利用水平井开发高含水主力油层的新方法.doc

水平井注堵水剂解决石油开采三大矛盾的新方法
（采油新技术推荐）
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，但目前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堵水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，是一种大幅度提高高含水主力油层采收率的新方法。
一、水平井直接采油存在的问题使其无法在高含水主力油层推广
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，由于水平井筒流动空间狭窄，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筒的流动空间。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筒狭窄的流动空间，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的根本原因。为使水平井能够在高含水主力油层得到推广，就需按扬长避短的原则，避免用它采油，而利用其在油层呈水平状的优点，用它在油层中建坝堵水，从而使石油开采中的三大矛盾得到解决
二、利用水平井注堵水剂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堵水剂，堵水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
水平堵水井
注水井

水平段注入堵水剂
顶部剩余油

冲刷区
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。
选择性堵水剂
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
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。
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
B
b/2
b/2
水平井水平段注入堵水剂
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，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0.025 MPa增加到0.048 MPa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1 5：5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
5
0.025
油水体积比6：4
10
0.048
油水体积比5.8：4.2
油
5
0.11
/
10
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。
注水井
采油井
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。
注水井
采油井
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
压力梯度最大的区域
压力梯度最大的区域
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
压力梯度最大的区域
压力梯度最大的区域
被水挤过筛面的剩余油
把油挤过筛面的水
水平井水平段
位于压力梯度最小区域内的透油阻水筛
采油区
注水区
隔层
采油井
水平井垂直段
注水井

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射孔，而且水平段的走向要尽量与地层的水平最小地应力方向垂直，如图4所示。为了提高射孔密度、加宽裂缝宽度、减少裂缝长度，以达到要求的裂缝面尺寸（即筛面尺寸），也可以只进行向上或向下的单向射孔后压裂。
水平井垂向射孔压裂时，重力对裂缝启裂方向无影响，其开裂方向仅受水平地应力的影响。当水平段垂直于水平最小地应力时，可使裂缝面垂直于水流方向（也就是顺着水平井水平段方向），并使裂缝向下、向下垂向延伸；密集射孔后压裂可使各条裂缝贯通为一个裂缝面并使裂缝面尽可能加宽。如此这般就能够得到我们所需要的裂缝形状，注入孚盛砂后就得到了想要的透油阻水筛。
水平最小地应力
水平最大地应力
垂向裂缝面内注入孚盛砂建立透油阻水筛
裂缝面长度可达2800m

图4垂直于最小水平应力水平井垂向射孔压裂建立的竖向裂缝面
五、利用透油阻水筛采油的具体过程
若要利用透油阻水筛大规模地开采其两侧的剩余油，其开采过程可分为三个阶段：
第一阶段，如图2或图3所示，由于筛子两侧压力差的估算值仅有0.00025MPa，在此低压下原油优先透过筛子，并聚积在筛子的采油区一侧，而水被截留在注水区并挤占原油空间。待注水区全部剩余油进入采油区后，由于没有原油通过筛子，则注水区内压力会陡然升高，并使水穿过筛子继续推动采油区内的石油进入采油井。
第二阶段，如图7所示，待采油区采出液含水上升到一定高度后，就没有进一步开采的价值，但采油区内仍有大量剩余油无法开采，此时应将原注水井改为采油井、原采油井改为注水井，也就是原采油区变为注水区、原注水区改为采油区，使原采油区剩余油反向透过筛子，并聚积在筛子的另一侧。

把油挤过筛面的注入水
水平井垂直段
注水井改采油井
压力梯度最大的区域
压力梯度最大的区域
剩余油
被水挤过筛子的剩余油
水平井水平段
位于压力梯度最小区域内的透油阻水筛
注水区
采油区

图7 透油阻水筛采油的第二阶段示意图

第三阶段，如图8所示，原油反向透过筛子后，再将注水井停掉、而油井改为注水井且水平井改为采油井，使聚积在筛面的油在注水压力作用下透过压裂缝进入水平井并被采出。
上述注水区和采油区之间的转化过程，改变了液流通过筛子的方向，从而实现了筛子在油层中左右移动的效果，最终将其两侧剩余油过滤后采出，使采收率接近100%。

再改为注水井
水平采油井
停产井
生产区
透油阻水筛
水平井水平段
过滤后剩余油
被水平井采出的石油

图8 透油阻水筛采油的第三阶段示意图
六、透油阻水筛采油法相对于现有技术的优点
除油田注水开发外，目前大庆油田正开展大规模的聚合物驱采油，并正准备进行三元复合驱采油。但透油阻水筛采油法与这些现有技术相比具有采收率高、基建投资低、生产成本低、保护环境等诸多无法比拟的优点。
（一）采收率高。
目前，大庆油田水驱、聚合物驱、三元复合驱技术全部应用后，最高可使大庆油田的采收率突破60%，而利用透油阻水筛采油法具有堵水效率高、堵水时间长、堵水位置佳等优点，可使采收率逼近100%。
首先是孚盛砂堵水效率高。在建立透油阻水筛前，水驱时流过筛断面的液流中含油只有6%，聚驱和三元复合驱仅能使流过筛断面液流含油升高到20%。而用孚盛砂构建的透油阻水筛在低压差下具有超强的透油阻水选择性，可达到滴水不漏的效果，也就是可使流过筛断面的液流含水降低到0%，含油升高到100%，这一点已在物理模拟试验中得到验证。注入水全部被筛子阻挡在注水区并将原油驱离出注水区而进入采油区。
其次是孚盛砂堵水时间长。聚合物驱和三元复合驱开采年限短，聚驱和三元驱时，随着原油的采出，在原油采出位置处留下更多的走水通道，使流过筛断面液流含水由94%降低到80%再回升到94%仅需5年时间，之后继续开发的价值就很小了。现有任何其它堵水方法也都存在着随着原油开采而走水通道逐步扩大的问题。而透油阻水筛是由高强度覆膜砂构成，耐酸耐碱，在地层条件下永不失效，这一点负责该覆膜砂应用的技术人员是最清楚的。油水同驱的情况下，油优先通过筛子，只要有原油通过筛面，压力差就不会升高，水就被彻底封堵。其筛面不会出现因部分原油的采出而走水通道扩大的问题，直到全部原油通过筛面后，水才会在陡然升高的压力下穿过筛子。
第三，堵水位置佳。透油阻水筛将孚盛砂展布在压力梯度最低的剩余油富集区内，在地层中实现最佳位置处堵水，可将富集区内的大部分剩余油采出。 目前，全世界现有各种调剖堵水方法都不能在最深位置处实现堵水，即不能在剩余油最富集区内堵水。
第四，可提高注水驱替效率。在建立油水过滤筛前，为避免注水井和采油井间的水窜影响，注水井必须在低于破裂压力条件下注水（或注聚合物溶液等）；油水过滤筛建立后，只要注水井压裂缝长度不超过筛面，就可进行超破裂压力注水，这样可大幅度地提高低渗区剩余油的驱替效果。
（二）基建投资低。
目前，利用聚驱或三元复合驱开发1km2的剩余油约需基建投资约1.5亿元（参考萨北开发区北三东西块二类油层弱碱三元复合驱工业性示范工程数据），工程内容包括新钻井、机杆泵、地面设施（包括管线、电力线、道路、配注站、油水分离处理站等）；而利用过滤筛采油，其工程内容只包括新钻水平井、水平井压裂后填孚盛砂，其余注水井和采油井均利用现有老井。水平段长1000m的水平井在垂向上建立上、下两条5m长的裂缝面，填砂后就可形成1000×（5+5）=10000m2的筛子面。如果裂缝的平均宽度为1cm，则每口水平井需填注10000×0.01=100m3的孚盛砂。按水平井间距200m计算，每平方公里需5口，孚盛砂价格按6000元/m3计算，开发1平方公里需孚盛砂费用为5×100×6000=300万元，加上钻水平井和压裂费用，开发1平方公里的总费用也不超过5000万元，只相当于聚驱或三元驱基建投资的三分之一。
（三）生产成本低。
过滤筛采油生产成本在以下几方面低于现有技术：
1、地下无需药剂成本。目前正在应用的聚合物驱油技术和将要推广应用的三元复合驱技术，仅药剂就使吨油成本增加333元左右，占原油销售价格的6.5%。而透油阻水筛采油过程中，注入水中不需要任何药剂，降低了药剂成本，可使原油价格直降6.5%左右。
2、地上油水分离成本明显降低。三元复合驱是在地下通过表面活剂促进油水乳化融合后开采原油的，而采出的油水混合物在地上又要进行油水分离，在地上需通过加药破乳、加热电脱破乳过程促进油水分离，其地下油水融合过程（即乳化过程）和地上油水分离过程（即破乳过程）是完全相反的，这无疑增加了地上油水分离成本。而过滤筛采油在地下就进行了油水分离过程，其采出液不含任何影响地上油水分离破乳的药剂，其油水分离成本必然大幅度降低。
3、污水处理及回注成本大幅度降低。因透油阻水筛的堵水效率达100%，该采油法可使产液含水大幅度下降，从而可进一步降低污水处理及污水回注的成本。目前大庆油田每年有3亿多立方米的污水需要处理并回注，其成本在总成本中占有很大的比例，油水过滤筛采油后，需要处理并回注的污水量将会大幅度下降，其成本也必然会大幅度降低。
4、避免了聚合物驱和三元复合驱在生产中的各项技术难题。聚合物驱油和三元复合驱油方法中，主要存在两大技术难题：（1）因采出液中含有大量药剂，对油田生产设施造成了严重的不良影响，主要表现在对油田设施的腐蚀、生产过程中的结垢、堵塞油层以及采出液出砂严重等诸多问题；（2）目前由于三元复合驱采出液中表活剂的存在，使油水分离和污水达标处理异常困难。这两大问题是三元复合驱十几年来不能全面推广的两个重要原因，并为其投入了大量的科研经费。而利用油水过滤筛采油法，因其采出液中不含任何腐蚀性、促结垢、促乳化的药剂，使油田设施腐蚀、结垢、堵塞油层、出砂、油水分离及污水处理等各项难题不攻自破。
5、减少了生产过程中油水井、站的维修成本。聚合物驱油和三元复合驱需要大规模地增加油水井数，新建大量站所，这些设施在生产过程中必然增加其维修维护成本。而油水过滤筛采油无需这些地面设施，也就不需要这些维修成本。
（四）保护环境
目前为了确保大庆4000万吨原油稳产，聚合物驱油和三元复合驱油技术均利用垂直井反复加密提高产量（如萨北开发区北三东西块二类油层弱碱三元复合驱工业性示范工程使每平方公里面积内增加油水井55口），其结果是每年在大庆油田地上新建数千口油水井及大量配套设施，如配制注入站、污水处理站、管线、电线、道路等，这些油田设施使周边环境千疮百孔，管线、电线及道路等纵横交错，井、站等星罗棋布，严重地破坏了油田环境，建设投资和生产成本也随之大幅度上升，这两种技术是以牺牲环境为代价的掠夺式油田开发，必须尽快用更高效环保的技术加以代替。
而油水过滤采油法可使具有少井高产特性的水平井技术大面积地应用于高含水主力油层，仅5口长1000米的水平井与老井网结合，就可开采1km2的石油，其新钻井密度不到三元复合驱的十分之一，实现了少井高产的效果，并大幅度地减少了地面设施的建设，保护了地面环境。另外，聚合物驱油和三元复合驱油对水质要求极高，各类药剂的生产加工、油田污水处理等均对环境产生很大的污染，而油水过滤筛采油法不需任何药剂，使这些污染环境的难题不攻自破，是一种绿色环保采油法。
七、结束语
目前水平井钻井和分段定向射孔压裂技术已经成熟，具有透油阻水功能的孚盛砂也已研制成功，各类性能的堵水剂多种多样。通过水平井注堵水剂可在地下形成挡水坝，水平井压裂缝填孚盛砂可形成透油阻水筛，挡水坝可使注入水流深部转向，透油阻水筛不仅可使水流深部转向，更能使油水筛分后开采。有了挡水坝和透油阻水筛这两件利器，我们就可对注入水和剩余油开展围（水）、追（油）、堵（水）、截（水）工作，将地下全部剩余油逼出地面，使采收率接近100%成为可能。

透油阻水筛采油方法模拟试验
一、试验装置的原理
通过砂覆膜技术，使砂具有增加水界面张力、降低油界面张力的功能，从而使具有透油阻水功能的孚盛砂应运而生。在试验验证其对油水混合液的筛分过滤功能时，最直接的作法是将孚盛砂装入底部带孔眼的容器内，混合液从上部倒入容器内，经过孚盛砂后，油流出底部的孔眼，水被截留在孚盛砂上部。但在试验过程中，发现混合液主要是沿着容器内壁下滑，并没有通过孚盛砂，致使筛分过滤试验失败。
为了解决该问题，设计了如图1所示的试验装置。该装置在容器中部设有接油漏斗，漏斗被埋在容器内的孚盛砂里，并通过管道将进入漏斗内的原油外输。沿容器下滑的混合液通过容器底部的漏液孔流出容器，而不是通过漏斗及管道流出，这样就可确保通过孚盛砂流出的液体不再与沿器壁下滑的液体相混合，从而保证了试验的顺利进行。
油水混合液
纯原油
泵
渗入孚盛砂内的原油
外壳
接油漏斗
孚盛砂
漏液孔
接液桶
沿器壁下滑的混合液
图1 透油阻水筛模拟装置原理图

二、具体试验结果
按照上述装置的原理，利用常见的饮料瓶制作了透油阻水筛模拟装置，如下图2所示。

装孚盛砂和混合液的容器内埋设有接油漏斗。
从混合液里筛分出来的纯原油。
与接油漏斗相连的输油管。

图2 油水筛分装置及试验过程图

油水筛分过程大约经历了15分钟，15分钟后，过滤出了纯度为100%的原油约100ml，过滤后原油和过滤前油水混合液对比见下图3。

过滤前的油水混合液，存在着明显的油水分层现象。
过滤后的原油，已没有油水分层现象，其纯度应该是100%。

图3 过滤后的原油与过滤前的油水混合液对比图

三、试验过程中的现象解释
在油水筛分最初的一段时间，沿容器内壁下滑、并通过漏液孔流到外面的液体是不含油的纯水，而过一段时间，则下滑到外面的液体里含油逐渐增多。这是由于过滤初期，混合液里的原油全部渗到孚盛砂内部，所以下滑到外面的是纯水，而随着时间延续，砂内