致密油底水油藏水平井開(kāi)發(fā)及管理實(shí)踐

徐旭龍，王繹寧，熊 軍，閆一峰，王訓(xùn)明，周石港，宋 劍，王仕琛，汪年宏

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏 銀川 750006；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采氣廠，陜西 榆林 719000；4.中國(guó)石油大學(xué)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249）

安塞油田位于陜西省延安市境內(nèi)，屬世界典型的“井井有油、井井不流”的特低滲透油田，俗稱“磨刀石”油田。油田主要含油層系為侏羅系延安組延9 及三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2、長(zhǎng)3、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8 和長(zhǎng)10，開(kāi)發(fā)油藏38 個(gè)。自1983年勘探開(kāi)發(fā)建設(shè)以來(lái)歷經(jīng)40年，年產(chǎn)原油于1997年突破100 萬(wàn)噸，2004年實(shí)現(xiàn)200 萬(wàn)噸，2010年跨越300 萬(wàn)噸，截至目前，累計(jì)生產(chǎn)原油6 000 多萬(wàn)噸，為保障國(guó)家能源安全和延安地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展做出了巨大貢獻(xiàn)。

油田開(kāi)發(fā)面臨的形勢(shì)：剩余儲(chǔ)量不足且動(dòng)用難度大，區(qū)塊小而分散，新增資源品質(zhì)變差，開(kāi)發(fā)對(duì)象由低滲透、超低滲、致密油向低品位、復(fù)雜性儲(chǔ)層轉(zhuǎn)移；主力區(qū)塊進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段，平面、剖面矛盾突出，自然遞減增大，常規(guī)注采調(diào)控作用有限，現(xiàn)有工藝技術(shù)增產(chǎn)提效難度加大。

安塞油田步入高質(zhì)量發(fā)展關(guān)鍵時(shí)期，面對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用殆盡、滾動(dòng)擴(kuò)邊及深層勘探難度大、后備資源匱乏等勘探形勢(shì)日益嚴(yán)峻的問(wèn)題，以及“安塞下面找安塞”存在的地質(zhì)認(rèn)識(shí)、改造參數(shù)優(yōu)化、工藝經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)等瓶頸問(wèn)題。近年來(lái)安塞油田加大陜北地區(qū)長(zhǎng)9、長(zhǎng)10及紙坊組新層系勘探潛力評(píng)價(jià)和長(zhǎng)7、長(zhǎng)8 提質(zhì)增效的技術(shù)攻關(guān)工作，把陜北老區(qū)長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的資源需求作為勘探工作的重點(diǎn)。重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系，辯證看待勘探思路、技術(shù)手段存在的差距，不斷深化地下油氣分布規(guī)律認(rèn)識(shí)，“重翻老資料、重上老區(qū)、重上露頭”，橫向到邊，縱向到底，傳統(tǒng)開(kāi)發(fā)油層下面取得新發(fā)現(xiàn)。突出高產(chǎn)層系針對(duì)性部署和成熟區(qū)老井再認(rèn)識(shí)，確保“十四五”期間新增儲(chǔ)量1.5 億噸。

近年來(lái)水平井、大斜度井大規(guī)模體積壓裂等先進(jìn)工藝技術(shù)已在安塞油田超低滲部分區(qū)塊試驗(yàn)取得較好效果。水平井的高效開(kāi)發(fā)，從地質(zhì)情況、油水關(guān)系、應(yīng)力剖面、鉆遇條件、溫度物性等方面明確設(shè)計(jì)思路；從精細(xì)分級(jí)布縫、低黏控制縫高、纖維輔助攜砂等方面優(yōu)化改造工藝，全年跟蹤試采數(shù)據(jù)，結(jié)合壓裂曲線分析，不斷優(yōu)化和完善新實(shí)施水平井設(shè)計(jì)方案。老井挖潛以提高裂縫橫向有效支撐為主，在充分掌握前期試油、投產(chǎn)及井網(wǎng)開(kāi)采條件下，開(kāi)展蓄能壓裂、定點(diǎn)多簇立體壓裂、暫堵壓裂等工藝技術(shù)。針對(duì)儲(chǔ)層致密、厚度薄，以控制裂縫高度、提高橫向裂縫長(zhǎng)度為目的，采用集中射孔、混合水體積壓裂技術(shù)，配套纖維攜砂壓裂液、小粒徑支撐劑等技術(shù)，提高有效支撐縫長(zhǎng)，提升改造效果。

1 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 儲(chǔ)層特征及開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

1.1 基本地質(zhì)概況

沿19 井區(qū)長(zhǎng)8 主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體，埋深淺，儲(chǔ)層致密。目的層長(zhǎng)81砂層主要分布在沉積旋回中上部，呈北東-南西向展布，砂體多為旋回疊加發(fā)育，上傾方向砂體分叉變薄，形成較好的巖性致密遮擋；砂體相對(duì)較薄，一般厚度5～10 m，儲(chǔ)層致密主要受壓實(shí)和膠結(jié)作用影響[1]。其砂體結(jié)構(gòu)以厚砂與薄砂、泥互層型為主，砂體規(guī)模較大廣泛分布于全區(qū)。儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，僅在物性好局部成藏，各小層儲(chǔ)層含油厚度呈塊狀分散分布，反映出準(zhǔn)連續(xù)油藏分布特征[2]。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

儲(chǔ)層巖石類型主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖；砂巖填隙物成分主要有綠泥石、水云母、方解石、濁沸石、硅質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)、高嶺石等；粒度范圍主要在細(xì)-中粒、極細(xì)-細(xì)粒、中粒之間；砂巖孔隙以粒間孔為主要孔隙類型，次為長(zhǎng)石溶孔；砂巖孔隙度為1.3%～18.6%，平均11.8%，滲透率為0.01×10-3μm2～2.60×10-3μm2，平均為0.32×10-3μm2，屬致密滲透層[3]。

1.3 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

沿19 井區(qū)于2012年發(fā)現(xiàn)，至2019年已完鉆探評(píng)井10 口，其中8 口直井，2 口定向井；對(duì)前期完井的7口井長(zhǎng)81層試油日產(chǎn)油6.08 t，日產(chǎn)水8.25 m3；選擇試油結(jié)果較好的6 口井進(jìn)行試采，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油0.43 t，含水率74.4%，目前6 口井均因高含水率關(guān)井。

沿19 井區(qū)10 口探評(píng)井平均油層厚度10.3 m，油層薄，平均滲透率0.76 mD，平均孔隙度10.83%，物性相對(duì)較差；小規(guī)模壓裂，儲(chǔ)層改造程度小，單井產(chǎn)量低，提高改造規(guī)模易出水，試油成功率較低，試采后靠自然能量開(kāi)采，油井產(chǎn)量遞減快，底水錐進(jìn)，油井高含水率關(guān)井。

2 致密油底水油藏水平井體積壓裂實(shí)踐

底水油藏開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)是抑制水錐或控制底水錐進(jìn)，最大程度地延長(zhǎng)油井無(wú)水采油期和控制底水均勻驅(qū)替。開(kāi)發(fā)策略主要是選擇射孔位置、優(yōu)化射孔方式、控制打開(kāi)程度與控制生產(chǎn)壓差。采用初期水平井開(kāi)發(fā)底水油層，中后期加密井調(diào)整等技術(shù)方案[4]。

沿19 井區(qū)受天然裂縫及底水等因素影響，直井小型壓裂單井產(chǎn)量低、含水率高，試油效果較差。以水平井體積壓裂為突破口，2019-2021年在沿19 井區(qū)開(kāi)展了水平井提高單井產(chǎn)量攻關(guān)試驗(yàn)，在該井區(qū)實(shí)施了4口預(yù)探水平井（沿19H1、沿19H2、沿平19-3、沿平19-4）。

2.1 井身軌跡對(duì)比

從4 口井井身軌跡看出，沿19H1、沿19H2、沿平19-3 井井身軌跡趨于西北-東南走向，而沿平19-4 井呈西南走向，方向上的差異反映出油層物性非均質(zhì)性差異。

2.2 鉆井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)對(duì)比

從鉆井?dāng)?shù)據(jù)（表1）上看出沿平19-4 井井深、水平段長(zhǎng)、油層長(zhǎng)度及鉆遇率均不及其他3 口井。

表1 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 水平井鉆井?dāng)?shù)據(jù)表

2.3 油層物性對(duì)比

從4 口井油層物性（表2）來(lái)看沿平19-4 井平均油層厚度、滲透率、含油飽和度均最小，說(shuō)明該井油層物性較差。

表2 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 水平井油層數(shù)據(jù)表

2.4 儲(chǔ)層改造參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 壓裂支撐劑的選用及使用比例 壓裂支撐劑目數(shù)越大，說(shuō)明物料粒度越細(xì)，導(dǎo)流能力差；目數(shù)越小，說(shuō)明物料粒度越大，導(dǎo)流能力強(qiáng)。覆膜陶粒具有低密度、高強(qiáng)度、耐腐蝕、導(dǎo)流能力強(qiáng)等特點(diǎn)，但長(zhǎng)期受地層流體沖刷導(dǎo)致覆膜破裂陶粒已破碎；目數(shù)小的覆膜陶粒單位面積顆粒數(shù)量沒(méi)有目數(shù)大的多, 因而在同等地層壓力條件下承受壓力大，易破裂。石英砂具有堅(jiān)硬、耐磨、化學(xué)性能穩(wěn)定等特點(diǎn)。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用效果情況（表3），對(duì)支撐劑進(jìn)行優(yōu)化選擇，提高有效支撐縫長(zhǎng)和導(dǎo)流能力。

表3 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 水平井支撐劑數(shù)據(jù)表

2.4.2 噴射點(diǎn)（射孔段）位置和分段優(yōu)化 該井區(qū)所處區(qū)域水平井采用準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)方式，井距300～400 m，選擇噴射點(diǎn)（射孔段）對(duì)應(yīng)的油層厚度大，物性相對(duì)較好的位置；為控制縫高避免溝通底水機(jī)率，采用噴砂射孔及定向射孔技術(shù)進(jìn)行射孔。

水力噴砂射孔適用于特低滲致密油藏薄油層，降低井底滲流阻力，壓裂前期預(yù)處理來(lái)降低地層破裂壓力，有一定的壓裂效應(yīng)和造縫功能，提高油層滲流面積，減少對(duì)油層的污染和傷害。射孔平均最高壓力46.5 MPa，壓裂平均地層破裂壓力37.7 MPa，控制相對(duì)改造程度見(jiàn)表4[5]。

長(zhǎng)8 致密砂巖儲(chǔ)層裂縫較發(fā)育（裂縫線密度為1.1條/米），只有射孔孔眼與儲(chǔ)層裂縫相連才能獲得高產(chǎn)油氣，定向射孔能夠提供方位一致的射孔孔眼，水平井定向射孔一般采用低平方向，即水平兩側(cè)，根據(jù)井眼軌跡在油層中的部位進(jìn)行調(diào)整，目的使射孔后沿孔眼展開(kāi)的裂縫始終在油層中延伸，以防頂部落砂垮塌和底水突進(jìn)。對(duì)于邊水油層為防止水淹速度過(guò)快，避免180度方向射孔。定向射孔技術(shù)在一定程度上提高了油井的采油強(qiáng)度，在水力壓裂時(shí)，降低了地面施工壓力，提高了水力壓裂的效果[6]。

從表4 可以看出在底水油層中裂縫間距逐漸擴(kuò)大，裂縫半縫長(zhǎng)在縮小。

表4 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 水平井噴射點(diǎn)（射孔段）數(shù)據(jù)表

2.4.3 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化 針對(duì)該井區(qū)油藏儲(chǔ)層滲透率低、孔隙度小、埋深淺、底水較發(fā)育、油水關(guān)系復(fù)雜等特性，通過(guò)控制施工排量，減少施工規(guī)模的技術(shù)手段實(shí)現(xiàn)裂縫高度控制達(dá)到避水效果；采用連續(xù)油管對(duì)改造層位逐段噴砂射孔，油套環(huán)空混注的分層壓裂工藝（定向射孔+雙封單卡分段壓裂工藝），控制改造規(guī)模，避免縱向裂縫過(guò)度延伸。

（1）水力噴射壓裂技術(shù)：水力噴射壓裂技術(shù)實(shí)現(xiàn)了射孔、壓裂工藝一體化。首先通過(guò)油管進(jìn)行水力噴砂射孔，將動(dòng)能轉(zhuǎn)換為壓能，在地層中形成噴孔，當(dāng)壓能達(dá)到一定值時(shí)，噴孔不斷擴(kuò)大，地層近井地帶產(chǎn)生微裂縫，同時(shí)通過(guò)環(huán)空擠壓使產(chǎn)生的微裂縫延伸，實(shí)現(xiàn)水力射孔壓裂。

一趟管柱可進(jìn)行多段壓裂，施工周期短，有利于降低儲(chǔ)層傷害；工藝具有降破壓功能，儲(chǔ)層易壓開(kāi)。

特點(diǎn)：①水力噴射可實(shí)現(xiàn)增壓，噴射速度越大，射流增壓越大；②隨排量增大，射孔深度明顯增加，其他條件相同時(shí)，圍壓增加，射孔深度減小；③噴射速度越大，穿孔時(shí)間越短[7]。

（2）雙封單卡分段壓裂技術(shù)：針對(duì)儲(chǔ)層多而薄，層間物性差異大，井眼軌跡復(fù)雜，起下管柱困難等特點(diǎn)，采用雙封單卡分段壓裂，將待壓裂改造層段一次性分段射孔，壓裂管柱由雙封隔器中間夾導(dǎo)壓噴砂器構(gòu)成，在壓裂過(guò)程中利用導(dǎo)壓噴砂器的節(jié)流壓差使封隔器座封，壓裂液通過(guò)噴砂器進(jìn)入地層，完成目的層壓裂，通過(guò)壓裂一層上提一次管柱完成多段壓裂。特點(diǎn)：①針對(duì)性強(qiáng)：雙封單卡目的層，施工中可根據(jù)出液情況判斷封隔器與套管外密封性，保證壓裂的有效性和針對(duì)性，可控制各層段處理規(guī)模；②效率高：一趟管柱多層壓裂，節(jié)省時(shí)間，降低作業(yè)強(qiáng)度；③工藝管柱具有反洗功能，可實(shí)現(xiàn)高砂比，低替擠壓裂施工，能顯著提高造縫質(zhì)量和壓裂效果[8]。

（3）壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化：該井區(qū)儲(chǔ)層最小水平應(yīng)力在18～23 MPa，隔層最小水平應(yīng)力在25～28 MPa，儲(chǔ)隔應(yīng)力差2～5 MPa，遮擋條件一般。施工液量與排量進(jìn)行規(guī)劃和控制，整體以低黏液體造縫，低黏結(jié)合高黏液體攜砂，用中小排量施工（1.8～2.5 m3/min）（表5）。

表5 沿19 井區(qū)長(zhǎng)81 水平井壓裂數(shù)據(jù)表

（4）水平井體積壓裂：從壓裂數(shù)據(jù)總體來(lái)看水平段油層長(zhǎng)度越長(zhǎng)，壓裂規(guī)模相對(duì)較大；但從個(gè)體井分析來(lái)看沿平19-4 井水平段油層414.36 m，從加砂量、砂比及排量上均高于其他3 口井，說(shuō)明該井壓裂規(guī)模較大；從壓裂方式上說(shuō)這兩種壓裂方式都適用底水致密油藏開(kāi)發(fā)，水力噴砂射孔分段壓裂破裂壓力相較定向射孔雙封單卡分段壓裂較高，工作壓力較低，降低了現(xiàn)場(chǎng)安全風(fēng)險(xiǎn)；對(duì)于特殊油藏（邊底水、薄油層、隔夾層等）在油層破裂前提下適當(dāng)降低施工排量，以防改造規(guī)模大，壓穿油層及隔層，油井見(jiàn)水快。

3 致密油底水油藏高效開(kāi)發(fā)

3.1 選擇開(kāi)發(fā)方式

3.1.1 沿19H1、沿19H2 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) 沿19H1 井射孔經(jīng)壓裂后抽汲、放噴（450.3 m3）、射流泵排液求產(chǎn)，日產(chǎn)油34.09 t，日產(chǎn)水46 m3，累計(jì)產(chǎn)油206.26 t，累計(jì)產(chǎn)水2 449.2 m3，返排量3 145 m3，返排率43.4%。 沿19H2 井壓裂改造后（放噴液量5 475.5 m3），日產(chǎn)油27.30 t，日產(chǎn)水32.3 m3，累計(jì)產(chǎn)油172.47 t，累計(jì)產(chǎn)水1 093.6 m3，返排液量6 782 m3，返排率90.3%。

沿19H1、沿19H2 井采用水平井準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行開(kāi)采。準(zhǔn)自然能量包括入地壓裂液彈性能、巖石和流體彈性能以及溶解氣彈性能三種能量，這三種能量的釋放過(guò)程和順序，形成了不同驅(qū)替方式。

模式一：（1）初期穩(wěn)產(chǎn)（時(shí)間長(zhǎng)）；（2）中期呈雙曲遞減；（3）后期緩慢遞減。

模式二：（1）初期高產(chǎn)（時(shí)間短）；（2）中期呈指數(shù)遞減快速遞減；（3）后期緩慢遞減。

通過(guò)對(duì)初期單井產(chǎn)能研究：從數(shù)值模擬來(lái)看，初期產(chǎn)量的控制對(duì)后期生產(chǎn)制度影響較大，初期產(chǎn)量越高，油藏壓力衰竭越快，產(chǎn)量下降越快，后期遞減越大，且影響最終采收率。通過(guò)生產(chǎn)資料回歸得出，初期單段合理日產(chǎn)液應(yīng)控制在1.4 立方米/單段以內(nèi)。

通過(guò)合理流壓研究：流壓過(guò)低，生產(chǎn)初期雖可以獲得高產(chǎn)，但容易造成原油脫氣，后期產(chǎn)量急劇遞減，合理流壓應(yīng)保持在飽和壓力以上。根據(jù)長(zhǎng)慶邊底水油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，沿19 井區(qū)長(zhǎng)81油藏均存在一定的邊底水，油井合理生產(chǎn)壓差應(yīng)小于2.5 MPa。根據(jù)近幾年致密油現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)選擇第一種模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)。

根據(jù)沿19H1、沿19H2 井壓裂及試油情況來(lái)看，開(kāi)采初期處于排液階段，配產(chǎn)25 m3/d、20 m3/d，抽汲參數(shù)設(shè)計(jì)：1.8×5×44×1 100、2.1×5×44×1 080，理論排量19.692 m3/d、22.974 m3/d。2019年11月10日下泵，11月15日開(kāi)抽，實(shí)際抽汲參數(shù)分別為2.1×5×44×1 102.45，2.1×5×44×1 093.42。

由此可以看出沿19H1、沿19H2 井初期產(chǎn)量（3 個(gè)月）分別為日產(chǎn)液18.13 m3，日產(chǎn)油5.34 t，含水率64.9%，動(dòng)液面168 m，沉沒(méi)度934 m；日產(chǎn)液15.29 m3，日產(chǎn)油4.68 t，含水率63.6%，動(dòng)液面256 m，沉沒(méi)度837 m。

2020年3月動(dòng)液面開(kāi)始下降，由2月的255 m 下降到1 011 m，334 m 下降到883 m，與投產(chǎn)初期產(chǎn)量相比基本穩(wěn)定或略有下降；2021年2月動(dòng)液面上升到788 m 和780 m，產(chǎn)液量基本穩(wěn)定，含水率上升到68.5%和69.3%；沿19H1、沿19H2 井2022年2月動(dòng)態(tài)均較為平穩(wěn)。沿19H1 井截止2022年2月底累計(jì)產(chǎn)液量15 531.2 m3，返排率255.5%，沿19H2 井截止2022年2月底累計(jì)產(chǎn)液量11 165 m3，返排率238.8%。沿19H1、沿19H 2 目前抽汲參數(shù)分別為2.1×5.1×44×1 102.45，2.22×4×44×1 093。

根據(jù)沿19H1、沿19H2 井開(kāi)發(fā)形勢(shì)分析認(rèn)為：（1）沿19H1、沿19H2 井已經(jīng)表現(xiàn)出采液強(qiáng)度過(guò)大現(xiàn)象，2020年3月和目前動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為動(dòng)液面下降，2021年2月含水率上升，動(dòng)液面上升，有底水錐進(jìn)跡象，應(yīng)控制采液強(qiáng)度，促使含水趨于穩(wěn)定。

（2）初期配產(chǎn)越大，地層壓力會(huì)快速下降到油藏飽和壓力以下，溶解氣驅(qū)出現(xiàn)越早，原油脫氣嚴(yán)重，會(huì)過(guò)早出現(xiàn)油氣兩相流，黏度增大，滲流變緩，產(chǎn)量遞減越大。

因此，下一步開(kāi)發(fā)階段控制參數(shù)，保持合理采液強(qiáng)度，以延緩遞減下降。

百米水平段配產(chǎn)0.8～1.0 m3/d，沿19H1 井水平段1 000 m，配產(chǎn)8 m3/d，沿19H2 井水平段1 033 m，配產(chǎn)8 m3/d。沿19H1 井抽汲參數(shù)調(diào)整為：1.8×5×28×1 100，理論排量7.974 m3/d；沿19H2井抽汲參數(shù)調(diào)整為：2.1×5×28×1 080，理論排量9.303 m3/d。3.1.2 沿19-3、沿19-4 井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) 沿19-3 井經(jīng)壓裂后抽汲、放噴（1 080 m3）、排液求產(chǎn)，日產(chǎn)油9.18 t，日產(chǎn)水46 m3，累計(jì)產(chǎn)油5.96 t，累計(jì)產(chǎn)水1 310.78 m3，返排量2 397.9 m3，返排率28.8%。 沿19-4井壓裂后放噴（560 m3），無(wú)排液求產(chǎn)，返排率20%。

沿平19-3 井壓裂后返排率28.8%，因此放噴完后下螺桿泵繼續(xù)排液。按照沿平19-3 井螺桿泵排液工程設(shè)計(jì)要求，排量控制在30 m3以內(nèi)，后期根據(jù)沉沒(méi)度變化進(jìn)行調(diào)整，沉沒(méi)度必須保持在300 m 以上，下泵深度為1 050 m。2021年5月24日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期（3個(gè)月）日產(chǎn)液17.49 m3，日產(chǎn)油4.56 t，綜合含水率69%，平均動(dòng)液面181 m。2021年10月日產(chǎn)液12.60 m3，日產(chǎn)油3.32 t，綜合含水率68.5%，動(dòng)液面233 m；截止2021年10月累計(jì)產(chǎn)液量2 375.45 m3，返排率57.3%，已達(dá)成排液目的，2021年10月26日轉(zhuǎn)抽油機(jī)開(kāi)采，日配液量10 m3，抽汲參數(shù)2.1×5.0×38×1 050，理論排量17.14 m3。2022年2月日產(chǎn)液14.27 m3，日產(chǎn)油4.01 t，綜合含水率66.7%，動(dòng)液面421 m；截止2022年2月累計(jì)產(chǎn)液量4 087.9 m3，返排率78.1%，與投產(chǎn)初期相比日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動(dòng)液面下降，含水率穩(wěn)定，可以說(shuō)明準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行開(kāi)采，雖然返排率低，但地層能量在持續(xù)遞減。

沿平19-4 井壓裂后返排率20%，因此放噴完后下螺桿泵繼續(xù)排液。按照沿平19-4 井螺桿泵排液工程設(shè)計(jì)要求，排量控制在15 m3以內(nèi)，后期根據(jù)沉沒(méi)度變化進(jìn)行調(diào)整，沉沒(méi)度必須保持在300 m 以上，下泵深度為1 100 m。2021年7月1日投產(chǎn)，該井壓裂后返排率低，因此在投產(chǎn)后45 d 未見(jiàn)油，平均日產(chǎn)液14.37 m3，平均動(dòng)液面143 m；見(jiàn)油后平均日產(chǎn)液12.2 m3，平均日產(chǎn)油1.19 t，綜合含水率88.4%，平均動(dòng)液面165 m；2021年10月日產(chǎn)液13.99 m3，日產(chǎn)油1.13 t，綜合含水率90.3%，動(dòng)液面244 m；2022年2月日產(chǎn)液8.93 m3，日產(chǎn)油0.4 t，綜合含水率94.6%，動(dòng)液面277 m。截止2022年2月累計(jì)產(chǎn)液量2 604.1 m3，返排率101.4%。可以看出沿平19-4 井投產(chǎn)8 個(gè)月來(lái)，一直處于高含水率狀態(tài)，分析認(rèn)為：（1）該井鉆井方位與沿19H1、沿19H2、沿19-3 井方位不同，雖然沿19 井區(qū)油層連片分布，但油層物性差異較大，從4 口井油層物性對(duì)比來(lái)看沿平19-4 井物性較差。（2）從沿平19-4 井油層數(shù)據(jù)（表6）可以看出最小油層段厚度12.0 m，而這一層段的孔隙度、滲透率均高于其他油層段，油層上隔層3 m，下隔層2.3 m，噴射點(diǎn)距下隔層僅2.55 m，在壓裂時(shí)均使用同一排量（油管排量0.6 m3/min，套管排量2 m3/min），砂比15.5%（平均15.4%），在高排量、高砂比的壓裂狀態(tài)下，壓穿下隔層，引起流體串層，油井見(jiàn)水。（3）該井已達(dá)到排液目的，轉(zhuǎn)機(jī)采生產(chǎn)，日配液量11 m3，選擇2.1×5.0×32×1 080 參數(shù)設(shè)計(jì)，理論排量12.159 m3/d，已達(dá)到穩(wěn)液面、降低含水率的目的，2022年1月4～5日轉(zhuǎn)機(jī)采作業(yè)。（4）從油井目前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來(lái)看，產(chǎn)量下降，動(dòng)液面平穩(wěn)，說(shuō)明該井實(shí)施了控采措施，地層能量充足。（5）機(jī)采狀態(tài)下已生產(chǎn)5 個(gè)月含水率不降，持續(xù)高含水率，2022年6月實(shí)施機(jī)械堵水措施，綜合分析判斷噴射點(diǎn)1～7 物性變差（1 837.96～1 557.55 m），水飽變高，隔噴射點(diǎn)1～7，采噴射點(diǎn)8～11（1 518.58～1 404.07 m），降低含水率，提高產(chǎn)能。下入水平井專用橋塞Y445-114，橋塞位置1 538.0±0.5 m。2022年7月日產(chǎn)液9.74 m3，日產(chǎn)油0.87 t，含水率89.4%，動(dòng)液面363 m，沉沒(méi)度489 m，目前該井處于措施后排液階段，措施效果有待于進(jìn)一步觀察。

表6 沿平19-4 井長(zhǎng)81 油層數(shù)據(jù)表

4 認(rèn)識(shí)及建議

（1）沿19 井區(qū)長(zhǎng)81油層連片性好，但油層物性差異較大。

（2）對(duì)于沿19 井區(qū)長(zhǎng)81致密油底水油層，根據(jù)油層特征（鉆井錄井及測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)），在油層改造設(shè)計(jì)中對(duì)一些較薄油層改造參數(shù)設(shè)計(jì)要小，或者盡量避開(kāi)薄油層改造，避免油井過(guò)早見(jiàn)水。

（3）對(duì)于致密油底水油層，油層改造幅度相對(duì)較小，多采用水力噴砂射孔環(huán)空加砂分段壓裂、定向射孔雙封單卡分段壓裂模式。

（4）沿19 井區(qū)長(zhǎng)81致密油底水油藏水平井采用準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)方式，由于涉及到底水，為使油井能夠長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，提高油井采收率，在儲(chǔ)層改造方式及程度上盡量縮小規(guī)模，采用較為溫和的壓裂方式，減小油井后期開(kāi)采障礙，入井液量少，返排量大，未在水平井周圍形成相對(duì)高壓區(qū)，起不到超前補(bǔ)充能量的作用，加之井區(qū)本身原始地層壓力低，因此井區(qū)油井初期產(chǎn)量高，遞減快。

（5）儲(chǔ)層改造后延長(zhǎng)燜井時(shí)間，對(duì)地下縫網(wǎng)形成、壓力擴(kuò)散、提高單井產(chǎn)能效果明顯；合理控制抽吸參數(shù)有利于地層遠(yuǎn)端油氣運(yùn)移，提高穩(wěn)產(chǎn)期。

（6）致密油水平井注水開(kāi)發(fā)有效壓力系統(tǒng)很難建立,主要采用準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)，初期產(chǎn)量高，綜合含水率低，但遞減大；開(kāi)發(fā)早中期的穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策仍處在試驗(yàn)探索階段，開(kāi)發(fā)后期的能量補(bǔ)充方式也尚不明確。