水平打孔與調剖封堵組合工藝的製作方法

2023-12-09 21:15:16 1

本發明涉及一種油田上針對厚油層進行開發的工藝技術。

背景技術：

喇嘛甸油田儲層以多段多韻律沉積的厚油層發育為主，非均質性嚴重。有效厚度大於2m的厚油層厚度比例達到67.8%，儲量約佔65.5%，韻律段內滲透率級差在5倍以上。取心資料表明，弱未水洗段主要集中在厚油層上部，平均厚度14.4m，約佔51.7%。剩餘油主要分布在這些部位，與高水洗段交錯分布，挖潛難度大，常規措施難以取得較好效果。

厚油層內既存在嚴重的無效注採循環，又存在剩餘油相對富集的部位。一方面，大量的注入水沿高滲透、高含水的優勢通道無效或低效循環；另一方面，層內還有一定厚度的儲量因注水驅替不到或驅替程度低而無法動用或動用較差。無效注採循環的存在，導致油田採收率低、生產成本上升，開發效益下降。

調剖堵水技術是改善層內、層間及平面矛盾的重要措施，有利於擴大注入水波及體積，從而降低自然遞減速度、增加可採儲量和實現油藏穩產。

水力噴射打孔改造技術是通過對導向器、小螺杆、軟軸、開窗鑽頭、高壓軟管和噴頭以及施工參數的研究，實現在老井眼同一水平面內噴射鑽進2個以上無曲率水平孔道，孔眼直徑50mm，水平鑽進長度可達100m。

調剖措施雖然控制了部分高滲透條帶，但不能完全啟動低滲層，無法保證增油效果。而水力噴射水平打孔可以啟動低滲透層，但是控制不了高滲透條帶，無效注採循環依然存在。

技術實現要素：

本發明的目的是提供一種水平打孔與調剖封堵組合工藝，具體是將兩種工藝結合起來，充分發揮措施互補優勢，在控制無效循環的同時有效挖潛層內剩餘油，從而實現控水增油並舉，為厚油層高效開發，探索出一項行之有效的工藝技術。

為實現上述發明目的，本發明採用的技術方案是：一種水平打孔與調剖封堵組合工藝，具體的是在高滲透部位實施調剖封堵，在低滲透部位實施水平打孔。

所述調剖封堵，採用瀝青顆粒調剖方式；所述水平打孔，採用水力噴射打孔方式，其中打孔長度為注採井距的1/4-1/3；滲透率級差≥6時打孔方向與主流線夾角為0°，滲透率級差＜6時打孔方向與主流線夾角為45°；打孔時機為注入調剖液後注水0.1PV時打孔。

本發明的有益效果：該項組合技術是在高滲透部位實施調剖封堵、低滲透部位實施水平打孔，充分發揮措施互補優勢，在控制無效循環的同時有效挖潛層內剩餘油，從而實現控水增油並舉，為厚油層高效開發探索一項行之有效的組合工藝技術。

附圖說明

圖1是提高採收率值與打孔長度關係圖。

圖2是不同打孔長度和採收率對比關係曲線。

圖3是不同打孔長度下含水率對比關係曲線。

圖4是注入壓力與累積注入PV關係曲線（打孔長度佔注採井距1/3）。

圖5是不同打孔方向下採收率提高值。

圖6是不同打孔方向下採收率對比關係曲線。

圖7是不同打孔方向下含水率對比關係曲線。

圖8是不同打孔時機下採收率提高值。

圖9是不同打孔時機下採收率對比關係曲線。

圖10是不同打孔時機下含水率對比關係曲線。

圖11是注水0.1PV打孔壓力隨累積注入PV數變化曲線。

圖12A、圖12B、圖12C分別是注水0PV打孔水驅結束、打孔結束和後水結束時低滲層飽和度分布圖。

圖13A、圖13B、圖13C分別是注水0.1PV打孔水驅結束、打孔結束和後水結束低滲層飽和度分布圖。

圖14A、圖14B、圖14C分別是注水1.33PV打孔水驅結束、打孔結束和後水結束時低滲層飽和度分布圖。

圖15是試驗井組井位圖。

圖16是喇11-3036井措施前後生產數據變化曲線。

圖17是喇10-301井措施前後生產數據變化曲線。

圖18是喇11-303井措施前後生產數據變化曲線。

具體實施方式

下面通過對打孔長度、打孔方向及打孔時機的確定過程描述，說明瀝青調剖與水平打孔組合工藝具有明顯的增油降水效果：

一、打孔長度的確定

取5塊三層非均質巖心，縱向上有效滲透率分別為500mD、1000mD、3000mD。按五點法進行布井，飽和油後水驅到含水98%，注入瀝青顆粒調剖液，然後在最上層按注採井距的1/5、1/4、1/3、1/2、2/3分別進行打孔。根據採收率提高幅度和含水率變化值，計算投入產出比，優選出最佳打孔長度，實驗結果如下。

表1 不同打孔長度下驅油實驗結果（打孔方向與主流線夾角0°）

從表1和圖1可以看出，不同的打孔長度對驅油效果影響很大。打孔長度從1/5增加到2/3，採收率提高的值呈現先增大後減小的變化趨勢。打孔長度從1/5增加到1/3時，採收率提高的值從12.43%增加到16.33%，當打孔長度從1/3增加到2/3時，採收率提高的值從16.3%降低到13.10%。這表明打孔長度佔注採井距的1/3為分界點，當打孔長度佔注採井距的比例小於1/3時，提高採收率的值隨著打孔長度的增加而增加，當打孔長度佔注採井距的比例大於1/3時，提高採收率的值隨著打孔長度的增加而小。綜上分析可知，打孔長度佔注採井距的1/4-1/3為最優的打孔長度。

從圖2和圖3可以看出，不同打孔長度下採收率特徵曲線和含水率特徵曲線差異較大，表明了瀝青調剖與打孔措施綜合作用增油降水效果明顯。這是因為瀝青調剖後打孔，一方面改善了吸水剖面，封堵了高滲層；另一方面降低了低滲層的啟動壓力梯度，增加了低滲層的動用程度。

從圖3可以看出，打孔長度對含水率變化有重要影響，從含水率下降最低點可以看出，打孔長度越長，降水效果越明顯，但含水率回升迅速。打孔長度為注採井距2/3對應的含水率曲線呈現「V」形狀，含水率最低點達到了63.95%，但含水回升迅速，表明該打孔長度能快速啟動大量剩餘油，卻導致水竄嚴重。而打孔長度為注採井距1/5對應的含水率曲線呈現「U」形狀，含水率最低點達到84.71%，表明打孔長度過短洩油麵積過小，導致提高採收率幅度有限。綜合考慮瀝青調剖與打孔措施後採收率和含水率變化關係可以得出，最優的打孔長度佔注採井距的比例為1/4-1/3。

從圖4可以看出在累積注入1.5PV後採取瀝青調剖與打孔措施，不同測壓點注入壓力均呈現明顯增加的趨勢，表明採取調剖和打孔措施後，地層封堵效果明顯，改善了吸水剖面，有利於啟動低滲透層。

二、打孔方向的確定

最佳打孔長度確定後，準備4塊三層非均質巖心，縱向上有效滲透率分別為500mD、1000mD、3000mD。按五點法進行布井，飽和油後水驅到含水98%，注入瀝青顆粒調剖液，分別以與油水井連線（主流線）方向的0°、15°、30°、45°夾角，按照最佳打孔長度進行打孔，根據採收率提高幅度計算投入產出比，優選出最佳打孔方位，實驗結果如下。

表2 不同打孔方向下驅油實驗結果（打孔長度為注採井距的1/3）

從表2和圖5可以看出，不同的打孔方向對驅油效果影響很大。打孔長度從0°增加到45°，採收率提高值呈現減小的變化趨勢，從16.33%減小到13.01%。綜上分析可知，最佳打孔方向是與主流線夾角0°，主要是因為打孔角度越偏離主流線方向，啟動的含油麵積越小。

從圖6和圖7可以看出，不同打孔方向下採收率特徵曲線和含水率特徵曲線差異較大，表明了瀝青調剖與打孔措施需要對打孔方向進行優化。這是因為打孔方向不同，可以啟動的低滲透層含油麵積有差異。

從圖7可以看出，打孔長度一定條件下，打孔方向對含水率變化有重要影響。當打孔方向與主流線夾角為0°，含水率最低點下降至79.5%，但是含水回升相對較快。而打孔方向與主流線夾角為45°時，含水率最低點下降至86.8%，但是含水回升相對較慢。因此打孔方向與油水井連線（主流線）方向夾角越大，能夠啟動含油麵積越小，採收率提高值也越低，含水率下降最低點越高，含水率曲線回升越緩。

三、打孔時機的確定

最佳打孔長度和打孔方向確定後，準備4塊三層非均質巖心，縱向上有效滲透率分別為500mD、1000mD、3000mD。按五點法進行布井，飽和油後水驅到含水98%，然後分別以注入瀝青顆粒調剖液後注水0PV、0.1PV、0.665PV和1.33PV的時機進行打孔開展實驗，最終再水驅至含水率98%，監測各階段注入壓力、含水率和採收率變化狀況，實驗結果如下。

表3 不同打孔時機下驅油實驗結果

從表3和圖8可以看出，打孔時機對驅油效果影響很大。打孔時機從注水0PV打孔推遲到注水1.33PV打孔，採收率提高值呈現先升高後降低的變化趨勢，從17.48%上升到18.37%後又降低到16.54%。綜上分析可知，最佳打孔時機為注入瀝青調剖液後注水0.1PV開始打孔。主要原因是打孔越早的話，壓力越高，雖然低滲層的啟動效果比較好，但是打孔後也更加容易發生水竄；而打孔越晚的話，壓力下降的越低，低滲層的啟動效果越不好。而注水0.1PV後打孔的話，壓力處在較高的水平，在儘量啟動低滲層的程度上又能有效的防止水竄。

從圖9和圖10可以看出，不同打孔時機下採收率特徵曲線和含水率特徵曲線差異較大，表明了需要對打孔時機進行優化。調剖後注水0.1PV打孔，最終採收率最高，主要是含水曲線呈現近似「U」型，低含水率開採維持的時間最長；調剖封堵和打孔協同效果最好，含水率曲線最低點越低。打孔越早，壓力越高，打孔後越容易發生水竄；打孔越晚，注入瀝青調剖液後水驅時間越長，進入中、高滲層的瀝青顆粒被衝刷出的數量越多，調剖作用越不明顯，同時壓力越低，打孔後啟動低滲層的剩餘油越少。

從圖9可以看出打孔長度、打孔方向一定條件下，打孔時機對含水率變化有重要影響。調剖後注水0.1PV打孔，最終採收率最高，主要是含水曲線呈現近似「U」型，低含水率開採維持的時間最長；同時調剖封堵和打孔協同效果最好，含水率曲線最低點越低。

由圖11可以看出，從注入瀝青調剖液開始到後水結束，壓力呈現出先急劇上升後下降，最終趨於平穩的變化特徵。開始注入調剖液後，壓力迅速上升，在注調剖液結束時，壓力升至最高值，此時打孔，容易發生水竄；調剖液注完後，壓力開始下降，但調剖後注水0.1PV時壓力仍然維持在一個較高的值，此時打孔，即可最大限度啟動低滲層，又能有效的防止水竄。

從圖12A、圖12B、圖12C、圖13A、圖13B、圖13C、圖14A、圖14B及圖14C可以看出3種不同打孔時機驅油過程中低滲層的含油飽和度分布情況：注水0PV打孔、注水0.1PV打孔和注水1.33PV時打孔，地層受衝刷程度不同。注水1.33PV後打孔低滲層受水衝刷明顯比注水0PV、0.1PV時嚴重，同理中、高滲層受衝刷現象差別更加明顯。打孔越晚，地層受衝刷時間越長，進入中、高滲層的瀝青顆粒被衝刷出的數量越多，調剖作用越不明顯，最終採收率越低；而由圖12A、圖12B、圖12C可以看出，打孔越早，壓力越高，打孔後越容易發生水竄。但調剖後注水0.1PV時壓力仍然維持在一個較高的值，此時打孔，即可最大限度啟動低滲層，又能有效的防止水竄。因此注入瀝青調剖液後注水0.1PV時打孔效果最好。

四、優化結果

通過開展水平打孔與調剖封堵組合工藝優化研究，得出以下幾點結論：

（1）瀝青調剖與打孔措施綜合作用增油降水效果明顯。一方面改善了吸水剖面，封堵了高滲層；另一方面降低了低滲層的啟動壓力梯度，增加了低滲層的動用程度；

（2）最佳打孔長度（從注入井打孔）為注採井距的1/4-1/3，在水驅基礎上提高採收率提高值超過15.33%，主要是因為合理打孔長度不僅能啟動低滲透層大量含油麵積，而且不會引起快速水竄；

（3）滲透率級差≥6時最佳打孔方向與主流線夾角為0°，在水驅基礎上提高採收率達到了16.33%；滲透率級差＜6時打孔方向與主流線夾角為45°；

（4）最佳打孔時機為注入調剖液後注水0.1PV時打孔，採收率提高值達到了18.37%，在最大程度上啟動低滲層的同時，又不會引起水竄。

下面通過現場試驗，說明本發明組合工藝的優越性

現場試驗選定在喇嘛甸油田10-302井區，試驗區塊共有水驅油水井82口，其中注水井24口，採油井58口，總面積2.9km2，地質儲量為3436.6×104t，孔隙體積2174.8×104m3。試驗區發育薩爾圖、葡萄花、高臺子三套油層，薩I組及薩II組局部油層發育氣頂。

確定試驗井2口，分別為喇11-F30和喇10-3026井，均採用瀝青調剖後進行水平打孔施工，試驗結果如表4。

喇11-F30是喇南中塊東部二次加密注水井，自上而下鑽遇薩爾圖、葡萄花油層。該井於1991年8月投產，射開層位為SII2+3～PI5+6，全井射開砂巖61.4m，有效43.3m，地層係數12.884μm2.m。投產初期日注水360m3，注入壓力14.0MPa。目前日注水240 m3，注入壓力12.1MPa。該井周圍有1口連通油井喇11-3036，注採井距300m。

喇10-3026井是喇南中塊東部一次加密注水井，自上而下鑽遇葡萄花、高臺子油層組。該井於1982年10月射孔投產，射開層位為PI5-3～GII4-5，全井射開砂巖42.3m，有效16.7m，地層係數2.785μm2.m。投產初期日注水183m3，注入壓力12.7MPa。目前日注水308m3，注入壓力13.8MPa。該井周圍有2口連通油井，分別為喇11-3036和喇10-301，注採井距300m。

表4 試驗井注入情況

中心受效採油井2口，分別為喇10-301和喇11-3036，試驗前詳細生產數據見表5。

表5中心採油井生產情況

在注入瀝青顆粒調剖劑30d後，採出端開始見效。統計區塊內的6口油井，其中見效井3口（喇11-303、喇10-301、喇11-3036），距離措施井較遠的邊角井未見效或者見效不明顯。

由圖16可以看出，以喇11-3036井為例，2013年12月開始見效，調剖後平均產油7.2t/d，含水96.1%，與調剖前相比增油2.1t/d，綜合含水下降1.2個百分點，2014年11月調剖見效結束，平均產油4.0t/d，含水97.5%。2014年12月開始打孔，打孔後平均產油6.9t/d，含水96.1%，與打孔前相比增油2.9t/d，綜合含水下降1.4個百分點。截至目前該井仍然有效，累計增油1650t。

調剖後表現產油上升，含水下降，說明調剖成功封堵了大孔道，使注入水產生繞流，使注入水由原來的沿高滲部位循環改變為驅替低滲層和剩餘油富集區域。隨著時間的延長，增油效果逐漸下降，含水也恢復至調剖前的水平。打孔後再次出現產油上升，含水下降的趨勢，說明在低滲透部位打孔後，為注入水提供驅替通道，有效降低低滲層的啟動壓力梯度，擴大水驅波及體積，更有效地驅替低滲透部位的剩餘油。兩項技術的結合，成功發揮了二者的協同效應，取得了理想效果。

由圖17所示：喇10-301井調剖後於2013年12月見效，2014年7月失效，有效期240d。有效期內平均產油9.0t/d，含水95.7%，與調剖前相比增油2.8t/d，綜合含水下降0.6個百分點。打孔後平均產油9.1t/d，含水94.5%，與打孔前相比增油3.0t/d，綜合含水下降2.2個百分點。該井由於供液不足於2015年3月欠載停機，停機前累計增油672t。後多次到現場落實情況，並與一礦結合，計劃對該井轉螺。

由圖18所示：喇11-303井調剖後於2013年12月見效，2014年9月失效，有效期300d。有效期內平均產油5.1t/d，含水95.0%，與調剖前相比增油1.2t/d，綜合含水下降0.4個百分點，累計增油360t。打孔後未見到明顯效果。

措施後3口見效井累計增油2682t。

現場試驗表明，水平打孔結合調剖封堵挖潛試驗的思路和方案是可行的，兩項技術的結合，成功發揮了二者的協同效應，增油效果顯著，階段投入產出比達到了1:2.52，適用於厚油層頂部和低滲透層位的剩餘油挖潛，具有較好的推廣應用前景。