魏 波，王汉青，李涛涛

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

我国包括大庆、胜利、河南等大部分油田的主力油藏已经进入高含水开发差的低渗透层，边角部位、断层屋檐下及井网控制差的小砂体转移，此类油藏大部分属于薄差层。其单层厚度2 m～6 m，隔层厚度2 m～3 m，地应力差，一般是4 MPa～8 MPa。稀油老区油藏渗透率偏低、油层薄、隔层薄且邻近高含水层。垂直井的井眼轨迹在油层的穿行距离短，很难从这么薄的储层中生产石油。常规的压裂施工过程人工裂缝易窜入水层造成油井压后大量出水，降低采油效率。有的老区一次压裂井已经失效，重复压裂裂缝沿老缝延伸，达不到增产效果，油井处于低产低效的状态。

由于垂直井和常规压裂技术在开发稀油老区薄差层表现出来的一些疑难问题和技术现状，结合水平井和薄层压裂技术的优势以及薄差层的自身特点研究适合开发稀油老区薄差油层的关键技术。

1 稀油老区水平井关键技术

垂直井开发稀油老区薄差层油藏，易出水，生产效率低，没有经济效益。利用水平井的水平段在油藏中的穿行距离长来增大油井生产过程中的泄油面积，达到降低生产压差，提高采油效率的目的。

1.1 水平井轨迹控制和合理的水平段长度

（1）避水高度，数据模拟研究表明：在不同的底部含水层中，水平段的避水高度越大，油井生产效果越好。当底部含水层的厚度小于2 m 时，底水能量和水脊进活跃变得很弱，因此，水平段的避水高度对油井生产效果有很小的影响，避水高度应该维持在3.5 m 以上。当底部含水层的厚度大于2 m 时，底水能量和水脊进活跃变得很强，因此，水平段的避水高度对油井生产效果有很大的影响，避水高度应该维持在4 m 以上。在现场施工中，水平段轨迹应该尽可能控制在接近油层的顶部。

（2）水平段长度，确定合理的水平段长度必须遵循油水的分布规律，防止边底水的过早突进，提高水驱效率和生产效果。数据模拟研究表明：水平井的水平段长度应该平行于砂体的延伸方向，位于砂体中心。当底部含水层厚度小于2 m 时，合理的水平段长度是砂体长度的0.6 倍；当底部含水层厚度超过2 m 时，合理的水平段长度是砂体长度的0.7 倍。

1.2 生产方法和井位布局图

现场生产效果表明：注水生产仍然是薄差层底水油藏最主要的生产方式。数据模拟研究表明：水平井部署区的宽度超过300 m，水平井位置应该分配在部署区的中心或者接近中心，这样可以获得较好的生产效果。如果水平井部署的位置远离部署区的中心，生产效果将会变得很差。当水平井部署区的宽度大约是100 m时，水平井应该分布在部署区的中心，水平段应该平行砂体的延伸方向。远离部署区的中心，生产效果将会变差。

水平井位置确定之后，在水平井的两边布置垂直注水井这样就形成了规则的井位布局图。由于净产层厚度，规则的井位布局图不能形成。根据油层的开发状态，可以布置250 m～300 m 注采间距的非规则布局图。

1.3 合理的产量控制

Permadi 提出了水平井开采底部含水油藏的极限产量公式[5]，水平井的极限产量通过不同的净产层厚度和井位来计算，基于这个理论控制合理的产量。

其中：qc－水平井极限产油量，m3/d；kh－油层水平渗透率，10-3μm2；h－净产层厚度，m；Bo－原油体积系数，f；μo－原油粘度，mPa·s；L－水平段长度，m；β－渗透率各向异性因子，f；rw－井眼半径，m；Xe－矩形区域排水宽度，m；Ye－矩形区域排水长度，m；S－表皮系数，f；△γow－油和水的密度差，MPa/m；how－水平段到油水界面的高度，m。

对不同净产层厚度的水平井极限产量分析得出，当水平段位于3 m～5 m 的净产层厚度的油层顶部时，极限产量的范围是2 m3/d～11 m3/d。数据模拟研究表明：水平井每天产量越低，水脊进越迟，无水生产期越长。为了满足油田的经济开采需求，实际每天产量应该维持在一个合理的范围。通过综合分析，在早期生产阶段，每天的水平井产量应该维持在大约15 m3/d。

1.4 现场应用效果

（1）华北区油田布置了58 口水平井，生产效率达到24.5×104t。单个水平井采收率大约是15 t/d，是垂直井的2.5 倍。

（2）1.5×108t 的地质储量得到了有效地开采，采出程度从50.7 %提高到83.2 %。

2 稀油老区薄层压裂技术

2.1 控制缝高压裂技术

水力压裂时，若裂缝向产层上、下无限制的延伸，会造成压裂后产量低、递减快、增产有效期短，大大影响了增产增注效果。对于存在底水或气顶的油藏，裂缝高度无法控制，容易压穿气顶或含水层，造成大量出水出气。如果裂缝穿入产层上下的非油气层段，造缝长度相应地要减小，供油气流动的有效裂缝面积极为有限，同时大量的压裂液和支撑剂都消耗在产层以外的裂缝中。因此，有效地控制裂缝高度是稀油老区薄差层增产的必要措施。

2.1.1 变排量控制裂缝高度 通过对压裂施工排量大小的控制，从而实现增加裂缝长度、控制裂缝高度的目的。如果油层比较薄并且邻近含水层，可进行小幅度排量跃变，如0.25 m3/min～0.35 m3/min；如果开采油层比较厚或远离底水，为了将砂比提得更高，可进行大幅度排量跃变，如0.55 m3/min～0.65 m3/min。

图1 储层厚度与施工排量对裂缝高度的影响

2.1.2 低粘压裂液来控制裂缝高度 在确保压裂液携砂性能的基础上，尽量降低压裂液粘度，降低液体流动压差，增加裂缝长度。数据模拟研究表明：压裂液粘度对人工裂缝的高度有显著的影响。研究低粘压裂液体系就成为有效开采薄层油藏的首要工作。现场一般使用GRJ+CH 低粘压裂液体系和DF3A-05 低粘无伤害压裂液体系。

图2 压裂液粘度与裂缝高度的关系

2.1.3 添加人工隔层 通过上浮式和下沉式导向剂在裂缝的顶部和底部形成人工遮挡层，形成压差，阻止裂缝高度的进一步延伸，继而达到控制裂缝高度的目的。粘度越低，控缝剂上浮或下沉的越快，因此对上浮剂可以采用活性水携带，对下沉剂可以采用线性胶携带。

2.1.4 应用效果 2011－2013 年薄层控缝高压裂技术在稀油老区成功实施36 井次，占压裂改造井的29%，累计增油17 045 t，成为稀油老区主要的油井增产措施。

A 井储隔层地应力差为6 MPa～7 MPa，计算隔层厚度需4 m～4.5 m 才能实现油层压裂缝高的有效遮挡，通过采用人工隔层技术，成功实现了仅3 m 隔层对缝高的有效遮挡。该井压后得到了一定的增产效果，压前日产液量4.9 t/油0.5 t，含水88 %，压后日产液30.7 t/油3.4 t，含水89 %，表明纵向上没有压窜邻近高含水层引起含水率的明显上升，产量得到明显提高。

2.2 稀油老区强制转向压裂技术

针对稀油老区一次压裂井已经基本失效，常规的重复压裂裂缝仍然沿老缝延伸，压裂效果差，强制转向压裂技术，通过人工控制裂缝强制转向，有效地沟通剩余油富集区，提高压裂效果。

研究表明：受初次人工裂缝和孔隙压力变化产生的诱导应力作用的影响，稀油老区当前的水平应力差较原始水平应力差在减小，并发生实质性的改变，常规重复压力人工裂缝不能自然转向，导致压裂效果较差。2.2.1 裂缝转向机理研究 裂缝转向压裂技术实质上就是在压裂过程中向老缝注入暂堵剂，暂堵剂进入裂缝后，产生滤饼桥堵，利用暂堵剂的塑性和支撑剂刚性，可以形成致密地、高于裂缝破裂压力的人工暂堵墙。按照流体向阻力最小方向流动的原则，促使裂缝发生转向，波及剩余油富集区域，如果转向的次数越多，转向距离及转向半径就越大，产量就得到了有效地提高。

表1 11 口井的现场试验结果

现场结合油藏特征和剩余油分布状况，形成了三套转向压裂工艺技术。

（1）“老缝处理+暂堵转向+主压裂”施工工艺技术：老缝处理：加砂2 m3～3 m3；主压裂：沟通剩余油富集区，提高重复压裂效果。

（2）“小规模加砂+暂堵转向+循环压裂”施工工艺技术：支撑缝长：控制在井距30 %以内；多级短宽缝：增加泄油面积，防止压后高含水。

（3）“加砂压裂+多级暂堵转向+循环压裂”施工工艺技术：施工对象：特低渗难采储量；多级转向裂缝：增加泄油面积，大幅度提高单井产量。

2.2.2 现场应用情况及效果 现场试验了11 口井，试验结果（见表1）。为了方便，给11 口井编号，从1 到11号。其中5 口井进行地面微地震监测，结果表明：裂缝转向率83.3 %。

从表1 可以看出，通过裂缝强制转向压裂技术可以使产油量得到明显的提高，甚至使没有产量的井又开始生产，虽然有的井含水率有点升高，但是没有水淹的迹象。

3 结论

（1）结合现场的试验结果，水平井技术在提高稀油老区剩余油开采效率中显示出了重要作用。

（2）为了提高水平井油层钻遇率，保障水平井投产效果，必须认清稀油老区的油藏特征、储层展布、剩余油分布、产能状况、油水关系及底部含水层厚度，确定避水高度、合理的水平段长度及合理的产量。

（3）通过控制压裂液粘度、施工排量及裂缝高度等技术，可使支撑剂有效地填充在产层中。

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