口井均鉆遇的3 泥質(zhì)隔層為平面穩(wěn)定分布，進(jìn)一步細(xì)分為兩種油藏類型，即3 號(hào)油藏為底水油藏，2 號(hào)為邊底水油藏，油水界面深度統(tǒng)一為3 750m（見圖3）。

圖3 過SK 8－16 井油藏縱剖面圖（邊底水油藏類型）

水體體積估算：復(fù)Ⅰ塊白堊系紅花套組圈閉面積為7.06km2，區(qū)域上紅花套砂巖沉積厚度200m～300m，取平均值250m；邊水油藏油層含油面積為2.0km2，油層平均厚度為25.0m，對(duì)應(yīng)水體面積為2.0km2，厚度為25.0m，則水、油體積比為2.5。底水水體體積為1 564.5×106m3，底水油層體積為20×106m3，水、油體積比為71。

橫向上的夾層分布不穩(wěn)定，只是在局部一定范圍分布。SH－平2（導(dǎo)眼井）連續(xù)取心4筒，取心井段3 771.10 m～3 809.85m，取心進(jìn)尺32.75m，油砂32.16m，油砂為灰褐色油斑細(xì)砂巖，含油性好，未取到明顯的泥巖隔層。SH8－X18（導(dǎo)眼井）連續(xù)取心11 筒，取心井段3 738.01m～3 841.22m，取心進(jìn)尺共103.21m，油砂為灰褐色油斑細(xì)砂巖，含油性好，取到明顯的泥巖隔層，從構(gòu)造圖上看，即東北部在鉆井取心時(shí)取到泥巖夾層，西南部取心無泥巖夾層。在無明顯夾層的西南部容易出現(xiàn)底水上竄，影響開發(fā)效果。

2 邊、底水油藏中直井和水平井應(yīng)用分析

2.1 底水油藏

底水油藏其底水在開采過程中有兩種基本的驅(qū)動(dòng)方式：脊進(jìn)、錐進(jìn)。脊進(jìn)是指底水驅(qū)動(dòng)時(shí)，水驅(qū)前沿（油水界面）在油層中緩慢、均勻、大面積向上移動(dòng)。而錐進(jìn)則是底水沿著局部高滲帶流向油井。脊進(jìn)主要發(fā)生油層內(nèi)或油層與底水之間有遮擋條件的夾層的底水油層或距離油井較遠(yuǎn)的區(qū)域。脊進(jìn)驅(qū)動(dòng)有利于水均勻驅(qū)油，驅(qū)油效率較高，無水生產(chǎn)期較長，最終采出程度較高。而錐進(jìn)主要發(fā)生在井底附近。直井由于下部水層距離孔眼距離不一，導(dǎo)致各點(diǎn)壓差不一致，容易出現(xiàn)錐進(jìn)現(xiàn)象，水平井由于水平段內(nèi)各點(diǎn)見壓力差一致，導(dǎo)致下部水層向上運(yùn)移的壓力差也基本相同，因此容易出現(xiàn)脊進(jìn)。

采用水平井開采底水油藏，因生產(chǎn)井段較直井長，油井的初期產(chǎn)能會(huì)大幅度提高，水平井的產(chǎn)量一般是直井產(chǎn)量的3～5 倍。但是，油藏的采收率卻沒有因水平井的采用而有所提高。由于底水中蘊(yùn)藏著豐富的天然能力，因此，底水油藏一般采用天然能力開采，油藏的驅(qū)動(dòng)方式主要為垂向驅(qū)動(dòng)（見圖4）。底水驅(qū)替的上限為水平井所在的平面位置，水平井上方的地層原油無法被驅(qū)替而成為剩余油，油藏的極限采收率為水平井下面的原油數(shù)量占整個(gè)油層地質(zhì)儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)。由于儲(chǔ)集層通常為正韻律地層，即頂部物性差、底部物性好，因此，人們?cè)诓渴鹚骄畷r(shí)一般不會(huì)將其部署在油層的頂部，部署在頂部存在一定的鉆探風(fēng)險(xiǎn)；因底水錐進(jìn)的原因，人們也不會(huì)把水平井部署在油層的底部。如果把油井部署在油柱高度一半的位置，則油藏的極限采收率為50%（實(shí)際采收率比50% 還要低）。油井的位置越低，極限采收率就越低。

圖4 水平井開采底水驅(qū)動(dòng)示意圖

水平井完井后再進(jìn)行作業(yè)十分困難，許多增產(chǎn)措施都難以實(shí)施或?qū)嵤┏杀咎?。水平井的最大特點(diǎn)就是初期產(chǎn)量高、后期作業(yè)難。但是，如果用直井開采底水油藏，情況就完全不同了，油藏的極限采收率可以達(dá)到100%（見圖5）。

圖5 直井開采底水驅(qū)動(dòng)示意圖

與水平井相比，直井在進(jìn)行增產(chǎn)作業(yè)方面有較大的優(yōu)勢(shì)。采用直井可以在隔板理論的指導(dǎo)下通過優(yōu)化射孔改善油井的生產(chǎn)狀況，也可以在隔板理論的指導(dǎo)下進(jìn)行各種人工堵水作業(yè)（見圖6）。

圖6 帶天然隔板直井優(yōu)化射孔

2.2 邊水油藏

從上述分析不難看出，底水油藏并不適合采用水平井進(jìn)行開發(fā)。因而，邊水油藏就成了水平井的主要開采對(duì)象。

當(dāng)然，并不是所有的邊水油藏都適合采用水平井，只有薄層、低滲和稠油油藏，即在直井產(chǎn)能較低的情況下，才能顯示出水平井的優(yōu)勢(shì)。如果邊水油藏中存在天然裂縫，水平井連通裂縫的概率增大，會(huì)增強(qiáng)水平井的優(yōu)勢(shì)（見圖7），而如果采用直井，則可能因鉆遇裂縫的概率偏小而成為低產(chǎn)井。

圖7 天然裂縫邊水油藏水平井開采

如果采用水平井的人工注水開發(fā)（見圖8），因水平驅(qū)動(dòng)致使波及面積大幅度提高，采收率及開采效果也會(huì)隨之大幅度提高。

圖8 水平井與直井波及狀況對(duì)比

3 紅花套組邊底水油藏開發(fā)技術(shù)研究

國內(nèi)外針對(duì)不同油藏開發(fā)出了各種相應(yīng)的邊底水油藏開發(fā)技術(shù)，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陸梁油田試驗(yàn)了8口井，累積注入工作液1 963t，有效率達(dá)到100%。截至2005 年l0月底，累積增油量2 622t，降水量為4 968t，含水率下降11.3%～38.4%。

水平井底水錐進(jìn)主要采用脊進(jìn)方式，由于下部層水層的作用，長井段容易出現(xiàn)同時(shí)見水的情況，找堵水較困難，且堵水后油井見水較快，措施效果較差，增產(chǎn)效果差，因此，主要是直井或斜井采用此項(xiàng)技術(shù)。

3.1 智能開關(guān)找堵水

存在天然隔板層但隔板不連續(xù)的井中，如果出現(xiàn)水錐，導(dǎo)致油井無產(chǎn)量，可以采用智能開關(guān)同時(shí)進(jìn)行進(jìn)行關(guān)井壓錐和采水消錐兩套工序（見圖9）。

圖9 能開關(guān)工藝管柱圖

在出現(xiàn)水錐的井中，射開水層，在下入智能開關(guān)，再丟手，下大泵，在地面控制上部油層關(guān)閉，下部水層開啟，用大泵強(qiáng)采，實(shí)現(xiàn)油層段的關(guān)井壓錐過程，及水層段的采水消錐的過程。當(dāng)水層抽到一定程度后，在地面控制智能開關(guān)，關(guān)閉下部水層，開啟上部油層，開始油井的正常生產(chǎn)。

該技術(shù)要求地層存在一定的連續(xù)的或不連續(xù)的泥巖夾層，如果夾層不存在，則堵水見效快，但恢復(fù)上部油層生產(chǎn)后又會(huì)很快出現(xiàn)水錐，措施有效期短。

3.2 建立水底隔板

3.2.1 油一堵劑油套分注堵水的工藝過程

在確定已發(fā)生水錐的井中同時(shí)射開油層和水層，然后在油水界面附近下入封隔器。當(dāng)封隔器坐封后從套管先向油層段擠入原油，以驅(qū)替由于水錐在油層射孔段附近的水。當(dāng)水驅(qū)替到一定程度后，保持套管壓力的情況下，從油管中擠入預(yù)交聯(lián)堵劑，擠完堵劑后關(guān)井反應(yīng)，堵劑在底層中形成隔板，可以延緩底水的錐進(jìn)，提高措施效果（見圖10）。該方法可以用于高溫井，但措施需要一定量原油，成本較高。

圖10 油一堵劑油套分注堵水工藝圖

3.2.2 雙液法堵劑油套分注工藝過程

在以發(fā)生水錐的油井中射開水層，在油水界面附近下入封隔器，將套管替滿水玻璃溶液，投球坐封，從套管擠入氯化鈣溶液，當(dāng)套管擠入量到一定量后，保持套管壓力，從油管擠入水玻璃溶液，兩種溶液一接觸即反映，生產(chǎn)不滲透的隔層，達(dá)到生產(chǎn)隔層的目的（見圖11）。但該技術(shù)適用的溫度較低，且兩種液體反應(yīng)速度較快，難以控制，對(duì)油水界面不明顯。含水上升快的井可以采用先打隔板，再在進(jìn)行智能堵水技術(shù)，以提高堵水的效果，增加油井的無水產(chǎn)油期。

圖11 雙液法堵劑油套分注工藝圖

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）對(duì)于松滋油田紅花套組構(gòu)造，水平井不適合該區(qū)塊開采，反而傳統(tǒng)的直井開采技術(shù)更合適。

2）智能開關(guān)找堵水和建立水底隔板等技術(shù)的使用，不僅能提高直井開采采收率，而且還能增加油井的無水產(chǎn)油期。

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