利用水平井开发高含水主力油层的新方法Word格式文档下载.doc
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剩余油富集区
水平堵水井
选择性堵水剂
图1水平井注调剖剂堵水解决平面矛盾示意图
通过水平井组注堵水济和其一侧全改为水井、另一侧全改为油井后，原注水道将被选择性堵水剂堵塞，注入水就被迫按图1箭头所示方向流动，其流动结果是将富集区的剩余油冲到采油井处，从而实现堵水采油的目的，其效果达到了解决平面矛盾的目的。
2、同层内纵向矛盾的解决。
由于同层内纵向矛盾作用的结果，使剩余油在纵向上多集中在厚油层顶部。
为解决这个矛盾，可使水平段在纵向上位于厚油层底部，注入调剖剂后封堵底部注水通道来开采顶部剩余油，如图2所示。
厚油层底部注水通道被封堵后，水流被迫向顶部剩余油处冲刷，将顶部剩余油冲到采油井处，其效果达到了解决层内纵向矛盾的目的。
采油井
注水井
水平段注入堵水剂
顶部剩余油
冲刷区
死水区
图2水平井注堵水剂解决层内纵向矛盾示意图
3、层间矛盾的解决。
油藏一般是由薄厚不一的多层油层组成，由于各油层间存在渗透率的差异（即层间矛盾），致使水流沿高渗层流动，而低渗层石油无法开采。
水平井只在垂直方向上射孔后进行压裂，裂缝开裂方向不再受上部覆盖层重力的影响，只向上或向下开裂，可同时压裂多个油层或夹层，这一点在理论和实践上均得到了验证。
因此，我们可先对水平井进行垂直射孔和压裂，然后通过垂直裂缝注入选择性堵水剂，堵水剂必然沿垂直裂缝优先进入高渗透层（垂直裂缝注堵水剂类似于垂直井注调剖剂），如图3所示。
高渗层被封堵后，再通过垂直井的注水和采油，就可开采低渗层剩余油，其效果达到了解决层间矛盾的目的，此时可恢复油田早期笼统注采的开采方式。
石油
调剖剂
注堵水剂
隔层
垂直裂缝
水平段
图3水平井压裂多油层后注堵水剂解决层间矛盾示意图横断面图
综上所述，通过油层中合理位置处的水平井注堵水剂阻断注水通道和大孔道，再结合垂直井的注采系统调整，相互构成协调配合的统一整体，就可彻底解决高含水油藏的三大矛盾，使注水水流在整个油藏空间内发生彻底改变，由沿大孔道和高渗层流动改变为沿剩余油富集区和低渗层流动，并将剩余油推到采油井处，实现水找油的目的，其效果达到了水平井在高含水油层内只采油不采水的目的，也正是由于该方法能够解决三大矛盾，可使水平井在高含水厚油层得到推广。
三、水平堵水井组钻井、射孔及调剖时应注意的问题
1、水平调剖堵水井应进行选择性射孔或选择性压裂。
水平井穿梭于厚油层，必然要同时穿越高水淹区和剩余油富集区。
我们通过水平井注选择性堵水剂的目的是封堵注水通道和大孔道，在剩余油富集区就没有必要注入大量的调剖剂。
因此，在剩余油富集区水平段要少射孔，高水淹区水平段要多射孔，以改善堵水剂的选择性。
2、调剖剂注入量必须达到封堵强度的要求。
从理论上讲，水平段注入半径为5m的堵水剂后，就可封堵10m厚油层的注水通道。
但为了达到足够的封堵强度，使调剖剂不被水流冲走，调剖剂注入的左右宽度应加大，且注入宽度越大，调剖剂的有效期也会增加，剩余油受控制的范围和采收率也会随着升高。
3、各水平井水平段钻进方向应该互相相反。
通过水平井组调剖堵水后，原难以受到冲刷的剩余油将被冲出，这些油被采出后，水平井组可以改为水平注采井组，用于注采三元等项新技术。
但在水平井采油过程中，由于水平井水平段管壁对产出液的磨擦，必然使液体在水平段流动过程中产生压力降，由于压力降的作用，产生了水平段起点和终点间产液能力的差异，水平段越长，这种差异越大，当水平段长度超过一定临界值后，会使水平段终端处不产液，而水平段起点处（即根部）则极易见水，这个缺点是限制水平井水平段长度的一个重要原因。
利用水平注采井组技术完全可以克服上述缺点。
为了克服这种缺点，水平注水井和水平采油井水平段必须从相反的两个方向钻进，如图4所示。
水平注水井
水平采油井
低压区高压区
图4水平井组克服水平段压力梯度措施示意图
通过图4可以看出，水平注水井起点处（即水平段根部）压力最大，而与其对应的是水平采油井的终点（即水平段指端），在高压力作用下，增强了采出井水平段指端的产液能力（使水平采油井指端位于高压区）。
与水平采油井起点（水平段根部）处相对应的是水平注水井的终点（指端），注入压力最低，在低压力作用下，降低了采出井水平段根部的产液能力（使水平采油井的根部位于低压区）。
这也就是通过水平采油井水平段外部压力降来平衡水平段内的压力降,通过这种平衡，可以使水平采出井各水平段的产液能力接近相同，使水平注入井各水平段吸液能力接近相同。
4、调剖剂注入过程中可将水平井作为注入井进行管理。
水平井注堵水剂的量较大，长1000米水平段要注入堵水剂数万立方米，需较长的注入时间。
在注堵水剂的过程中，为使堵水剂正常挤注，其两侧的井必须同时采液，水平井可按水平注入井管理，其两侧垂直生产井的产油量（约数千方）就可收回水平堵水井的投资，这也是优于其它方法的一个重要特点（即产能建设过程也是生产过程）。
四、水平井注堵水剂解决三大矛盾的方法与现有技术的对比分析
1、与水平井直接采顶部剩余油的对比分析。
目前，我们常用水平井开采顶部剩余油。
水平井调剖堵水与该方法相比，可大幅度提高采收率，表现在：
（1）在油层纵向上，顶部剩余油采收率高。
经过一段时间的开采，直接开采顶部剩余油的水平井很快会被顶部剩余油内形成的大孔道和厚油层底部水淹没。
因此，水平井直接开采顶部剩余油的左右宽度有限，顶部剩余油采收率不高。
假设水平井直接开采顶部剩余油左右宽度为b，水平调剖堵水井注入调剖剂左右宽度为B，则水平调剖堵水开采的顶部剩余油的左右宽度应为B+b，其顶部剩余油采收率远高于水平井直接开采方式，如图5和图6所示。
（2）在高含水油层平面上，水平井调剖堵水可开采滞留区等剩余油（即通过解决平面矛盾使油层平面上不留死角），如图1所示。
由于水平井直接采油极易被水淹，因此，水平井无法直接开采这部分剩余油。
（3）水平井压裂后注堵水剂，可有选择性地封堵高水淹层，并通过垂直井的注、采将低水淹层的油采出（即解决层间矛盾）。
而水平井压裂后采油，优先进入水平井的是高水淹层的水，低水淹层的油却难于进入水平井。
因此，层间矛盾对水平井压裂后直接采油产生不利影响，是无法解决层间矛盾的。
（4）水平井直接采油对水平段的钻进轨迹精度有严格的要求，稍有偏差，就易钻入高水淹区，而造成废井，或水平段钻入隔层，造成水平段的丢失。
而水平井注堵水剂则对水平段钻进轨迹精度要求不很严格，不容易失败。
（5）本方法可使水平井在高含水厚油层推广，而高含水油层对水平井直接采油来说，还是禁区。
250m
水平调剖堵水井
B
b/2
水平井水平段注入堵水剂
水平井直接采油
底水
b
图6水平井直接开采顶部剩余油
图5水平调剖堵水井封堵底部注水道开采顶部剩余油
2、与深度调剖的对比分析。
深度调剖主要是想要封堵远离注水井一定深度内油层的大孔道，来缓解三大矛盾，但该方法不能彻底解决三大矛盾。
从实际应用看，调剖深度总是受到限制。
以250m间距的五点法基础井网为例，调剖深度仅能达到80m左右，超过这个深度后，再增加调剖剂注入量，则增油效果不再增加，而剩余油多分布在80m以外的区域，如图1所示阴影部位，深度调剖无法达到最佳堵水位置。
另外，深度调剖堵塞大孔道后，注入水流在油层平面上并不能彻底改变流动方向，只是在大孔道附近重新开辟一条通道（只是绕过调剖剂），只是扩大了波及体积，原剩余油富集的滞留区仍为滞留区，深度调剖不能彻底解决三大矛盾是其无法大幅度提高采收率的根本原因。
本方法能够在最理想位置处实施封堵（即实现在最佳位置处的液流转向），这一点是深度调剖无法比拟的。
如图1和图2所示，在五点法中，调剖剂封堵位置正是剩余油最多的位置（实现了用最少的堵水剂控制最多剩余油的目的）。
因此，在注入相同量堵水剂的前提下，用水平井注入堵水剂控制的剩余油要远多于深度调剖控制的剩余油。
另外，水平井调剖堵水后，再结合垂直井注采系统调整，可使注水流动方向改变45°
，直接冲刷剩余油富集区，使剩余油富集区块变为注水通道（即变为主流水线），彻底消除垂直井注采过程中产生的滞留区（即不留死角），这是大幅度提高剩余油采收率的根本所在，如图1所示。
3、与加密井、小井距及注采系统调整相比。
目前，为了提高油田采收率，通过小井距、井网加密等方法调整地下注采关系，试图改变注水流动方向。
但这种方法并没有真正封堵注水通道及大孔道，相当一部分注入水仍沿大孔道流动，致使采收率提高不理想。
而且由于大规模的地面建设和井网加密，使油田环境千疮百孔，建设投资及生产成本也随之上升，这种采油方法属于破坏性开采，是以牺牲环境和提高成本为代价的。
与小井距和井网加密相反，本方法在大幅度提高采收率和降低生产成本的同时，是把建设投资用在地下，地面建设规模（即井网密度及配套设施）要大幅度下降，减少了对油田环境的破坏，该方法属于绿色环保型采油法。
目前，大庆油田主力层进入特高含水期，井间距达到125m。
如果仍延用传统井网加密的办法提高采收率是行不通的，首先井间距过小，则井间矛盾或者说井间干扰就加大，使垂直井网加密不再可能；
另外，过密的井网需要过密的管道及电力线路相配合，使整体地面设施纷繁复杂。
水平井注调剖剂堵水则可同时解决井间矛盾和地面配套设施过密的两项矛盾，是未来高含水主力油层进一步提高采油率的有效方法。
4、与聚合物驱油相比。
聚合物驱油是通过增加注入液粘度来扩大其在油层中的波及体积，但大孔道仍要消耗大量驱替液，使该方法只能是缓解石油开采过程中的三大矛盾，并没有彻底解决三大矛盾。
因水平井调剖堵水能彻底解决三大矛盾，使其与聚合物驱油相比有更多的优点：
（1）采收率高。
聚合物驱油最终会在滞留区内有留有剩余油。
而水平调剖堵水井组注入堵水剂并结合垂直井注采系统调整后，使注入水改变流动方向，直接冲刷剩余油，彻底消除原油滞留区，对剩余油冲刷的更彻底。
也就是说该方法可使水驱和聚驱冲刷不到的区域受到直接冲刷，实现水找油的目的。
（2）基建投资低。
为满足注聚需要，在地上建设了庞大的设施，这些设施包括助剂厂、聚合物配制站、注聚站、注聚井、电力设施、各类管道、道路、含聚污水处理站等，使百万吨产能建设投资居高不下。
而水平调剖堵水井与聚驱相比，只是钻水平井与注堵水剂、垂直井注采系统调整，井网密度及地面配套设施要大大减少。
以在垂直井排间距为250m的五点法为例，每4口水平段长1000m的水平堵水井就可控制1平方公里的剩余油，而且在水平井注入堵水剂的过程中，其两侧生产井的产油量就可收回水平井堵水的投资（即建设过程也是生产过程），这也是优于聚驱的一个重要特点。
（3）生产成本低。
为满足注聚需要，要消耗大量清水、电力、聚合物干粉，并增加了采出液处理难度。
而水平调剖井只需要注堵水剂，堵完后，原注水通道被完全封死，因此注入水量要大大减少，产液含水将大幅度下降，产油量上升，生产成本不仅不会上升，还要下降。
（4）最终结果好。
聚驱后，除地下滞留区的油没采完和地面留的大量“建筑垃圾”外，没有给更新的技术留下太多有用的东西。
而水平调剖堵水井除调剖剂失效是个损失外，它还给新技术留下了水平井，这些水平井为开采附着在砂岩体的残余油提供了物质基础，即通过水平井组注三元等可更进一步开采附着在砂岩体上的残余油。
（5）适用范围广。
在不适于聚驱的低渗透油层，可以试用这种方法。
聚驱溶液要在低渗油层中走几百米，很容易堵井，而水平井只需注几米半径的堵水剂就可封堵注水通道，在低渗油层中用水平段注几米半径的堵水剂是很容易实现的。
五、结束语
目前，为了调整水平井水平段产、注液剖面，已有部分水平井注调剖剂的实例，但仍没有跳出水平井直接采油的圈子，无法使水平井在高含水油层获得广泛应用。
但这些实例表明，用水平井注堵水剂在现有技术条件下是可以实现的，只需再将注调剖剂的水平井与其两侧的垂直井构成相互协调配合的统一整体，就可实现液流在最佳位置处的转向，使驱替液只冲刷剩余油，从而大幅度地提高采收率。
目前可在地下呈空间曲线钻进的阶梯水平井技术和分枝水平井日益成熟，地下剩余油描述越来越精确。
我们对这些新的水平井进行选择性射孔和压裂，并注入选择性堵水剂，可在千米之下的油层内更为彻底地封堵注水通道和大孔道，再结合垂直井的注采系统调整，可使油层内每个角落受到彻底冲刷，可使油田采收率接近100%。
水平井压裂缝填充覆膜砂建立透油阻水筛的采油方法
摘要：
大庆、胜利等油田经过多年开发，采出液含水高达94%，但地下仍有50%以上的原油无法开采。
为了控制产液含水上升，通过砂覆膜技术，使普通砂具有增强水表面张力并破坏油表面张力的功能（即亲油憎水功能），从而使具有透油阻水功能的孚盛砂应运而生。
但目前只是沿用传统技术，该覆膜砂被直接用作油井压裂缝的支撑剂，采油过程中油层和井筒内的巨大压力差，使大量水透过孚盛砂缝隙被压入井筒并挤占油的流动空间，使其透油阻水功能荡然无存，产液含水仍居高不下；
另外由于井筒附近压力梯度大而剩余油少，使放置在该区域的孚盛砂对远离油井的剩余油富集区作用小，不能提高油田最终采收率，其结果是只能加快井筒附近的采油速度。
水平井技术虽然已是成熟的技术，但仅局限于直接采油，由于水平井怕水的缺点，使其不能在高含水主力油层获得应用。
为避免该覆膜砂和水平井应用中存在的问题，设想出水平井垂向压裂缝填注覆膜砂建立透油阻水筛的采油方法。
该采油方法同时避免了孚盛砂和水平井各自的弱点，发扬了其各自的优点，可使其在高含水主力油层获得广泛应用。
一、具有透油阻水功能的孚盛砂直接用作裂缝支撑剂存在的不足
按目前传统方法，孚盛砂直接用作油井压裂缝的支撑剂，被放置在油井高压力梯度（即冲刷强度高）、高含水区内，使其透油阻水功能几乎荡然无存，使其应用效果远未达到最佳状态。
这可通过油井底部驱替压力差、压裂缝与剩余油在油层的分布形式两方法进行预测。
1、通过驱替压力预测。
这可从下表试验记录中得到预测，在下表的油水混驱一栏中，当驱替压力从0.025MPa增加到0.048MPa后，过滤后液中油水体积比由6：
4变化为5.8：
4.2。
这一变化说明，随着驱替压力的升高，过滤后液中含水在上升，孚盛砂的选择性在降低。
表15：
5油水混驱透过孚盛砂试验数据
驱替液
流速（mL/min）
驱替压力（Mpa）
滤后油水比例
水
5
0.033
/
10
0.052
油水同驱
0.025
油水体积比6：
4
0.048
油水体积比5.8：
4.2
油
0.11
0.023
在油井实际生产过程中，抽油机上抽过程中油水混合液要在0.5MPa以上的压力下进入油井，这个压力是试验压力的10倍。
在如此高的压力下，进入井筒内部混合液的油水比例与井筒外部油水混合液的油水比例是相差无几的，使孚盛砂选择性荡然无存，需要全新的使用方法来改变这种状况。
2、根据压裂缝与剩余油在油层的分布形式预测。
在油层中，剩余油主要富集的压力梯度最小的区域内，一般在油水井中间和分流水线上。
而在压力梯度大的区域内，因水流冲刷强度大，剩余油就最少、含水最高，一般在油水井筒附近区域。
因最靠近井筒部位与井筒内部之间的压力梯度最大，所以大部分油井产液是透过最靠井筒部位的一小段孚盛砂（即压裂缝根部的孚盛砂）进入井筒，这部分产液含水高（主力油层高达94%），它的进入挤占了远离井筒的剩余油富集区液体进入油井的空间（也就是井筒附近高含水混合液优先于远离井筒高含油混合液进入井筒），如下图1所示。
难于进入油井的裂缝端部石油（也是石油最富集的区域）
压力梯度最大的区域
（也是贫油区）
压力梯度最大的区域（也是贫油区）
高含水混合液透过裂缝根部进入油井
图1孚盛砂压裂缝无法开采剩余油富集区石油示意图
这样的结果只能是用孚盛砂作支撑剂开采的多为井筒附近的高含水液体，而裂缝端部的剩余油富集区内石油受效甚微。
因此，用该传统方法提高油层的最终采收率难度很大，只能是提高采油速度，迫切需要全新的应用方法来提高孚盛砂的应用效果。
按照《孙子兵法》，只有知道自己的优点和缺点，又知道敌方强弱虚实，按照避实击虚的作战原则，以己之长克敌之短，才能百战不殆。
据此原理，孚盛砂应该避开井筒附近压力梯度大且剩余油少的区域，转而应该去攻击压力梯度小且剩余油多的区域，只有通过这种避实击虚的方法，才能充分发挥孚盛砂低压下严格的选择性优点，克服其高压漏水的缺点，将剩余油富集区内的石油全部采出。
为此设想出了用孚盛砂建立透油阻水筛的采油方法。
二、透油阻水筛采油方法简介
油田采用注水开发后，其采油方式是通过注水井注入的水（或聚合物水溶液、三元注入液等）来驱动原油进入采油井。
但随着原油的采出，在采出原油的位置处形成了大量的走水通道，注入水沿着这些通道进入采油井，使油田采出液中的含水迅速上升、含油下降。
目前综合含水已高达94%，但地下仍有50%以上的原油无法采出。
为了截断注入水在油层中的流动、增强油的流动性，降低出水量、增加出油量，我们可以在注水井和采油井中间的水平井垂向压裂缝内，用孚盛砂作支撑剂在油层中建立一道“透油阻水筛”来过滤油水混合物，使原油透过筛子流向油井，而水被阻挡在筛子的另一侧。
该透油阻水筛将原油开采区分隔成注水区和采油区，如图2所示的单一油层内建立的透油阻水筛及生产过程横断面图，图3为多小油层内建立的透油阻水筛及生产过程横断面图，此时可恢复油田早期笼统注采的开采方式。
水平井垂直段
注水区
采油区
水平段垂直射孔压裂后形成垂向裂缝面，缝内注入孚盛砂后建立的透油阻水筛（位于压力梯度最小区域内）。
水平井水平段
剩余油
被水挤过筛子的剩余油
注入水把油挤过筛面
图2单一主力油层内建立透油阻水筛及生产过程横断面图
被水挤过筛面的剩余油
把油挤过筛面的水
位于压力梯度最小区域内的透油阻水筛
图3多油层内建立透油阻水筛及生产过程横断面图
三、透油阻水筛堵水效果预测
孚盛砂的性能和驱替压力（或液体通过的流量）决定了透油阻水筛的堵水效果。
根据室内演示试验，水在驱替压力极低时是无法透过孚盛砂的，但随着驱替压力的升高，水分也会透过孚盛砂的缝隙。
而按本方法设计的透油阻水筛两侧压力差是极低的，其估算过程如下：
按油水井间距200米、油水井间压力差为5Mpa计算，则厚度为1cm的筛面两侧压力差为（1÷
20000）×
5=0.00025Mpa，其压力差仅相当于2.5cm高水柱压力，根据室内物理模拟试验，水分在这样低的压力下是无法透过孚盛砂的，即达到滴水不漏的效果。
与此相反，孚盛砂直接用作垂直井裂缝支撑剂时，其承受的液流压力差超过0.5MPa，如此大的压力差，又在含水量最高的区域，使其透油阻水功能已不太明显。
另外，我们也可模拟实际生产情况，根据透过筛面液体的流量来判断其阻水效果。
按水平段长1000米的水平井在厚10米的油层中建立了油水过滤筛计算，其过滤面积为10000m2；
其注水区侧有5口注水井，每口井每天注水量为60m3；
则每天有5×
60÷
2=150m3的液体透过10000m2的筛面，其透过筛面的平均厚度仅为150÷
10000=0.015m，即每天透过孚盛砂的液体厚度仅有1.5cm。
根据室内演示试验，如此低的液体流量只能是原油，不可能是水，所以用孚盛砂建立的透油阻水筛可使堵水效率达到100%，即达到滴水不漏的效果。
同样的估算可知，孚盛砂直接用于垂直油井压裂支撑剂时，每天透过1平方米孚盛砂的液体流量高达90m，是过滤筛流量的6000倍。
在如此高流量的冲刷下，又在最高含水区域内，使其透油阻水功能已不太明显。
四、如何在油层中建立透油阻水筛
透油阻水筛在油层中的展布形状完全受水平井压裂缝的控制。
为使筛子在油层中呈垂直于水流方向的铅垂面且使裂缝尽可能地加宽，水平井水平段须进行垂向密集
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