鐘洪嬌，王 濤，胡澤根，張斌斌，田 苗

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

與定向井相比，水平井因其泄油面積大、產(chǎn)能高等優(yōu)勢(shì)在各類油藏開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用，但對(duì)于疏松砂巖油藏，底水或注入水一旦突破，隨之而來的就是高含水、出砂兩大問題，水平井的控水、防砂難度較大，從而影響著油田整體采收率的提高。近年來，隨著技術(shù)的發(fā)展，渤海油田先后采用了變密度篩管、中心管等技術(shù)來控水，但措施效果整體呈現(xiàn)控水成本高、有效期短、成功率低的特點(diǎn)［1］，因此需要一種更有效的控水技術(shù)。

1 渤海Q油田地質(zhì)油藏開發(fā)特征

渤海Q油田構(gòu)造是在前第三系古隆起背景上發(fā)育并被斷層復(fù)雜化的披覆構(gòu)造，整個(gè)構(gòu)造呈埋藏淺，幅度低，規(guī)模大，斷層發(fā)育和局部圈閉多等特點(diǎn)。油田油藏類型包括:巖性構(gòu)造油藏、構(gòu)造巖性油藏和底水油藏，從儲(chǔ)層特征上看，屬于高孔高滲油藏。儲(chǔ)層主要發(fā)育河流相沉積，油藏的能量來源包括邊底水和注入水。

該油田水平井開發(fā)過程中邊底水及注入水突破速度快，截至2021 年7 月，油田綜合含水94%（圖1），180 口水平井綜合含水95%。老井高含水、新井投產(chǎn)含水上升快（圖2），且伴隨出砂。

圖1 渤海Q油田含水上升曲線

圖2 渤海Q油田A1H井生產(chǎn)曲線

2 環(huán)空阻流控水技術(shù)的提出

目前國(guó)內(nèi)各大油田常用的堵水方法主要有機(jī)械堵水和化學(xué)堵水兩大類。機(jī)械堵水主要通過在高滲帶下入橋塞封隔器、打入水泥塞等方法實(shí)現(xiàn)堵水；化學(xué)堵水則通過在高產(chǎn)帶打入凍膠等封堵劑進(jìn)行堵水。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明這兩類堵水方法在特定的地層條件下有效，但是都有相應(yīng)的局限性［2］。隨著油田中剩余油分布的復(fù)雜性，水平井出水點(diǎn)、出水段存在不確定性，導(dǎo)致水平井控水的難度加大，因此急需一種新的控水方法來實(shí)現(xiàn)水平井的精細(xì)分段控水。

環(huán)空阻流控水技術(shù)的基本實(shí)施方式是在水平段下入不同控水強(qiáng)度的控水裝置，控水裝置協(xié)同作用，在不影響油的徑向流動(dòng)的前提下控制流體產(chǎn)生環(huán)空水竄，抑制高含水段的產(chǎn)液量，增加低含水段的產(chǎn)液量，從而實(shí)現(xiàn)精細(xì)化分段控水，最終實(shí)現(xiàn)水平段的整體均衡動(dòng)用。

3 Q油田水平井出水特征及選井原則

3.1 出水原因分析

水平井出水主要有底水脊進(jìn)和高滲帶竄流兩種類型［3］。在對(duì)底水油藏進(jìn)行開發(fā)時(shí)，底水油藏中會(huì)出現(xiàn)油水界面發(fā)生變形上升的現(xiàn)象，在直井中我們稱之為底水錐進(jìn)。在水平井中，Chaperon 和Karcher等人把這種現(xiàn)象稱為“水脊”，即稱為水平井的底水脊進(jìn)。油藏在長(zhǎng)期注水開發(fā)過程中，受到油藏邊界、地層傾角、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和油水黏度差等因素的影響，造成油水井之間某些儲(chǔ)層產(chǎn)生一區(qū)域，該區(qū)域滲透率升高及含水飽和度增大，使得水的滲流能力強(qiáng)，注入水沿著這一區(qū)域發(fā)生竄流，這種現(xiàn)象叫做高滲帶竄流。這兩種出水類型均會(huì)造成水平井出水的復(fù)雜性。

3.2 出水類型診斷

目前，水平井在渤海油田的開發(fā)中占據(jù)重要地位［4-7］，因此，準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)海上油田水平井含水上升規(guī)律及水平段出水類型，是后期制定控水措施的基礎(chǔ)。統(tǒng)計(jì)180 口水平井含水率隨時(shí)間的變化曲線，總結(jié)了渤海Q 油田水平井的含水上升模式，主要包括三種:凹型、凸型和直線型。又因油藏的非均質(zhì)性、水平井跟趾效應(yīng)等因素的影響，水平段供液剖面通常是不均衡的，通過統(tǒng)計(jì)水平井水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線變化，根據(jù)出水位置在水平段上的分布，渤海Q 油田水平井出水類型可分為點(diǎn)狀見水局部水淹、多點(diǎn)見水整體水淹和線狀見水整體水淹，形成渤海Q 油田水平井含水上升規(guī)律模版（表1），為環(huán)空阻流控水技術(shù)提供油藏支持。

表1 水平井含水上升規(guī)律模板

3.3 評(píng)價(jià)指標(biāo)及選井原則

基于該工藝精細(xì)化分段控水以及控水過程中損耗附加壓降的控水原理，首先提出環(huán)空阻流控水防砂工藝的選井必要條件，其次確定影響水平井開發(fā)效果的主控因素。

（1）環(huán)空阻流控水防砂工藝的選井必要條件:

a.點(diǎn)狀見水局部水淹的見水模式（必要條件）:基于以上對(duì)水平井出水機(jī)理的研究，結(jié)合環(huán)空阻流控水技術(shù)的控水原理，決定了點(diǎn)狀見水局部水淹模式的水平井是適用該項(xiàng)技術(shù)的首要、必要條件；

b.地層能量充足，井底流壓大于5 MPa（必要條件）:分析歷史實(shí)施井，發(fā)現(xiàn)油井在實(shí)施環(huán)空阻流控水技術(shù)后，生產(chǎn)壓差會(huì)提高1.0～4.5 MPa，采液指數(shù)會(huì)較同井措施前或鄰井低，這是因?yàn)樵摷夹g(shù)在控水過程中會(huì)有一定的附加壓降，故要求所選油井所在井區(qū)地層必須能量充足、有適當(dāng)?shù)木琢鲏海詽M足控水技術(shù)的附加壓降以及控水后的提液要求。

（2）確定影響水平井開發(fā)效果的主控因素:

對(duì)水平井開發(fā)效果的評(píng)價(jià)主要考慮階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，反映階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的指標(biāo)包括:日產(chǎn)油量、月產(chǎn)油量、含水率降幅、階段累產(chǎn)油量、階段累計(jì)水油比、產(chǎn)油效率（ΔR/Δfw）。綜合考慮，確定使用多因素組合指標(biāo)ΔR/Δfw作為水平井控水防砂的評(píng)價(jià)指標(biāo)。利用單因素分析法，對(duì)影響產(chǎn)油效率的地質(zhì)因素和開發(fā)因素逐項(xiàng)分析，最終選取與該指標(biāo)相關(guān)性較好的6 項(xiàng)因素，其中地質(zhì)因素包括:泥質(zhì)含量、原油黏度、滲透率、避水高度、距邊水距離；開發(fā)因素為井區(qū)剩余可采儲(chǔ)量。對(duì)已實(shí)施環(huán)空阻流控水技術(shù)的水平井，利用灰色關(guān)聯(lián)法［8］對(duì)6 項(xiàng)影響因素進(jìn)行關(guān)聯(lián)系數(shù)計(jì)算，最后得出各個(gè)因素的關(guān)聯(lián)度排序（表2），確定水平井產(chǎn)油效率的三大主控因素是井區(qū)剩余可采儲(chǔ)量、泥質(zhì)含量和原油黏度。

表2 水平井產(chǎn)油效率主控因素關(guān)聯(lián)度排序

根據(jù)該工藝的控水原理及水平井產(chǎn)油效率的主控因素分析，歸納總結(jié)出Q 油田環(huán)空阻流控水防砂技術(shù)的選井原則:

（1）點(diǎn)狀見水局部水淹的見水模式；

（2）地層能量充足，井底流壓大于5 MPa；

（3）井區(qū)剩余油相對(duì)富集，根據(jù)油田目前的采收率及井控儲(chǔ)量，推測(cè)剩余可采儲(chǔ)量應(yīng)大于5×104m3，目標(biāo)井井區(qū)采出程度低、剩余油富集是實(shí)施該項(xiàng)控水技術(shù)的物質(zhì)保障；

（4）水平井有一定的避水高度（針對(duì)渤海Q 油田不低于7 m）。

（5）泥質(zhì)含量低（針對(duì)渤海Q 油田泥質(zhì)含量不高于20%）、地下原油黏度不能太高（針對(duì)渤海Q 油田地下原油黏度需不高于200 mPa·s）；

根據(jù)以上選井原則，將點(diǎn)狀見水局部水淹的見水模式、井區(qū)剩余可采儲(chǔ)量、井底流壓、避水高度、泥質(zhì)含量和原油黏度作為選井指標(biāo)，形成渤海Q 油田環(huán)空阻流控水防砂技術(shù)選井原則（見圖3）。實(shí)施該控水防砂工藝時(shí)，需按照選井原則對(duì)所需指標(biāo)進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，選取符合條件的油井。

圖3 渤海Q油田環(huán)空阻流控水防砂技術(shù)選井原則

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

依據(jù)以上選井原則，針對(duì)渤海Q 油田的20 口高含水水平井（平均含水97%），第一步，按照選井原則對(duì)20口井相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，根據(jù)選井原則選取符合條件的油井；第二步，對(duì)各指標(biāo)進(jìn)行無量綱化，再利用專家打分法來確定各參數(shù)的權(quán)重，最后計(jì)算綜合指標(biāo)（參數(shù)指標(biāo)×參數(shù)權(quán)重），對(duì)綜合指標(biāo)進(jìn)行排序，優(yōu)選排名靠前的油井作為實(shí)施對(duì)象。最后優(yōu)選出Q 油田三口高含水且出砂水平井（見表3）實(shí)施環(huán)空阻流控水技術(shù)。截至目前三口井均取得了較好的控水、防砂的效果。

表3 渤海Q油田已實(shí)施環(huán)空阻流控水技術(shù)水平井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

A1H 井采用40/70 目控水篩管進(jìn)行整體控水防砂作業(yè)，2020 年5 月16 日作業(yè)完投產(chǎn)后，無封隔顆粒產(chǎn)出，生產(chǎn)平穩(wěn)。2020 年7 月15 日該井控水效果呈現(xiàn)最佳，達(dá)到最大增油量，日產(chǎn)液329.23 m3，日產(chǎn)油33.92 m3，含水89.7%，流壓4.52 MPa，含水較作業(yè)前下降7.9%，日增油量達(dá)25.6 m3，是控水前的3 倍，控水增油效果顯著；目前日產(chǎn)液439.6 m3，日產(chǎn)油22.14 m3，含水94.96%，流壓1.73 MPa，生產(chǎn)壓差8.17 MPa，較作業(yè)前日增液量92.6 m3，日增油量13.83 m3，含水下降2.64%，累增油達(dá)7 902 m3，平均日增油達(dá)17 m3，至今無出砂現(xiàn)象（見圖4）。

圖4 A1H井生產(chǎn)數(shù)據(jù)曲線

5 結(jié)論

基于Q 油田180 口水平井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，總結(jié)歸納了該油田水平井含水上升模式及水平段出水類型，形成渤海Q 油田含水上升規(guī)律下的水平井出水類型診斷圖版，為后續(xù)環(huán)空阻流控水技術(shù)的實(shí)施奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。

基于Q 油田形成的選井原則指導(dǎo)了該項(xiàng)控水防砂技術(shù)對(duì)水平井的優(yōu)選，同時(shí)為油田后續(xù)實(shí)施該控水技術(shù)提供了方向性指導(dǎo)。

環(huán)空阻流控水技術(shù)能實(shí)現(xiàn)水平井精細(xì)化分段控水，通過現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)踐，證明該技術(shù)控水、防砂效果顯著，具有廣闊的推廣前景。