海上低幅邊底水油田高含水水平井綜合治理研究
——以L油田為例

張國浩，張振杰，王樹濤，張彩旗，鄭 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

L油田館陶組是渤海油田的一個典型邊底水油藏，屬于辮狀河沉積，儲層平均孔隙度為21.7%，平均滲透率為466.5×10-3μm2，屬于中高孔、中高滲型儲層。該油藏具有兩個特點：一是構造幅度緩過渡帶儲量大；二是油柱高度低，僅1～6 m(平均僅10 m)。初期以水平井網方式開采，由于水平井能夠有效增加與油藏的接觸面積，改變近井地帶的滲流方式，降低滲流阻力，可用較低壓差采出更多的油，從而有利于提高原油采收率[1-2]。

開發初期對L油田實施早期產液結構調整，具體而言，對于高部位、有夾層位置的井進行提液，而對于過渡帶井實施控液，“提控”結合使邊底水均勻推進，提高波及系數，起到了控制含水上升的效果。隨著采出程度的不斷提高，對于該類邊底水活躍(水體能量75～125倍)或油層厚度薄的油藏，開采過程中壓降和采出程度的不均導致邊水或底水水竄，使油井含水上升變快，甚至出現了暴性水淹，個別油井產量急劇下降。

自1994年，國內外學者[3-10]研究了通過中心管完井來調節井筒壓力分布及其控制水錐原理。中心管技術已成功應用于國內的西江23-1、大港等油田水平井開發中，減緩了底水錐,并延長了無水采油期，達到了改善開發效果,增加經濟效益的目的[11-14]。

針對L油田存在的問題，結合剩余油精細描述技術和水平井出水特征機理模型研究，提出了水平井水淹位置綜合識別方法。在此基礎上，引入中心管控水及大泵提液技術，治理高含水水平井，取得了較好的降水增油效果，為海上類似邊底水油藏水平井高含水期穩油控水開采提供指導與借鑒。

1 高含水水平井綜合治理研究

1.1 研究技術思路

針對油田開發過程中高含水水平井治理難的復雜問題，需要有步驟、有針對性地開展研究工作，制定出合理研究思路(見圖1)。以深入分析油田動靜態資料及精細地質研究為基礎，通過精細數值模擬方法開展剩余油分布及水平井見水特征圖版研究，再應用中心管控水及大泵提液技術，實現降水增油。

以館陶組A井為例，該井是L油田館陶組的一口水平井，水平段長640 m，油層有效厚度9 m。2009年10月，采用普通合采管柱投產，平均日產油100 m3，到2012年3月份含水升至98%，日產油5 m3，累產油11.3×104m3，采出程度22%。雖然含水已突升到98%，但通過經驗公式法、驅油效率-波及系數法和油藏數值模擬法確定了館陶組主力層采收率為36%，認為該井仍有進一步挖潛的物質基礎。接下來具體分析油井含水突升到98%后的剩余油分布規律，以及強邊底水能量(達到75倍以上)情況下的穩油控水對策。

圖1 高含水水平井綜合治理研究思路流程

1.2 剩余油分布規律研究

運用Petrel地質建模軟件，綜合地震、地質、測井、油藏等信息，建立了精細的三維地質模型，其中，在儲層參數模型建立過程中，采用沉積微相控制下的相控建模方法，該方法更準確地描述了儲層的非均質性，為油藏數值模擬及油田動態分析提供了更精確的地質模型。在地質模型的基礎上進行網格粗化得到油藏模型。在粗化過程中，盡可能保留地質模型中反映出的儲層非均質性、韻律性等信息，同時把儲層內部泥巖隔夾層平面分布規律盡量展現出來，以更符合油田實際情況。在精細歷史擬合的基礎上，得到了館陶組剩余油分布(見圖2)。隨著油田的開發，邊底水逐步推進，發現A井僅在靠近根部及中部的高滲透位置出現水淹，其他部位剩余油仍然比較富集。

圖2 A井剩余油分布

1.3 水平井出水特征研究

結合館陶組地質油藏特征，建立典型機理模型判斷水平井見水位置，分析見水規律的動態特征。分別建立了3種機理模型：均質底水油藏、有1條高滲條帶的底水油藏和有2條高滲條帶的底水油藏。假設3類油藏均采用水平井開采。

通過分析得出以下結論：均質底水油藏在開采過程中存在2個含水穩定段，水油比導數曲線存在1個周期；有1條高滲條帶的底水油藏在開采過程中存在3個含水穩定段，水油比導數曲線存在2個周期；有2條高滲條帶的底水油藏在開采過程中存在4個含水穩定段，水油比導數曲線存在3個周期；高滲條帶數為N，含水率曲線存在N+2個含水穩定段，水油比導數曲線存在N+1個周期。

對照A井的含水率曲線(見圖3)及水油比導數曲線(見圖4)發現：含水率曲線存在4個含水穩定段，水油比導數曲線存在3個周期，可推測該井有2個高滲透段已經水淹，并結合該井的水平段測井曲線，判斷出水位置分別位于靠近根部及中部的高滲透位置，這與剩余油研究的分析結論一致。這種水平井水淹位置綜合識別方法既能定量分析剩余油挖潛潛力，又能定性判斷出水位置，為高含水水平井綜合治理及挖潛提供了依據。

圖3 A井含水率曲線

圖4 A井水油比導數曲線

1.4 中心管控水工藝技術

L油田館陶組邊底水能量充足，水體倍數在75～125倍，但是受流體性質較好、提液幅度等因素的影響，單純提液增油效果不明顯，為此引入中心管控水輔助提液技術。中心管控水的原理是在常規井眼中再加入一根小于井眼直徑的油管(見圖5)，降低水平井跟端附近壓差，改善流入剖面，使整個流入剖面較為均勻。

圖5 中心管示意

為了更進一步落實出水位置，利用軟件進行了水平段流量剖面計算。從水平段流動剖面看，水平段流量不均勻(見圖6)。距根部200 m附近位置，流量最大，與剩余油研究結果吻合。明確了采用中心管控水技術，改善流量剖面。對中心管長度開展了優化設計，為了充分動用水平段末端剩余油，中心管末端帶孔管位置設計在盲管位置。實施中心管控水后，流量和壓力剖面得到改善，水平段末端的流量明顯得到提高。

圖6 A井水平段流量剖面

2 現場實踐

2012年5月，A井應用中心管控水及大泵提液技術后，日產液量由220 m3提高到490 m3，含水率下降17%，實現日增油82 m3(見圖7)，截至2018年6月累計增油達5.53×104m3，相當于該油田目前一口調整井的增量。同樣，利用該技術在油田又實施了一口井，堵水后含水率由99%降低至81%，增油效果顯著。截至目前，兩口井合計增油6.30×104m3。

圖7 A井實施效果

3 結論

(1)地質、油藏、工藝等多方面結合，形成了邊底水油田高含水水平井綜合治理技術，包括水平井水淹規律及見水特征研究和中心管控水輔助提液技術研究，為水平井高含水期穩油控水探索出一條新的技術思路。

(2)邊底水油田高含水水平井綜合治理技術在L油田取得了很好的應用效果，實現了降水增油，改善了開發效果。