解决石油开采三大矛盾的新方法(石油开采新技术推荐).doc

稳油控水 稳油控水利用水平井解决石油开采三大矛盾的新方法（石油开采新技术推荐）摘 要 ：水驱砂岩油藏经过多年注水开发，油藏中产生了三大矛盾：层间矛盾、同层内纵向矛盾和平面矛盾。这三大矛盾作用的结果是注水水流只沿大孔道或高渗透层流动，而在水流冲刷不到的区域留有大量的剩余油无法开采，约占地质储量的50%以上。如果不采取更为有效的堵水方式来解决三大矛盾，高含水油藏的大孔道和注水通道势必要消耗大量的驱替液，使综合含水持续上升、生产成本居高不下，最终在采收率不是很高的情况下，被迫关井停产。要大幅度提高采收率，就必须解决这三大矛盾。水平井技术已经成熟，但仅局限于水平井直接采油或注水，不能很好地解决石油开采的三大矛盾。因其在采油过程中易被水淹，使得水平井无法在高水淹厚油层得到推广应用。为解决石油开采三大矛盾，我们可以利用水平井注调剖剂来封堵油层注水通道和高渗透层，再结合其两侧垂直井注采系统调整，就可彻底改变注水流动方向，使其只冲刷剩余油。该方法可有效地解决石油开采过程中产生的三大矛盾，使“枯竭”的油田起死回生，是一种大幅度提高油田采收率的新方法。一、水平井直接采油存在的问题正如垂直井直接采油存在层间矛盾一样，水平井直接采油存在着水平段上高含水区和剩余油富集区间的矛盾，这种矛盾作用的结果是水平井易被水淹，而剩余油无法开采。另外，由于水平井内流动空间狭窄，如果水平井直接采油，容易进入水平井的高渗段来液很快就占满水平井内流动空间。长达千米的水平井难免有高渗段，高渗段来液一旦占据水平井狭窄的流动空间，剩余油再也无法进入水平井。因此，水平井长长的水平段和井筒狭窄流动空间的矛盾是水平井直接采油无法解决的问题，水平段越长，就意味着越容易遇到高渗段，使水平井更易被水淹，剩余油就越难采，这就是水平井无法在高含水油层得到推广应用的根本原因。 二、利用水平井堵水解决石油开采三大矛盾的方法1、同层内平面矛盾的解决。由于平面矛盾的存在，必然在滞留区和低渗区存在剩余油，见图1。为解决平面矛盾，在主力油层五点法中，我们可以沿着剩余油富集区块垂直于主流线方向钻水平井组，并通过这些水平井注入堵水不堵油的选择性调剖剂，调剖剂必然优先在高水淹段进入到油层，难于在剩余油富集段进入油层。然后将水平井一侧的垂直井全改为注水井，另一侧垂直井全改为采油井（即行列井网），如图1所示。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调剖堵水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调剖剂堵塞，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，水平段在纵向上应位于厚油层底部，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。采油井水平调剖堵水井注水井水平段注入选择性调剖剂顶部剩余油冲刷区冲刷区死水区 图2 水平井注调剖剂解决层内纵向矛盾意图 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调剖剂，调剖剂必然沿垂直裂缝优先进入高渗透层（垂直裂缝注调剖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。选择性调剖剂石油调剖剂注调剖剂隔层垂直裂缝水平段图3 水平井压裂多油层后调剖堵水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调剖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、水平调剖堵水井组钻井、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调剖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，以改善调剖剂的选择性。2、调剖剂注入量必须达到封堵强度的要求。从理论上讲，水平井注入半径为5m的调剖剂后，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吸水能力的差异，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出液，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水平注水井低压区 高压区低压区 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吸水能力接近相同。4、调剖剂注入过程中可将水平井作为注入井进行管理。水平井注调剖剂的量较大，长1000米水平段要注入调剖剂数万立方米，需几个月的注入时间。在注调剖剂的过程中，为使调剖剂正常挤注，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、水平注调剖剂堵水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）水平井压裂后注调剖剂堵水，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。而水平井注调剖剂堵水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。死水区注水井250m顶部剩余油冲刷区冲刷区水平调剖堵水井Bb/2b/2水平井水平段注入调剖剂250m水平井直接采油注水井顶部剩余油底水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，从而扩大注入水的波及体积。但从实际应用看，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（即只是绕过调剖剂），只是扩大了波及体积，原剩余油富集的滞留区仍为滞留区，这是深度调剖不能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，在注入相同量调剖剂的前提下，用水平井注入调剖剂控制的剩余油要远多于深度调剖注入调剖剂控制的剩余油。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，这些地面设施与其它层系井网的地面设施相加，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选择性调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，每平方公里面积的聚驱产能基建投资近2亿元。而水平调剖堵水井与聚驱相比，只是钻水平井与调剖、垂直井注采系统调整，井网密度及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的水平调剖堵水井就可开采1平方公里的剩余油，基建投资仅需2亿元左右，而且在水平井注入调剖剂的过程中，其两侧生产井的产油量就可收回这部分投资，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调剖剂堵水，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