渤海Q油田穩(wěn)油控水工藝效果分析與探討

張艷英，趙云斌，彭良群，高智粱，歐陽雨薇

（1.中海石油 （中國） 有限公司天津分公司，天津 300459； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459）

0 引言

底水油藏開發(fā)通常采用水平井進行規(guī)?；_采，開采初期產(chǎn)量貢獻高，能有效縮短投資回收周期。但隨著油田的開發(fā)，受儲層非均質(zhì)性、油水流度比等因素影響，導(dǎo)致油藏在開采過程中底水過早脊進，大大縮短中低含水采油期，產(chǎn)量快速遞減，影響著油田正常生產(chǎn)。水平井控水難題長期困擾著油田的高效開發(fā)。

1 存在的問題

Q油田為大型河流相沉積，受構(gòu)造、斷層、巖性的多重制約，油水系統(tǒng)復(fù)雜，油藏類型多樣。目前油田范圍內(nèi)油水井共計217口，其中水平井159口，占總井數(shù)的73.3%。近年來，油田多數(shù)生產(chǎn)井邊底水、注入水相繼突破，含水率迅速上升，特別是新老水平井水淹嚴重。水平井找水、堵水難題長期困擾著油井穩(wěn)定生產(chǎn)，而相應(yīng)的控水技術(shù)也成為油田開發(fā)中的重點攻關(guān)方向[1]。

2 水平井控水機理

2.1 水平井底水脊進原理

由于水的密度大于油的密度，在采液過程中，重力梯度與采液產(chǎn)生的壓力梯度處于穩(wěn)定的平衡狀態(tài)。如果采液產(chǎn)生的壓力梯度超過重力梯度，平衡被打破，水帶向低壓區(qū)遷移，隨著井底流動壓力進一步下降，水柱高度不斷攀升，直至錐進至射孔部位，造成底水突破。在水平井中，油水界面以脊形上移，在垂直于水平井方向的橫截面上形成錐面，產(chǎn)生底水脊進現(xiàn)象[2]。

2.2 水平井底水控水機理

控水的主要機理：

（1）機械卡水通過滑套控制水平井生產(chǎn)部位實現(xiàn)卡水生產(chǎn)，改變完井段液流分布，優(yōu)化水平井井筒流量，從而使井筒附近的摩阻損失壓力和砂面壓力達到最優(yōu)分布；

（2）通過化學堵水方法，改善油藏非均質(zhì)性，緩解底水突進[3]。

3 水平井控水技術(shù)現(xiàn)狀

3.1 AICD智能控水閥

上述方法不適用于儲層層間差異大、層內(nèi)非均質(zhì)嚴重的油藏。為解決這一難題，需在工藝和工具上進行不斷升級改造。國外曾設(shè)計出多種流入控制裝置，比如ICD和AICD，利用流體通過特定結(jié)構(gòu)產(chǎn)生附加阻力壓降的特征達到改善水平段產(chǎn)液剖面的目的。該方法能夠有效上述難題，延緩含水突破時間，提高油藏采收率[4]。

3.2 中心管卡水

中心管完井即在現(xiàn)有完井基礎(chǔ)上再下入一根直徑小于篩管（襯管或尾管）的油管，并用封隔器對跟端處環(huán)空進行封堵，從而降低跟端處壓差，改善井筒內(nèi)液流狀況，實現(xiàn)延緩水平井底水脊井的目的。

3.3 化學堵水技術(shù)

化學堵水技術(shù)主要是利用聚丙烯酰胺類凝膠（包括強凝膠、凝膠或各種無機堵劑）對于高滲層的封堵性能，形成具有高強度粘彈性的高分子凝膠堵塞層或在底水油水界面上方形成隔板，通過改變地層的非均質(zhì)性，從而控制水錐的方法[5]。

3.4 油水分采技術(shù)

2002年WojtanowiczA K等提出雙水平井采水消錐技術(shù)，主要通過在油水界面下方再增加一口水平采水井，來平衡油水界面上水平采油井造成的生產(chǎn)壓差，從而達到消錐目的。由于采出水未經(jīng)過油污染，可直接回注至地層。由于不需要地面水處理設(shè)備，該方法也可用于海上油田。

4 應(yīng)用實例

4.1 Q油田A13 H井AICD智能控水作業(yè)

2015年12月，Q油田A13 H井進行了國內(nèi)海上油田AICD智能控水工藝的首次先導(dǎo)性試驗。該井于2004年投產(chǎn)，初期最高日產(chǎn)油451.0 m3，含水1.68%。作業(yè)前日產(chǎn)液1 108 m3，日產(chǎn)油48 m3，含水95.2%，采出程度20%。利用化學CESP封堵方法，并配合2套Y341封隔器將A13 H水平段分為三段開采，然后將5/13/6套AICD智能流入控制閥對應(yīng)下入三個生產(chǎn)層段，作業(yè)后日產(chǎn)液量下降到537 m3/d,極大緩解了平臺日常水處理壓力，同時產(chǎn)油量上升至51 m3/d，降水穩(wěn)油效果明顯[6]。

4.2 Q油田D24 H井中心管控水作業(yè)

D24 H井2009年3月投產(chǎn)，套管尺寸9-5/8″，采用裸眼+平衡篩管簡易防砂完井。2014年5月，生產(chǎn)過程中含水突然上升至94.0%，隨后高居不下。2015年7月，起出該井原管柱實施檢泵作業(yè)，同步實施中心管控水作業(yè)。作業(yè)后，控制液量生產(chǎn)，日產(chǎn)液由原來的820 m3/d控制至410 m3/d，產(chǎn)油量由作業(yè)前的41 m3/d下降至20 m3/d，穩(wěn)定生產(chǎn)至今已有8個月有余，含水未見明顯變化[7]。

4.3 Q油田A76 H井化學堵水作業(yè)

A76 H井2013年9月投產(chǎn)，初期平均日產(chǎn)液232 m3，平均含水率66.8%，后期提頻生產(chǎn)，產(chǎn)液量上升到420 m3/d，平均含水率上升至85%，2013年12月，含水再次大幅上升至96.6%，后期因高含水停止生產(chǎn)。2015年12月進行WaterWeb化學堵水作業(yè)，在連續(xù)油管配合下，分別5個層段分段泵入堵劑共計1 081 bbl（不包括前置液、頂替液）。作業(yè)后初期效果明顯，產(chǎn)量保持在25 m3/d的高位運行，但有效期不長，半個月后產(chǎn)量下降至15 m3/d，以95%的含水率穩(wěn)定生產(chǎn)。

4.4 Q油田D27 H井智能滑套作業(yè)

D27 H井2011年1月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油187 m3，4個月后開始見水生產(chǎn)，含水率21.2%，在隨后的1年間逐漸升高到82%。2014年1月泵故障停產(chǎn)。2015年10月該井下入4套智能滑套，配合篩管內(nèi)封隔器在斜深1 791.1 m～2 206 m間形成4個生產(chǎn)層位。作業(yè)后含水率不降反增，上升至90%，產(chǎn)油量由之前的45 m3/d下降至27 m3/d，措施應(yīng)用效果不佳[8]。水平井控水工藝適應(yīng)性分析如表1所示。

5 結(jié)語

5.1 水平井控水工藝的適應(yīng)性討論

雖然水平井開采技術(shù)問世已經(jīng)大半個世紀，但目前如何實現(xiàn)水平井的“找準水、控住水”仍然是一個世界性難題。水平井控水工藝種類繁多，各種工藝的優(yōu)劣很難一概而論，必須結(jié)合實際情況來選擇合適的水平井控水方法(如表1所示)。

表1 水平井控水工藝適應(yīng)性分析

AICD工藝的智能性體現(xiàn)在其“堵水不堵油”上，該工藝適應(yīng)性強，作業(yè)風險??；但是其核心部件AICD控水閥價格十分昂貴，因此推薦在液量較大，挖潛潛力較大的油井當中使用，以減少項目投資回收的風險程度。中心管控水技術(shù)施工簡單，成本小，風險小，但是如何正確選擇中心管的下入深度、尺寸等關(guān)鍵參數(shù)是工藝應(yīng)用效果優(yōu)劣的關(guān)鍵所在?；瘜W堵水工藝利用化學堵劑對于高滲層的封堵性能，直接對出水點進行封堵，但在油井中應(yīng)用風險較大，操作失誤會嚴重影響油井產(chǎn)能。水平井智能滑套控水對生產(chǎn)層位層段之間的隔離要求比較高，生產(chǎn)水一旦發(fā)生井筒內(nèi)外連通或者繞流，油井含水率會迅速上升。

5.2 海上油田控水綜合效益分析

海上油田生產(chǎn)水排放標準嚴格，處理要求高，處理能力有限。生產(chǎn)處理流程受場地限制、管道布設(shè)等限制因素較大。海上油井生產(chǎn)水情況緊密涉及到油田生產(chǎn)、集輸、水處理和污水回注等各方面。因此，海上油田油井穩(wěn)油控水的綜合效益分析不僅僅包括工藝增油降水經(jīng)濟方面的考量，而且更應(yīng)該針對工藝應(yīng)用對于油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、生產(chǎn)集輸?shù)确矫娈a(chǎn)生的各種效益進行綜合分析。