基于含水規律的水平井環空阻流控水防砂技術應用研究

鐘洪嬌，王 濤，胡澤根，張斌斌，田 苗

（中海油田服務股份有限公司，天津 300459）

與定向井相比，水平井因其泄油面積大、產能高等優勢在各類油藏開發中得到了廣泛應用，但對于疏松砂巖油藏，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，隨著技術的發展，渤海油田先后采用了變密度篩管、中心管等技術來控水，但措施效果整體呈現控水成本高、有效期短、成功率低的特點［1］，因此需要一種更有效的控水技術。

1 渤海Q油田地質油藏開發特征

渤海Q油田構造是在前第三系古隆起背景上發育并被斷層復雜化的披覆構造，整個構造呈埋藏淺，幅度低，規模大，斷層發育和局部圈閉多等特點。油田油藏類型包括:巖性構造油藏、構造巖性油藏和底水油藏，從儲層特征上看，屬于高孔高滲油藏。儲層主要發育河流相沉積，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井生產曲線

2 環空阻流控水技術的提出

目前國內各大油田常用的堵水方法主要有機械堵水和化學堵水兩大類。機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現堵水；化學堵水則通過在高產帶打入凍膠等封堵劑進行堵水?，F場實踐表明這兩類堵水方法在特定的地層條件下有效，但是都有相應的局限性［2］。隨著油田中剩余油分布的復雜性，水平井出水點、出水段存在不確定性，導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現水平井的精細分段控水。

環空阻流控水技術的基本實施方式是在水平段下入不同控水強度的控水裝置，控水裝置協同作用，在不影響油的徑向流動的前提下控制流體產生環空水竄，抑制高含水段的產液量，增加低含水段的產液量，從而實現精細化分段控水，最終實現水平段的整體均衡動用。

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和高滲帶竄流兩種類型［3］。在對底水油藏進行開發時，底水油藏中會出現油水界面發生變形上升的現象，在直井中我們稱之為底水錐進。在水平井中，Chaperon 和Karcher等人把這種現象稱為“水脊”，即稱為水平井的底水脊進。油藏在長期注水開發過程中，受到油藏邊界、地層傾角、儲層非均質性和油水黏度差等因素的影響，造成油水井之間某些儲層產生一區域，該區域滲透率升高及含水飽和度增大，使得水的滲流能力強，注入水沿著這一區域發生竄流，這種現象叫做高滲帶竄流。這兩種出水類型均會造成水平井出水的復雜性。

3.2 出水類型診斷

目前，水平井在渤海油田的開發中占據重要地位［4-7］，因此，準確認識海上油田水平井含水上升規律及水平段出水類型，是后期制定控水措施的基礎。統計180 口水平井含水率隨時間的變化曲線，總結了渤海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。又因油藏的非均質性、水平井跟趾效應等因素的影響，水平段供液剖面通常是不均衡的，通過統計水平井水油比和水油比導數曲線變化，根據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狀見水局部水淹、多點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律模版（表1），為環空阻流控水技術提供油藏支持。

表1 水平井含水上升規律模板

3.3 評價指標及選井原則

基于該工藝精細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效果的主控因素。

（1）環空阻流控水防砂工藝的選井必要條件:

a.點狀見水局部水淹的見水模式（必要條件）:基于以上對水平井出水機理的研究，結合環空阻流控水技術的控水原理，決定了點狀見水局部水淹模式的水平井是適用該項技術的首要、必要條件；

b.地層能量充足，井底流壓大于5 MPa（必要條件）:分析歷史實施井，發現油井在實施環空阻流控水技術后，生產壓差會提高1.0～4.5 MPa，采液指數會較同井措施前或鄰井低，這是因為該技術在控水過程中會有一定的附加壓降，故要求所選油井所在井區地層必須能量充足、有適當的井底流壓，以滿足控水技術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效果的主控因素:

對水平井開發效果的評價主要考慮階段生產動態，反映階段生產動態的指標包括:日產油量、月產油量、含水率降幅、階段累產油量、階段累計水油比、產油效率（ΔR/Δfw）。綜合考慮，確定使用多因素組合指標ΔR/Δfw作為水平井控水防砂的評價指標。利用單因素分析法，對影響產油效率的地質因素和開發因素逐項分析，最終選取與該指標相關性較好的6 項因素，其中地質因素包括:泥質含量、原油黏度、滲透率、避水高度、距邊水距離；開發因素為井區剩余可采儲量。對已實施環空阻流控水技術的水平井，利用灰色關聯法［8］對6 項影響因素進行關聯系數計算，最后得出各個因素的關聯度排序（表2），確定水平井產油效率的三大主控因素是井區剩余可采儲量、泥質含量和原油黏度。

表2 水平井產油效率主控因素關聯度排序

根據該工藝的控水原理及水平井產油效率的主控因素分析，歸納總結出Q 油田環空阻流控水防砂技術的選井原則:

（1）點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）井區剩余油相對富集，根據油田目前的采收率及井控儲量，推測剩余可采儲量應大于5×104m3，目標井井區采出程度低、剩余油富集是實施該項控水技術的物質保障；

（4）水平井有一定的避水高度（針對渤海Q 油田不低于7 m）。

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

根據以上選井原則，將點狀見水局部水淹的見水模式、井區剩余可采儲量、井底流壓、避水高度、泥質含量和原油黏度作為選井指標，形成渤海Q 油田環空阻流控水防砂技術選井原則（見圖3）。實施該控水防砂工藝時，需按照選井原則對所需指標進行數據統計，選取符合條件的油井。

圖3 渤海Q油田環空阻流控水防砂技術選井原則

4 現場應用及效果分析

依據以上選井原則，針對渤海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20口井相關指標進行數據統計，根據選井原則選取符合條件的油井；第二步，對各指標進行無量綱化，再利用專家打分法來確定各參數的權重，最后計算綜合指標（參數指標×參數權重），對綜合指標進行排序，優選排名靠前的油井作為實施對象。最后優選出Q 油田三口高含水且出砂水平井（見表3）實施環空阻流控水技術。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油田已實施環空阻流控水技術水平井數據統計

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

圖4 A1H井生產數據曲線

5 結論

基于Q 油田180 口水平井的實際生產數據，總結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 油田含水上升規律下的水平井出水類型診斷圖版，為后續環空阻流控水技術的實施奠定了技術基礎。

基于Q 油田形成的選井原則指導了該項控水防砂技術對水平井的優選，同時為油田后續實施該控水技術提供了方向性指導。

環空阻流控水技術能實現水平井精細化分段控水，通過現場應用實踐，證明該技術控水、防砂效果顯著，具有廣闊的推廣前景。