水平打孔与调剖封堵组合工艺的制作方法

本发明涉及一种油田上针对厚油层进行开发的工艺技术。

背景技术：

喇嘛甸油田储层以多段多韵律沉积的厚油层发育为主，非均质性严重。有效厚度大于2m的厚油层厚度比例达到67.8%，储量约占65.5%，韵律段内渗透率级差在5倍以上。取心资料表明，弱未水洗段主要集中在厚油层上部，平均厚度14.4m，约占51.7%。剩余油主要分布在这些部位，与高水洗段交错分布，挖潜难度大，常规措施难以取得较好效果。

厚油层内既存在严重的无效注采循环，又存在剩余油相对富集的部位。一方面，大量的注入水沿高渗透、高含水的优势通道无效或低效循环；另一方面，层内还有一定厚度的储量因注水驱替不到或驱替程度低而无法动用或动用较差。无效注采循环的存在，导致油田采收率低、生产成本上升，开发效益下降。

调剖堵水技术是改善层内、层间及平面矛盾的重要措施，有利于扩大注入水波及体积，从而降低自然递减速度、增加可采储量和实现油藏稳产。

水力喷射打孔改造技术是通过对导向器、小螺杆、软轴、开窗钻头、高压软管和喷头以及施工参数的研究，实现在老井眼同一水平面内喷射钻进2个以上无曲率水平孔道，孔眼直径50mm，水平钻进长度可达100m。

调剖措施虽然控制了部分高渗透条带，但不能完全启动低渗层，无法保证增油效果。而水力喷射水平打孔可以启动低渗透层，但是控制不了高渗透条带，无效注采循环依然存在。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种水平打孔与调剖封堵组合工艺，具体是将两种工艺结合起来，充分发挥措施互补优势，在控制无效循环的同时有效挖潜层内剩余油，从而实现控水增油并举，为厚油层高效开发，探索出一项行之有效的工艺技术。

为实现上述发明目的，本发明采用的技术方案是：一种水平打孔与调剖封堵组合工艺，具体的是在高渗透部位实施调剖封堵，在低渗透部位实施水平打孔。

所述调剖封堵，采用沥青颗粒调剖方式；所述水平打孔，采用水力喷射打孔方式，其中打孔长度为注采井距的1/4-1/3；渗透率级差≥6时打孔方向与主流线夹角为0°，渗透率级差＜6时打孔方向与主流线夹角为45°；打孔时机为注入调剖液后注水0.1PV时打孔。

本发明的有益效果：该项组合技术是在高渗透部位实施调剖封堵、低渗透部位实施水平打孔，充分发挥措施互补优势，在控制无效循环的同时有效挖潜层内剩余油，从而实现控水增油并举，为厚油层高效开发探索一项行之有效的组合工艺技术。

附图说明

图1是提高采收率值与打孔长度关系图。

图2是不同打孔长度和采收率对比关系曲线。

图3是不同打孔长度下含水率对比关系曲线。

图4是注入压力与累积注入PV关系曲线（打孔长度占注采井距1/3）。

图5是不同打孔方向下采收率提高值。

图6是不同打孔方向下采收率对比关系曲线。

图7是不同打孔方向下含水率对比关系曲线。

图8是不同打孔时机下采收率提高值。

图9是不同打孔时机下采收率对比关系曲线。

图10是不同打孔时机下含水率对比关系曲线。

图11是注水0.1PV打孔压力随累积注入PV数变化曲线。

图12A、图12B、图12C分别是注水0PV打孔水驱结束、打孔结束和后水结束时低渗层饱和度分布图。

图13A、图13B、图13C分别是注水0.1PV打孔水驱结束、打孔结束和后水结束低渗层饱和度分布图。

图14A、图14B、图14C分别是注水1.33PV打孔水驱结束、打孔结束和后水结束时低渗层饱和度分布图。

图15是试验井组井位图。

图16是喇11-3036井措施前后生产数据变化曲线。

图17是喇10-301井措施前后生产数据变化曲线。

图18是喇11-303井措施前后生产数据变化曲线。

具体实施方式

下面通过对打孔长度、打孔方向及打孔时机的确定过程描述，说明沥青调剖与水平打孔组合工艺具有明显的增油降水效果：

一、打孔长度的确定

取5块三层非均质岩心，纵向上有效渗透率分别为500mD、1000mD、3000mD。按五点法进行布井，饱和油后水驱到含水98%，注入沥青颗粒调剖液，然后在最上层按注采井距的1/5、1/4、1/3、1/2、2/3分别进行打孔。根据采收率提高幅度和含水率变化值，计算投入产出比，优选出最佳打孔长度，实验结果如下。

表1 不同打孔长度下驱油实验结果（打孔方向与主流线夹角0°）

从表1和图1可以看出，不同的打孔长度对驱油效果影响很大。打孔长度从1/5增加到2/3，采收率提高的值呈现先增大后减小的变化趋势。打孔长度从1/5增加到1/3时，采收率提高的值从12.43%增加到16.33%，当打孔长度从1/3增加到2/3时，采收率提高的值从16.3%降低到13.10%。这表明打孔长度占注采井距的1/3为分界点，当打孔长度占注采井距的比例小于1/3时，提高采收率的值随着打孔长度的增加而增加，当打孔长度占注采井距的比例大于1/3时，提高采收率的值随着打孔长度的增加而小。综上分析可知，打孔长度占注采井距的1/4-1/3为最优的打孔长度。

从图2和图3可以看出，不同打孔长度下采收率特征曲线和含水率特征曲线差异较大，表明了沥青调剖与打孔措施综合作用增油降水效果明显。这是因为沥青调剖后打孔，一方面改善了吸水剖面，封堵了高渗层；另一方面降低了低渗层的启动压力梯度，增加了低渗层的动用程度。

从图3可以看出，打孔长度对含水率变化有重要影响，从含水率下降最低点可以看出，打孔长度越长，降水效果越明显，但含水率回升迅速。打孔长度为注采井距2/3对应的含水率曲线呈现“V”形状，含水率最低点达到了63.95%，但含水回升迅速，表明该打孔长度能快速启动大量剩余油，却导致水窜严重。而打孔长度为注采井距1/5对应的含水率曲线呈现“U”形状，含水率最低点达到84.71%，表明打孔长度过短泄油面积过小，导致提高采收率幅度有限。综合考虑沥青调剖与打孔措施后采收率和含水率变化关系可以得出，最优的打孔长度占注采井距的比例为1/4-1/3。

从图4可以看出在累积注入1.5PV后采取沥青调剖与打孔措施，不同测压点注入压力均呈现明显增加的趋势，表明采取调剖和打孔措施后，地层封堵效果明显，改善了吸水剖面，有利于启动低渗透层。

二、打孔方向的确定

最佳打孔长度确定后，准备4块三层非均质岩心，纵向上有效渗透率分别为500mD、1000mD、3000mD。按五点法进行布井，饱和油后水驱到含水98%，注入沥青颗粒调剖液，分别以与油水井连线（主流线）方向的0°、15°、30°、45°夹角，按照最佳打孔长度进行打孔，根据采收率提高幅度计算投入产出比，优选出最佳打孔方位，实验结果如下。

表2 不同打孔方向下驱油实验结果（打孔长度为注采井距的1/3）

从表2和图5可以看出，不同的打孔方向对驱油效果影响很大。打孔长度从0°增加到45°，采收率提高值呈现减小的变化趋势，从16.33%减小到13.01%。综上分析可知，最佳打孔方向是与主流线夹角0°，主要是因为打孔角度越偏离主流线方向，启动的含油面积越小。

从图6和图7可以看出，不同打孔方向下采收率特征曲线和含水率特征曲线差异较大，表明了沥青调剖与打孔措施需要对打孔方向进行优化。这是因为打孔方向不同，可以启动的低渗透层含油面积有差异。

从图7可以看出，打孔长度一定条件下，打孔方向对含水率变化有重要影响。当打孔方向与主流线夹角为0°，含水率最低点下降至79.5%，但是含水回升相对较快。而打孔方向与主流线夹角为45°时，含水率最低点下降至86.8%，但是含水回升相对较慢。因此打孔方向与油水井连线（主流线）方向夹角越大，能够启动含油面积越小，采收率提高值也越低，含水率下降最低点越高，含水率曲线回升越缓。

三、打孔时机的确定

最佳打孔长度和打孔方向确定后，准备4块三层非均质岩心，纵向上有效渗透率分别为500mD、1000mD、3000mD。按五点法进行布井，饱和油后水驱到含水98%，然后分别以注入沥青颗粒调剖液后注水0PV、0.1PV、0.665PV和1.33PV的时机进行打孔开展实验，最终再水驱至含水率98%，监测各阶段注入压力、含水率和采收率变化状况，实验结果如下。

表3 不同打孔时机下驱油实验结果

从表3和图8可以看出，打孔时机对驱油效果影响很大。打孔时机从注水0PV打孔推迟到注水1.33PV打孔，采收率提高值呈现先升高后降低的变化趋势，从17.48%上升到18.37%后又降低到16.54%。综上分析可知，最佳打孔时机为注入沥青调剖液后注水0.1PV开始打孔。主要原因是打孔越早的话，压力越高，虽然低渗层的启动效果比较好，但是打孔后也更加容易发生水窜；而打孔越晚的话，压力下降的越低，低渗层的启动效果越不好。而注水0.1PV后打孔的话，压力处在较高的水平，在尽量启动低渗层的程度上又能有效的防止水窜。

从图9和图10可以看出，不同打孔时机下采收率特征曲线和含水率特征曲线差异较大，表明了需要对打孔时机进行优化。调剖后注水0.1PV打孔，最终采收率最高，主要是含水曲线呈现近似“U”型，低含水率开采维持的时间最长；调剖封堵和打孔协同效果最好，含水率曲线最低点越低。打孔越早，压力越高，打孔后越容易发生水窜；打孔越晚，注入沥青调剖液后水驱时间越长，进入中、高渗层的沥青颗粒被冲刷出的数量越多，调剖作用越不明显，同时压力越低，打孔后启动低渗层的剩余油越少。

从图9可以看出打孔长度、打孔方向一定条件下，打孔时机对含水率变化有重要影响。调剖后注水0.1PV打孔，最终采收率最高，主要是含水曲线呈现近似“U”型，低含水率开采维持的时间最长；同时调剖封堵和打孔协同效果最好，含水率曲线最低点越低。

由图11可以看出，从注入沥青调剖液开始到后水结束，压力呈现出先急剧上升后下降，最终趋于平稳的变化特征。开始注入调剖液后，压力迅速上升，在注调剖液结束时，压力升至最高值，此时打孔，容易发生水窜；调剖液注完后，压力开始下降，但调剖后注水0.1PV时压力仍然维持在一个较高的值，此时打孔，即可最大限度启动低渗层，又能有效的防止水窜。

从图12A、图12B、图12C、图13A、图13B、图13C、图14A、图14B及图14C可以看出3种不同打孔时机驱油过程中低渗层的含油饱和度分布情况：注水0PV打孔、注水0.1PV打孔和注水1.33PV时打孔，地层受冲刷程度不同。注水1.33PV后打孔低渗层受水冲刷明显比注水0PV、0.1PV时严重，同理中、高渗层受冲刷现象差别更加明显。打孔越晚，地层受冲刷时间越长，进入中、高渗层的沥青颗粒被冲刷出的数量越多，调剖作用越不明显，最终采收率越低；而由图12A、图12B、图12C可以看出，打孔越早，压力越高，打孔后越容易发生水窜。但调剖后注水0.1PV时压力仍然维持在一个较高的值，此时打孔，即可最大限度启动低渗层，又能有效的防止水窜。因此注入沥青调剖液后注水0.1PV时打孔效果最好。

四、优化结果

通过开展水平打孔与调剖封堵组合工艺优化研究，得出以下几点结论：

（1）沥青调剖与打孔措施综合作用增油降水效果明显。一方面改善了吸水剖面，封堵了高渗层；另一方面降低了低渗层的启动压力梯度，增加了低渗层的动用程度；

（2）最佳打孔长度（从注入井打孔）为注采井距的1/4-1/3，在水驱基础上提高采收率提高值超过15.33%，主要是因为合理打孔长度不仅能启动低渗透层大量含油面积，而且不会引起快速水窜；

（3）渗透率级差≥6时最佳打孔方向与主流线夹角为0°，在水驱基础上提高采收率达到了16.33%；渗透率级差＜6时打孔方向与主流线夹角为45°；

（4）最佳打孔时机为注入调剖液后注水0.1PV时打孔，采收率提高值达到了18.37%，在最大程度上启动低渗层的同时，又不会引起水窜。

下面通过现场试验，说明本发明组合工艺的优越性

现场试验选定在喇嘛甸油田10-302井区，试验区块共有水驱油水井82口，其中注水井24口，采油井58口，总面积2.9km²，地质储量为3436.6×10⁴t，孔隙体积2174.8×10⁴m³。试验区发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，萨I组及萨II组局部油层发育气顶。

确定试验井2口，分别为喇11-F30和喇10-3026井，均采用沥青调剖后进行水平打孔施工，试验结果如表4。

喇11-F30是喇南中块东部二次加密注水井，自上而下钻遇萨尔图、葡萄花油层。该井于1991年8月投产，射开层位为SII2+3～PI5+6，全井射开砂岩61.4m，有效43.3m，地层系数12.884μm².m。投产初期日注水360m³，注入压力14.0MPa。目前日注水240 m³，注入压力12.1MPa。该井周围有1口连通油井喇11-3036，注采井距300m。

喇10-3026井是喇南中块东部一次加密注水井，自上而下钻遇葡萄花、高台子油层组。该井于1982年10月射孔投产，射开层位为PI5-3～GII4-5，全井射开砂岩42.3m，有效16.7m，地层系数2.785μm².m。投产初期日注水183m³，注入压力12.7MPa。目前日注水308m³，注入压力13.8MPa。该井周围有2口连通油井，分别为喇11-3036和喇10-301，注采井距300m。

表4 试验井注入情况

中心受效采油井2口，分别为喇10-301和喇11-3036，试验前详细生产数据见表5。

表5中心采油井生产情况

在注入沥青颗粒调剖剂30d后，采出端开始见效。统计区块内的6口油井，其中见效井3口（喇11-303、喇10-301、喇11-3036），距离措施井较远的边角井未见效或者见效不明显。

由图16可以看出，以喇11-3036井为例，2013年12月开始见效，调剖后平均产油7.2t/d，含水96.1%，与调剖前相比增油2.1t/d，综合含水下降1.2个百分点，2014年11月调剖见效结束，平均产油4.0t/d，含水97.5%。2014年12月开始打孔，打孔后平均产油6.9t/d，含水96.1%，与打孔前相比增油2.9t/d，综合含水下降1.4个百分点。截至目前该井仍然有效，累计增油1650t。

调剖后表现产油上升，含水下降，说明调剖成功封堵了大孔道，使注入水产生绕流，使注入水由原来的沿高渗部位循环改变为驱替低渗层和剩余油富集区域。随着时间的延长，增油效果逐渐下降，含水也恢复至调剖前的水平。打孔后再次出现产油上升，含水下降的趋势，说明在低渗透部位打孔后，为注入水提供驱替通道，有效降低低渗层的启动压力梯度，扩大水驱波及体积，更有效地驱替低渗透部位的剩余油。两项技术的结合，成功发挥了二者的协同效应，取得了理想效果。

由图17所示：喇10-301井调剖后于2013年12月见效，2014年7月失效，有效期240d。有效期内平均产油9.0t/d，含水95.7%，与调剖前相比增油2.8t/d，综合含水下降0.6个百分点。打孔后平均产油9.1t/d，含水94.5%，与打孔前相比增油3.0t/d，综合含水下降2.2个百分点。该井由于供液不足于2015年3月欠载停机，停机前累计增油672t。后多次到现场落实情况，并与一矿结合，计划对该井转螺。

由图18所示：喇11-303井调剖后于2013年12月见效，2014年9月失效，有效期300d。有效期内平均产油5.1t/d，含水95.0%，与调剖前相比增油1.2t/d，综合含水下降0.4个百分点，累计增油360t。打孔后未见到明显效果。

措施后3口见效井累计增油2682t。

现场试验表明，水平打孔结合调剖封堵挖潜试验的思路和方案是可行的，两项技术的结合，成功发挥了二者的协同效应，增油效果显著，阶段投入产出比达到了1:2.52，适用于厚油层顶部和低渗透层位的剩余油挖潜，具有较好的推广应用前景。