李君寶，韓耀圖，林家昱，趙成龍，張 登

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

穩(wěn)油控水技術(shù)在渤海油田的研究與應(yīng)用.

李君寶1，韓耀圖2，林家昱2，趙成龍1，張 登1

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海油田在生產(chǎn)過程中暴露出的產(chǎn)量遞減快、底水上升快、找水堵水困難等問題嚴重影響了油井產(chǎn)能的發(fā)揮和開發(fā)的綜合效益。為解決海上油田生產(chǎn)過程中含水率上升快的問題，本文進行了在油田開發(fā)早期即運用鉆完井技術(shù)手段進行穩(wěn)油控水的研究。針對套管井，制定了水淹層避射原則優(yōu)化射孔方案，同時通過壓裂礫石充填技術(shù)穩(wěn)油控水；針對水平井，采用變密度篩管控水技術(shù)、中心管控水技術(shù)及投產(chǎn)管理控水技術(shù)進行穩(wěn)油控水，最終形成一套適合渤海油田開發(fā)的穩(wěn)油控水技術(shù)體系。實際應(yīng)用表明，該技術(shù)可有效控制海上油田產(chǎn)量遞減率，減緩含水率上升速度，具有廣泛的應(yīng)用前景。

渤海油田；高含水率；鉆完井技術(shù)；穩(wěn)油控水；套管井；水平井

近5年來渤海油田原油產(chǎn)量持續(xù)超過3000×104m3，成為全國第二大油田。隨著開發(fā)進程加快，部分油田已進入開發(fā)中后期階段，產(chǎn)量下降速度較快。受限于海上平臺和設(shè)施的壽命，海上油田開發(fā)過程中常需加快采油速度，導(dǎo)致油井高含水問題日益突出，部分油田綜合含水率達到90%以上。目前渤海油田因水淹而關(guān)閉的油井達數(shù)十口，嚴重制約了油田的整體開發(fā)。[1]

油井出水原因很多，涉及油藏、鉆完井及后期采油措施等多個方面。渤海油田早期的控水方式主要以補救式堵水為主，即在生產(chǎn)后期含水率升高后再采取控水措施。補救式堵水雖然一定程度上能延緩水淹，但成本較高、效果不明顯。因此迫切需要改變控水思路，解決穩(wěn)產(chǎn)難題。

1 油田概況

渤海油田含水率高主要由邊底水突進和注入水水淹引起。渤海油田具有非均質(zhì)性強、變異系數(shù)大、油層較厚、原油黏度大、油水流度差異大、產(chǎn)液剖面與吸水剖面不均衡等特點，邊底水極易突進。同時海上油田采油強度較高，油田一般在開發(fā)初期即開始注水，強采強注導(dǎo)致主力層位極易水淹。[2]

實踐經(jīng)驗表明，在中低含水階段，采液、采油指數(shù)隨含水率上升變化比較平緩；而進入高含水期后，采液指數(shù)增長隨含水率上升較為明顯，采油指數(shù)則明顯下降。在開發(fā)早期就進行穩(wěn)油控水能有效增加油井無水采油期，提高采出程度，提升油田經(jīng)濟效益。為此，渤海油田嘗試在部分高含水老油田通過鉆完井技術(shù)進行穩(wěn)油控水，效果良好，并形成了一套適合渤海油田的穩(wěn)油控水配套技術(shù)。

2 穩(wěn)油控水技術(shù)

2.1 套管井穩(wěn)油控水技術(shù)

2.1.1 水淹層測井評價和避射技術(shù)

目前常用測井解釋資料進行水淹程度評價。[3]以綏中某油田為例，水淹層解釋采用原始電阻率反演法，反算調(diào)整井原始含油飽和度So-oip，同時利用目前含油飽和度So計算驅(qū)油效率η，即

(1)

式中Sw——目前含水飽和度，%；Swi——束縛水飽和度，%。

利用該方法獲得的驅(qū)油效率，結(jié)合含水率，將水淹級別劃分為未水淹、低水淹、中水淹和強水淹4級(表1)[4]。

表1 綏中油田水淹級別判斷標準表

確定水淹層位后，根據(jù)數(shù)值模擬成果，參考相似油田調(diào)整井射孔原則和本油田初期開發(fā)井的射孔原則，制定水淹層避射原則，優(yōu)化射孔方案。以綏中某油田為例，在調(diào)整井階段，油田的避射原則為：①強水淹層段不射開。②厚度小于3 m的砂體內(nèi)部存在強水淹條帶的，砂體不射開。③厚度大于3 m的砂體下部存在強水淹條帶的，避射強水淹條帶以上剩余厚度的1/3。④對于邊水油藏，縱向上射孔段與目前油水界面垂向距離不小于10 m，平面上射孔段與目前油水邊界距離要大于100 m。⑤有水平井開發(fā)的目的層，定向井開發(fā)中不射開。[5]

將油藏水淹程度評價方法納入穩(wěn)油控水技術(shù)范疇，深化油藏認識，明確挖潛方向。同時優(yōu)化避射層位，投產(chǎn)后含水率下降，產(chǎn)能明顯提升。

2.1.2 套管礫石充填井防砂技術(shù)

渤海油田儲層多屬淺部疏松砂巖，膠結(jié)疏松、強度低、非均質(zhì)性強、開采過程易出砂。尤其是開發(fā)中后期，地層見水后巖石強度顯著下降，出砂風(fēng)險大大增加，因此多數(shù)井采用礫石充填、壓裂礫石充填工藝進行防砂開采。[6]

對于確定使用礫石充填防砂的油井，需根據(jù)水淹情況進一步分析。對于中/強水淹層，一般選擇循環(huán)充填；而未水淹層或低水淹層可選擇高速水、微壓裂或壓裂充填，以降低近井地帶表皮系數(shù)。采用壓裂礫石充填工藝時，需要確認相鄰層位是否存在邊底水層、水淹層，明確隔層長度，以便控制壓裂規(guī)模。根據(jù)油藏參數(shù)模擬施工規(guī)模、裂縫形態(tài)，現(xiàn)場施工再根據(jù)Mini-Frac測試結(jié)果調(diào)整施工參數(shù)。施工后根據(jù)壓力曲線進行擬合，修正模型，獲取真實裂縫形態(tài)，為后續(xù)井施工提供依據(jù)。通過壓裂礫石充填技術(shù)，渤海大多數(shù)單井獲得了很好的產(chǎn)能，同時有效抑制了產(chǎn)層過快水淹。

2.2 水平井穩(wěn)油控水技術(shù)

2.2.1 變密度篩管控水技術(shù)

水平井筒內(nèi)管流沿程摩阻使得水平生產(chǎn)段不同部位的生產(chǎn)壓差不同，水平井跟端生產(chǎn)壓差最大，容易導(dǎo)致底水從該部位突破。變密度篩管根據(jù)水力學(xué)原理，利用節(jié)流方法將較大部位的生產(chǎn)壓差合理消耗一部分，起到節(jié)流作用。

研究表明，篩管過濾件的流通能力較強，產(chǎn)生的阻力與附加壓降較小，無法達到控水目的；當篩管過濾件表面形成砂橋后，流體通過篩管的流動方式變?yōu)闈B流，能夠產(chǎn)生較大壓降，從而進行控水。

在沉砂條件下，砂橋與篩管過濾件會產(chǎn)生附加壓降：

ΔP=QLμ/(KS)

(2)

式中ΔP——砂橋+過濾件壓降，Pa；Q——定壓差下的流量，m3/s；μ——流體黏度，Pa·s；L——砂橋和過濾件厚度，m；S——過濾件截面積，m2；K——砂橋+過濾件滲透率，m2。

根據(jù)產(chǎn)層各段物性、地層流體性質(zhì)和產(chǎn)能等參數(shù)建立井筒數(shù)學(xué)模型，確定水平段各段地層流體到達水平井“根部”所產(chǎn)生的壓耗，再通過專業(yè)軟件(如NETOOL)計算出水平段所分層段數(shù)及不同層段篩管需要布置的孔密數(shù)量[7-8]，通過調(diào)整高滲透層段篩管基管上的孔眼數(shù)量，增加人為消耗的壓差，從而起到限流的作用。同時利用膨脹封隔器將不同性質(zhì)的層段分割成不同的壓力倉，形成相互不干擾的單獨生產(chǎn)單元，配合生產(chǎn)分采管柱，可以實現(xiàn)任意層的單獨開采，達到有效控水目的(圖1)。

圖1 變密度篩管+膨脹封隔器完井生產(chǎn)示意圖Fig.1 Completion production schemes of variable density screem+expanded packer

2.2.2 中心管控水技術(shù)

圖2 中心管控水不同井段流動形態(tài)圖Fig.2 Flow patterns of different wells in central controlled water

在常規(guī)完井基礎(chǔ)上，下掛一個中心管至水平段，且伸入水平段一定長度，并用封隔器封閉中心管和套管之間的環(huán)形空間，改變井筒內(nèi)地層流體的流動形態(tài)，將原水平段內(nèi)的流體流動形態(tài)劃分為井眼流動、環(huán)空流動和中心管流動3種(圖2)。通過平衡局部生產(chǎn)壓差，降低水平井指端的沿程摩阻，使水平段各部分生產(chǎn)壓差保持基本一致，避免水平井根部效應(yīng)，達到穩(wěn)油控水的目的(圖3，Lh為水平段長度)。[9-11]

圖3 中心管控水技術(shù)應(yīng)用前后壓力剖面對比圖Fig.3 Comparison of pressure profile before and after application of central control water control technology

秦皇島油田A25h井跟端底水錐進嚴重，采出程度較低。2011年該井實施中心管控水后，產(chǎn)油能力得到提高，含水率下降(表2)。

表2 A25h井中心管控水前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

2.3 投產(chǎn)管理控水技術(shù)

對于含水率較高的油田，運用穩(wěn)油控水鉆完井技術(shù)，結(jié)合配套投產(chǎn)技術(shù)措施，可使生產(chǎn)參數(shù)趨于穩(wěn)定，達到長期生產(chǎn)的目的。[12]①啟泵采用低頻拖帶，運行穩(wěn)定再提頻，注意控制生產(chǎn)壓差；②專人負責，詳細記錄投產(chǎn)時的技術(shù)參數(shù)，調(diào)整生產(chǎn)制度，做到有的放矢；③做好計量與化驗，根據(jù)參數(shù)分析井下狀態(tài)是否正常；④盡量減少無謂停泵；⑤停泵后復(fù)產(chǎn)時，要緩慢提高產(chǎn)液量至初始狀態(tài)。

3 穩(wěn)油控水技術(shù)應(yīng)用效果

3.1 單井產(chǎn)量大幅增加

渤海油田穩(wěn)油控水技術(shù)實施后效果顯著。以綏中某油田二期調(diào)整階段實施井為例(圖4)，綜合運用穩(wěn)油控水技術(shù)的10口井增產(chǎn)效果明顯，產(chǎn)量為配產(chǎn)的1.5倍以上，其中水平井C45H井配產(chǎn)50 m3/d，投產(chǎn)后產(chǎn)量達到140 m3/d，接近配產(chǎn)的3倍。

圖4 綏中某油田二期調(diào)整階段穩(wěn)油控水成果圖Fig.4 Results of oil stablization and water control in phase Ⅱ of one Suizhong Oilfield

3.2 含水率大幅下降

采取穩(wěn)油控水措施后，油井的含水率明顯下降，且隨著生產(chǎn)的持續(xù)，采取控水措施的油井含水率上升速度明顯低于未采取控水措施的油井。在相同生產(chǎn)壓差條件下，采取控水措施的油井比未采取控水措施的油井含水率下降20%以上。以綏中油田G40井為例，該井與G9井開發(fā)同一層位， G9井未采取控水措施，2012年初含水率達到38%，2015年含水率達到73%；而G40井實施穩(wěn)油控水措施后，從2012年初開始投產(chǎn)的超過3年的時間里含水率始終在40%以下，產(chǎn)量穩(wěn)定(表3)。

表3 綏中油田同層位油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

4 結(jié)論和建議

(1)油藏地質(zhì)評價是穩(wěn)油控水的關(guān)鍵，必須通過深化油藏認識，科學(xué)制定穩(wěn)油控水方案。

(2)形成了一套適合渤海油田套管井和水平井的穩(wěn)油控水技術(shù)，控水完井工具及技術(shù)管理手段在多個油田得到了成功實施，單井產(chǎn)量大幅提高，含水率大幅下降。

(3)在油田開發(fā)早期運用鉆完井技術(shù)手段進行穩(wěn)油控水的理念及方案是可行的，適合海上油田的作業(yè)現(xiàn)狀，可以推廣使用。

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Research and Application of Water Control Technology in Bohai Oilfield

Li Junbao1， Han Yaotu2， Lin Jiayu2， Zhao Chenglong1， Zhang Deng1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China； 2.CNOOCChinaLimitedTianjinBranch,Tianjin300452,China)

This article describes the Bohai Oilfield outstanding problems in the decline in production is fast, the bottom water rise quickly, find water and water problems seriously affect the oil well production and development of the comprehensive benefits. In order to solve the problem of fast increase of water content in offshore oilfield, this paper carried out research on oil and water control by drilling and completion technology in the early stage of oilfield development.Aiming at the cased well, the principle of avoiding water-flooded layer is formulated and the perforation scheme is optimized. At the same time, the fracturing and gravel packing technology is used to stabilize the water control. For the horizontal well, the variable density sieve water control technology, the central control water technology and the production management water control technology to stabilize oil control water, which is suitable for the development of stable oil in Bohai oilfield. This system effectively control the production in older fields decline, slow the water velocity fields, enhanced oil recovery. The prospect of application is wide.

Bohai Oilfield; high water ratio; drilling and completion technology; reservoir recognition; stabilizing oil production and controlling water; casting well; horizontal well

TE257

A

*第一作者簡介：李君寶(1977—)，男，工程師，1999年畢業(yè)于重慶石油大學(xué)高專鉆井工程專業(yè)，主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)研究工作。郵箱:lijb2@cnooc.com.cn.