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注水开发水平井水淹类型识别及堵水技术研究
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分支水平井钻井技术在欢喜岭油田的应用
摘　要：辽河油田欢喜岭油区欢2．8．14块经过10年的注水开发，目前已进入高含水期。由于这块油田是典型的岩性构造油藏，针对区块内部井网控制程度高，水淹严重等特点，在油藏精细描述的基础上，时区块直井生产特点进行详细分析，采用三维地震、数值模拟等技术对分支水平井开发可行性进行综合研究，优选出剩余油地区进行分支水平井开发，取得了很好的效果，提高了薄层稀油难采储量的动用程度。
优质期刊推荐川西气田是典型的致密砂岩气田，随着气田开发的不断深入，地质条件相对良好的Ⅰ类储层已充分动用，目前剩下了以Ⅱ、Ⅲ类为主的难动用储层，储层具有低孔低渗、非均质性强、含水饱和度高等特点。针对Ⅱ、Ⅲ类储层这样的“难啃骨头”，形成了以水平井开发为主的开发技术。
川西气田目前有水平井242口，占比14.3%；日产天然气319万方，占比35.4%；水平井以其井数少、产量比重大的特点成为川西开发难动用储量的顶梁柱。在产能建设取得新突破的同时，后期稳产出现了新难题。水平井由于产水量大、水气比高，井眼轨迹多变、管串结构复杂等原因，导致水平井井筒滑脱严重、积液现象普遍、产量压力递减快，常规排水采气技术不能达到良好的排液效果，稳产形势异常严峻。
中医把脉摸“病根”
水平井井筒流态实时判别是排水采气工艺实施的核心，但受制于大斜度井段，电子压力计无法对水平井全井筒进行监测，而常规模型预测方法适应性差、误差大，井筒流态参数把握不准，排水采气工艺措施不能针对性开展。
针对井筒流态参数获取困难，攻关组利用物理模拟及计算机模拟方法，首先采用自主研制的大型水平井可视化模拟装置，开展水平井气液两相流物模实验研究，摸清了水平井积液规律，认清了水平井积液机理，明确了水平井的排液重点是斜井段的排液。
其次，基于实测井筒流态参数和实验数据，根据分段预测的思路，利用计算机模拟优选建立了水平井井筒流态分析技术，实现了水平井井筒流态的精确诊断，解决了水平井排液的核心难题。
最后，对常规临界携液预测模型进行系数修正、并引入井斜角的影响，建立了水平井临界携液预测分析技术，实现了水平井全井筒携液情况预测分析，弥补了常规模型预测误差大、只能进行井口或井底单点预测的不足。并首次自主设计建立了水平井临界携液流量预测图版，实现了临界携液流量预测图版化、便捷化、现场化。
组合工艺治“病根”
针对水平井缺乏针对性排水采气措施的难题，川西采气人不断创新工艺技术，在水平井稳产、异常井复产等方面取得一系列技术突破，并形成了水平井排水采气工艺技术体系。
首先，针对高压阶段能量充足、但产水量高的水平井，确定了通过缩小流体过流面积来提高气井带液能力的思路，并首次在石化系统内引进连续油管排水采气工艺，形成了依靠气井自身能量型的连续油管排水采气工艺技术体系。
其次，针对泡排工艺适用的水平井，结合因大斜度井段导致泡沫破灭、常规泡排药剂加注不到位、排液效果差的难题，通过泡排药剂性能改进、自动投棒加注周期优化、毛细管加注药剂方式优化，实现了泡排药剂系列化、加注方式多样化，形成了川西水平井差异化泡沫排水采气工艺技术体系。特别是2012年5月，在新沙21-10H井应用毛细管排水采气工艺首获成功，日排水3立方米，日增产天然气0.6万立方米，该工艺成功运用于水平井，在当时属于国内首例。
最后，对于能量不足、积液水淹水平井，开展人工补充能量型的排水采气工艺措施。形成了以车载气举为主、CNG槽车气举为辅、临井井间气举为补充的人工补充能量型排水采气工艺技术体系。
在有效解决水平井排液难题的同时，攻关小组不忘井底污染水平井、油管堵塞水平井治理技术攻关。形成了“槽车气举+井底净化+井口提液”、“连续油管泡沫负压冲砂捞球钻球+气举”组合工艺技术。
成果效益满堂红
跌跌撞撞的5年，川西采气人通过不懈的努力，有效解除了水平井受积液、污染、堵塞的影响，实现了川西水平井长期稳产，年累计增产天然气,降低产量递减率4.35%。
“别小看了这些工艺成果，在川西各个区块都具有巨大的推广应用潜力，能带来很好的经济和社会效益。像大牛地、苏里格等相似气田，更是对其高效开发具有重要的推动作用。”川西采气厂采输工艺研究所所长周兴付提起水平井攻关成果满是骄傲。（纪梅玲）
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