南海西部W油田水平井中心管控水技術(shù)應(yīng)用

付 強(qiáng)，李 華，薛國(guó)慶，任超群，阮洪江

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

隨著油藏精細(xì)描述方法以及水平井高效開(kāi)發(fā)配套技術(shù)的發(fā)展，水平井被推廣使用并取得良好的礦場(chǎng)應(yīng)用效果，已成為國(guó)內(nèi)外各大油田高效開(kāi)發(fā)的重要技術(shù)手段之一。對(duì)于海上油田，自然環(huán)境復(fù)雜，作業(yè)高成本、高風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)受制于平臺(tái)空間，需要在有限井?dāng)?shù)條件下最大限度動(dòng)用地下原油儲(chǔ)量。水平井憑借單井產(chǎn)量高、控制儲(chǔ)量大、泄油面積大、控制儲(chǔ)量成本低、增加原油可采儲(chǔ)量、改造斷塊型油藏連通性、有效抑制底水水錐等優(yōu)勢(shì)，在海上油田開(kāi)發(fā)中井?dāng)?shù)占比越來(lái)越大，并呈現(xiàn)快速上升趨勢(shì)。但水平井含水率上升快、產(chǎn)量遞減迅速的問(wèn)題也日益突顯。隨著水驅(qū)油藏逐漸進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，油田高含水問(wèn)題越發(fā)嚴(yán)重[1-5]。在油井高含水階段，提液一般是最主要的增產(chǎn)手段，但除了單井是否具備提液潛力外，海上油井提液還受限于海管外輸、平臺(tái)電力、水處理等多因素制約，提液幅度逐漸到達(dá)瓶頸。在水平井實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，受地質(zhì)、流體、開(kāi)發(fā)因素等條件影響，導(dǎo)致全井段出水不均，儲(chǔ)層局部剩余油富集，在不開(kāi)展針對(duì)性的控堵水措施情況下，其水驅(qū)方向得不到改變，儲(chǔ)層動(dòng)用程度、波及效率難以提高，最終影響高含水油井開(kāi)發(fā)效果[8]。因此，高含水水平井控水措施研究已經(jīng)成為水平井開(kāi)發(fā)中的重要課題。油井控水技術(shù)主要分為在井筒中開(kāi)展工作的機(jī)械控水與在近井地帶開(kāi)展工作的化學(xué)堵劑控水，南海西部油田以機(jī)械控水為主。截至2018 年底，南海西部油田共實(shí)施機(jī)械控堵水32 井次，綜合成功率71.9 %，機(jī)械控堵水的高成功率為南海西部油田增儲(chǔ)上產(chǎn)貢獻(xiàn)了重要力量。本文以W 油田為例，從水平井完井方式、開(kāi)發(fā)生產(chǎn)水驅(qū)模式、控水措施潛力分析角度出發(fā)，系統(tǒng)總結(jié)了W 油田水平井開(kāi)發(fā)治理經(jīng)驗(yàn)，為本油田后續(xù)控水措施提供技術(shù)支撐，同時(shí)對(duì)其他類(lèi)似油田水平井控水措施具有指導(dǎo)借鑒意義。

1 油田概況

W 油田位于南海西部，屬于斷鼻構(gòu)造海相砂巖油藏，沉積相為扇三角洲相，物源來(lái)自神狐隆起，近物源儲(chǔ)層厚度大、物性好，遠(yuǎn)物源方向逐漸變差，測(cè)井物性總體為中孔中滲，孔隙度分布在16.7 %～24.4 %，滲透率分布在11.0 mD～866.2 mD。儲(chǔ)層縱向隔夾層發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。溫壓系統(tǒng)為正常溫壓系統(tǒng)，壓力系數(shù)為1.012～1.025，地溫梯度為3.27 ℃/100m。珠海組地面原油性質(zhì)較好，屬常規(guī)輕質(zhì)原油，原油性質(zhì)具有“一高五低”的特征，即膠質(zhì)高、原油密度低、黏度低、含蠟量低、瀝青質(zhì)低和含硫低的特點(diǎn)。地層條件下原油性質(zhì)較好，密度低（0.785 g/cm3）、黏度低（0.669 mPa·s）、飽和壓力低（3.370 MPa）、溶解氣油比較低（16 m3/m3）。主力油組ZH2VI 油藏高點(diǎn)埋深1 841.0 m，具有較大的油柱高度，為191.4 m，地飽壓差較大，為16.05 MPa，為未飽和油藏，主要驅(qū)動(dòng)類(lèi)型為強(qiáng)邊底水驅(qū)動(dòng)。其余非主力油藏為半封閉、未飽和小斷塊油藏，驅(qū)動(dòng)類(lèi)型為邊水驅(qū)動(dòng)。各油組天然能量充足，利用天然水體能量開(kāi)發(fā)。

W 油田共8 口生產(chǎn)井，其中水平井5 口，各井水平段長(zhǎng)度在450 m～800 m，水平井高峰日產(chǎn)油290 m3～709 m3，目前含水0～82.3 %。各水平井均為篩管簡(jiǎn)易防砂控水完井，在完井階段即考慮后期控水需求，篩管外預(yù)置2 個(gè)管外封隔器，將水平井分為跟端、中段和趾端三個(gè)部分。油田先后開(kāi)展了兩井次中心管控水作業(yè)，均取得了良好控水效果，控水后分別實(shí)現(xiàn)含水率下降44 %和12 %。隨其他水平井含水上升，控水需求將持續(xù)增加。

2 水平井水淹模式

國(guó)內(nèi)大量學(xué)者通過(guò)數(shù)值模擬、物理模擬及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析等手段對(duì)水平井水淹模式進(jìn)行研究，目前水淹模式認(rèn)識(shí)基本成熟。水平井存在3 種水淹模式，線性水淹模式、單點(diǎn)水淹模式和多點(diǎn)水淹模式[6]。

在儲(chǔ)層物性較好，滲透率分布均質(zhì)，油水黏度比低、生產(chǎn)壓差小的情況下，油井生產(chǎn)過(guò)程中，底水會(huì)整體向上推進(jìn)，呈現(xiàn)“托舉”的特征，當(dāng)油水界面到達(dá)井筒時(shí)含水率迅速上升，整個(gè)井筒被水掩，底水波及范圍大，無(wú)水期和無(wú)水期累計(jì)產(chǎn)油量大，開(kāi)發(fā)效果好。含水率曲線呈凸S 型（見(jiàn)圖1）。

圖1 線狀水淹模式及含水上升規(guī)律曲線圖

圖2 單點(diǎn)水淹模式及含水上升規(guī)律曲線圖

圖3 兩點(diǎn)水淹模式及含水上升規(guī)律曲線圖

在儲(chǔ)層非均質(zhì)較強(qiáng)，油水黏度比低，生產(chǎn)壓差小的情況下，水平井一般表現(xiàn)為點(diǎn)狀水淹模式。當(dāng)水平井井筒所處儲(chǔ)層有一個(gè)明顯高滲條帶時(shí)，底水沿高滲條帶突進(jìn)形成水脊，到達(dá)井筒后造成單點(diǎn)見(jiàn)水。受高滲條帶所處位置，各井段避水高度，水體方向，斷層，臨井干擾等因素影響，含水率曲線會(huì)有不同表現(xiàn)，一般點(diǎn)狀水淹含水率曲線為S 型（見(jiàn)圖2）。水平井見(jiàn)水后，底水在優(yōu)勢(shì)通道中推進(jìn)，生產(chǎn)制度平穩(wěn)狀態(tài)下，未向其他井段橫向波及，低含水階段的含水率變化平緩，中期含水率升高較快。若橫向滲透率較大，底水突破后橫向波及，導(dǎo)致含水率快速上升，或水侵點(diǎn)在跟端，跟端出水嚴(yán)重抑制了其他井段的產(chǎn)油量，點(diǎn)狀水淹的含水率曲線則表現(xiàn)為凸S 型。

在儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，存在明顯多個(gè)高滲條帶，井筒避水高度不同的情況下，水平井一般表現(xiàn)為多點(diǎn)水淹模式。在水平井生產(chǎn)時(shí)，高滲條帶產(chǎn)生對(duì)應(yīng)個(gè)數(shù)水脊向井筒突進(jìn)，受高滲條帶滲透率大小、對(duì)應(yīng)井筒段避水高度差異影響，突進(jìn)水脊先后到達(dá)井筒，造成多點(diǎn)水淹。第一個(gè)井段水淹時(shí)，含水率曲線出現(xiàn)一個(gè)先快速上升再平緩的臺(tái)階，第二井段水淹時(shí)，底水再次突破產(chǎn)生第二個(gè)水侵點(diǎn)，含水率再次快速上升后變平緩，整體呈階梯狀上升（見(jiàn)圖3）[9-13]。

實(shí)際開(kāi)發(fā)生產(chǎn)中，無(wú)論海相沉積還是陸相沉積儲(chǔ)層，在幾百或上千米井筒有效水平段內(nèi)非均質(zhì)性一般相對(duì)較強(qiáng)，且對(duì)于縱向隔夾層發(fā)育儲(chǔ)層一般會(huì)設(shè)計(jì)“勾”型井以提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，因此受儲(chǔ)層及井位等因素影響一般較少表現(xiàn)出線狀見(jiàn)水整體水淹情況，絕大部分水平井均為點(diǎn)狀水淹模式，需結(jié)合地質(zhì)油藏條件、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征等多因素綜合分析水淹段，及時(shí)展開(kāi)控水穩(wěn)油治理措施研究。

3 基于控水完井的中心管控水技術(shù)

水平井的完井方式有多種，不同完井方式有自身的適用性和優(yōu)缺點(diǎn)。目前，國(guó)內(nèi)外水平井的完井方式主要有裸眼完井、割縫襯管完井、射孔完井、帶管外封隔器的割縫襯管完井及礫石充填完井。在完井方式選擇上，需要綜合考慮油田地質(zhì)油藏特征、油井是否出砂、采油工程要求、產(chǎn)能大小等多方面因素[6，7]。南海西部油田的完井方式主要有3 種，即裸眼完井、套管完井、混合完井。裸眼完井分裸眼多層合采、水平井及分支多底井；套管完井中又分為射孔完井、管內(nèi)礫石充填完井（分層/不分層）、割縫管（篩管）完井、水平井及分支多底井、分采完井（管外封隔器）；南海西部油田的完井方式幾乎包含了上述三類(lèi)完井方式中的各個(gè)小類(lèi)。一般來(lái)講，裸眼完井用在碳酸鹽等堅(jiān)硬不易坍塌的地層，特別是有垂直裂縫的地層，用裸眼封隔器等工具或適當(dāng)?shù)墓に嚳梢赃M(jìn)行分層堵水；套管射孔不防砂的井，堵水時(shí)可將層段分隔開(kāi)進(jìn)行分層作業(yè)；防砂的井，不能有效地將層段分開(kāi)，分層措施作業(yè)困難。對(duì)于篩管（割縫襯管）完井的井，堵水難度較大，因?yàn)楹Y管（割縫襯管）與巖石壁面之間沒(méi)有隔擋，流體可以徑向和橫向流動(dòng)。W油田珠海組埋深較深，儲(chǔ)層壓實(shí)作用強(qiáng)，油井生產(chǎn)過(guò)程中未出砂，各水平井均采用星空篩管加管外封隔器的完井方式，待油井進(jìn)入高含水階段，可根據(jù)油井水淹段分析結(jié)論，下入中心管控水，再配合鋼絲作業(yè)開(kāi)關(guān)滑套控制多段合采或分采。

W 油田水平井治理主要應(yīng)用中心管機(jī)械控水技術(shù)。中心管控水工藝主要是借助完井期間預(yù)制的管外封隔器，見(jiàn)水后采用插入密封、中心管、滑套、工作筒等配套工具（見(jiàn)圖4），控制高含水層，釋放產(chǎn)油層潛力。水平井中心管控水工藝需考慮滑套、工作筒下入位置井斜，一般滑套及工作筒下入井斜控制在55°以內(nèi)，便于鋼絲開(kāi)關(guān)滑套、投撈工作筒堵頭，根據(jù)油井生產(chǎn)情況，通過(guò)開(kāi)關(guān)滑套、投撈堵頭實(shí)現(xiàn)油井各產(chǎn)層的單采及合采。非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層或隔夾層明顯的儲(chǔ)層建議在完井期間考慮采用裸眼管外封隔器進(jìn)行分段完井，便于后期采用中心管進(jìn)行控水。同時(shí)，由于遇液膨脹封隔器外徑較同規(guī)格的防砂篩管較大，下入過(guò)程中摩阻較大，導(dǎo)致作業(yè)難度和風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)不可控，一般僅采用2～3個(gè)封隔器進(jìn)行分段。

圖4 水平井中心管控水示意圖

4 W 油田中心管控水技術(shù)實(shí)踐

4.1 C1H 井控水

C1H 井2013 年7 月投產(chǎn)，開(kāi)發(fā)ZH2VI 油組，采油電潛泵泵抽生產(chǎn)，初期配產(chǎn)250 m3/d。為滿足后續(xù)控水需求，該井完井方式為優(yōu)質(zhì)篩管簡(jiǎn)易防砂完井，分三個(gè)完井段，在跟端2.8 m 干層段及趾端2 m 干層段下入管外封隔器。C1H 井鉆遇油層421 m，鉆遇率85.2 %。中子密度測(cè)井解釋結(jié)果顯示，測(cè)井滲透率范圍0～1 630.8 mD，平均594 mD，滲透率超過(guò)1 000 mD 井段6 段，油層厚度分別為25.5 m、4 m、2.3 m、30.6 m、15.3 m、6.6 m，鉆遇隔夾層40 個(gè)，厚度范圍0.5 m～4.4 m，平均1.6 m，該井所鉆遇儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。ZH2VI 油組為正韻律河道且多期疊加，探井N1 井鉆遇隔夾層厚度為2.9 m～5.0 m，C1H 井末端距離N1 井300 m，結(jié)合動(dòng)態(tài)含水特征分析認(rèn)為隔夾層遮擋作用對(duì)C1H 井見(jiàn)水影響較小。井段物性分析表明（見(jiàn)表1），該井中段有效段長(zhǎng)且物性好，地層系數(shù)比例為82 %，說(shuō)明中段為主要液量貢獻(xiàn)井段。

C1H 井型為“勾”型，中段距離油水界面最小15 m，趾端上翹，趾端距跟端油水界面為20 m～29 m。油組底部存在厚底水，C1H 井北側(cè)和東側(cè)受斷層遮擋，南側(cè)受斷層和C2H1 井遮擋，邊水主要能量來(lái)源于西側(cè)。從能量驅(qū)動(dòng)角度分析，見(jiàn)水模式為邊底水混合驅(qū)動(dòng)。根據(jù)臺(tái)風(fēng)關(guān)停歷次靜壓數(shù)據(jù)，折算壓力系數(shù)0.94～1.04，地層能量充足。該井2013 年8 月開(kāi)展壓力恢復(fù)試井，有效壓力恢復(fù)18 h，試井解釋儲(chǔ)層滲透率145 mD，屬于中滲儲(chǔ)層，油井機(jī)械表皮為0.8，沒(méi)有污染，采油指數(shù)191.4 m3/（d·MPa）。C1H 井無(wú)水采油期150 d，無(wú)水累產(chǎn)油3.28×104m3，表現(xiàn)出無(wú)水采油期短，無(wú)水采油期采出程度低的特征。從含水率與累產(chǎn)油關(guān)系曲線上看曲線形態(tài)呈現(xiàn)“凸S”型，表現(xiàn)為單點(diǎn)水淹特征，具有控水潛力。

結(jié)合完井情況、儲(chǔ)層物性、隔夾層展布、井筒分段物性分布、油水位置關(guān)系、能量驅(qū)動(dòng)、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、含水上升規(guī)律多方面資料，分析認(rèn)為該井中段底水水淹，初期為單點(diǎn)見(jiàn)水，后期沿井?dāng)U展。數(shù)模模擬結(jié)果顯示，C1H井為底水脊進(jìn)為主的邊底水混合驅(qū)動(dòng)模式，初期中段率先水淹，中部井段為主要產(chǎn)水段，提出下入中心管，合采趾端和跟端控水方案。

表1 C1H 井分段物性統(tǒng)計(jì)表

圖5 C1H 井生產(chǎn)曲線圖

C1H 井于2016 年4 月實(shí)施控水，控水前，產(chǎn)液量300 m3/d，含水率84.0 %，產(chǎn)油量48 m3/d，采液指數(shù)179.0 m3/（MPa·d），生產(chǎn)壓差1.7 MPa?？厮螅珻1H 井產(chǎn)液量90 m3/d，產(chǎn)油量54 m3/d，含水率40.0 %，采液指數(shù)15.0 m3/（MPa·d）（見(jiàn)圖5）。整體上，控水后含水率由84.0 %降至40.0 %，增油量6 m3/d，年增油0.12×104m3。C1H 井控水措施是在海管液量飽和情況下進(jìn)行的，該控水措施不但實(shí)現(xiàn)了本井含水率下降，而且釋放了210 m3/d 的液量空間，為其他井提液騰出了液量空間。C5H、C6H 井相繼提液，實(shí)現(xiàn)年增油6.15×104m3，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化效果良好，達(dá)到了一項(xiàng)措施解決兩個(gè)問(wèn)題的良好效果。

4.2 C6H 井控水

在C1H 井控水成功基礎(chǔ)上，在2017 年對(duì)進(jìn)入高含水階段C6H 井展開(kāi)控水潛力研究。C6H 井水平段長(zhǎng)度704 m，解釋油層643 m，鉆遇率91.3 %，在完井時(shí)分別在跟端干層及趾端斷層位置下入2 個(gè)管外封隔器，水平段分為跟端、中段、趾端。該井跟端和中段屬于純油區(qū)，趾端屬于底水驅(qū)動(dòng)。C6H 井無(wú)中子密度測(cè)井，結(jié)合電阻率曲線分析，水平段整體電阻率值較高，趾端電阻率略低于跟端和中段。根據(jù)水平段長(zhǎng)度比例劈分，C6H 井中段為主要產(chǎn)出層，占比51%。從油水位置關(guān)系看，C6H 井入砂點(diǎn)平面上距離油水內(nèi)邊界41 m，跟端縱向上距離油水界面98 m～114 m，趾端最低點(diǎn)距離油水界面50 m。入砂點(diǎn)與鄰井C3 井平面相距200 m，C3 井RPM 測(cè)試表明上部油層檢測(cè)飽和度變化小，ZH2VI 油組下部水淹，對(duì)應(yīng)C6H 中段所在位置。C6H井含水率與累產(chǎn)油關(guān)系曲線出現(xiàn)兩個(gè)明顯階梯狀特征，綜合分析認(rèn)為C6H 井為兩點(diǎn)水淹模式，初期趾端水淹，見(jiàn)水后含水緩慢上升，中段高滲見(jiàn)水后含水快速上升，出現(xiàn)臺(tái)階狀特征。結(jié)合以上地質(zhì)油藏動(dòng)靜態(tài)資料，在歷史擬合基礎(chǔ)上，預(yù)測(cè)C6H 井初期見(jiàn)水井段為趾端，后期中段水淹，推薦控水方案為下入中心管封堵中段和趾端。

圖6 C6H 井生產(chǎn)曲線圖

C6H 井于2018 年1 月末實(shí)施控水，控水前產(chǎn)液量363 m3/d，含水率72.2 %，產(chǎn)油量104 m3/d，采液指數(shù)646.0 m3/（MPa·d），生產(chǎn)壓差0.56 MPa。初期封堵趾端，跟端和中段合采，含水率上升至87.0 %，與預(yù)測(cè)中段高滲為主要產(chǎn)水段相一致。3 月鋼絲作業(yè)，關(guān)閉滑套單獨(dú)生產(chǎn)跟端，作業(yè)中漏失量大，造成儲(chǔ)層污染，生產(chǎn)一段時(shí)間后，油井自解堵液量提升。控水后，C6H 井穩(wěn)定產(chǎn)液量543 m3/d，產(chǎn)油量234 m3/d，含水率56.2 %。整體上，控水后含水率由72.2 %降至56.2 %，增油量130 m3/d，年增油3.20×104m3（見(jiàn)圖6）。

5 結(jié)論

（1）W油田共開(kāi)展了兩井次水平井中心管控水實(shí)踐，控水后分別實(shí)現(xiàn)含水率下降44 %和16 %。對(duì)于選擇篩管簡(jiǎn)易防砂完井水平井，建議根據(jù)地質(zhì)情況，在初次完井時(shí)預(yù)置一定數(shù)量管外封隔器，后期結(jié)合地質(zhì)油藏資料綜合分析見(jiàn)水位置，通過(guò)下入中心管實(shí)現(xiàn)分段控水，根據(jù)具體情況配合鋼絲作業(yè)開(kāi)關(guān)滑套優(yōu)化組合各完井段。

（2）高含水水平井水淹段分析一般流程大致包括：?jiǎn)尉昃闆r、儲(chǔ)層物性、隔夾層展布、井筒分段物性分布、油水位置關(guān)系、能量驅(qū)動(dòng)、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、含水上升規(guī)律等，在此分析基礎(chǔ)上借助數(shù)值模擬軟件開(kāi)展措施效果預(yù)測(cè)。

（3）貫穿水平井“完井+開(kāi)發(fā)生產(chǎn)”全生命周期的控水思路及在W 油田的成功實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)對(duì)海上油田水平井高含水治理提供一定借鑒意義。

（4）雖然中心管機(jī)械控水效果整體相對(duì)較好，但目前仍存在找水難、篩管完井的老井難以建立有效封隔單元等問(wèn)題。無(wú)需精確找水、具有一定自適應(yīng)控水功能的環(huán)空連續(xù)封隔顆粒配合ICD 篩管控堵水工藝是未來(lái)的一個(gè)發(fā)展方向。