海上油田水平井調剖效果分析及認識

劉鳳霞，謝詩章，魏子揚

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

海上油田水平井調剖效果分析及認識

劉鳳霞，謝詩章，魏子揚

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

針對海上油田水平井注水開發過程中出現的含水快速上升問題，渤海油田進行了多井次的水平井調剖作業，通過對歷年來水平井調剖實施現狀，從油水井兩方面進行了水平井調剖效果分析，發現水平井調剖在注入過程中容易出現注入壓力升高的現象，針對這一問題本文又深入進行了水平井調剖效果影響因素分析，結果認為水平注水井儲層特征、井型結構及完井方式、調剖體系等方面是造成水平井調剖注入壓力高的主要原因。最后基于本文的研究提出了未來水平井調剖重點攻關方向。

海上油田；水平井調剖；效果分析

近年來，由于水平注水井具有的獨特優勢，使該技術在海上油田逐漸得到發展，BZ28-2S油田、JZ25-1S等油田先后開展水平井注水開發[1，2]。由于水平井存在油水重力分異、黏性指進及水平井段長、前后滲透性差異大等問題，水平注水井注入水突進現象嚴重，造成對應受益油井含水快速上升（其含水上升速度比直井平均高出5%～10%）。針對開發過程中出現的含水快速上升問題，2009年以來渤海油田進行了多井次的水平井調剖治理，但在施工過程中均出現注入壓力高，注入困難，無法完成配注，措施效果差等問題，與常規定向井調剖相比，出現明顯的工藝差異，而水平井調剖中出現的問題已經影響到水平注水油田后期的增產措施的實施。針對這一問題，本文對歷年海上油田水平井調剖進行了措施效果及原因分析，為后期進一步提高水平井調剖技術的研究及推廣奠定基礎[4-6]。

1 水平井調剖實施現狀

自2009年8月以來，渤海油田共實施5口井6井次水平井弱凝膠調剖作業。在不同油田水平井調剖施工過程中，均出現注入壓力偏高，注入效果差等問題，大部分井出現由于注入壓力高而達不到配注甚至停注。渤海油田水平井實施情況（見表1）。

由于水平井弱凝膠調剖過程出現的問題相似，因此以BZ28-2S油田A27h井為例，分別從注水井以及對應油井效果方面，對比分析水平井與定向井調剖過程中的異同。

調剖試驗井區位于渤海油田1167砂體的東北部，含油面積1.0 km2，地質儲量196×104m3，采取不規則布井，油水井井距400 m，總數6口，其中注水井2口，采油井4口。2012年5月進行示蹤劑檢測，結果表明A41h與A42h井、A4h與 A27h井連通，A25h井與A27h井、A41h與A27h井不存在高滲層或大孔道連通，造成注入水無效循環。2012年12月19日，A27h井與A42h井同時開始弱凝膠調剖施工。

1.1 注水井效果分析

1.1.1 注入壓力 A27h水平井調剖施工過程曲線（見圖1），措施井注入壓力快速上升，開始注入6 d，注入壓力由1.7 MPa快速升至8.2 MPa，平均壓力升幅達到1.1 MPa/d，因注入壓力過高，停止注入，反洗井后，降低排量繼續注入施工，壓力再次升高后，采取酸化作業。繼續注入，壓力迅速回升至酸化前水平，造成注入困難，與定向井凝膠注入過程存在明顯區別。定向井調剖以NB35-2-A21井為例，施工過程曲線（見圖2）。由圖2可知，A21井注入壓力隨著注入量逐漸增加，開始注入15 d，壓力由1 MPa升至6.1 MPa，平均壓力升幅為0.34 MPa/d，且壓力上升至施工中期后，壓力逐漸平衡，達到注入穩定狀態。綜合對比不同井型的注入情況，可以發現水平井調剖施工注入凝膠過程中壓力上升過快，并呈現一直上升趨勢，導致無法完成設計配注，酸化后再次注入，壓力仍快速恢復，無法按設計排量繼續注入。與定向井調剖相比，水平井調剖壓力上升幅度大且無法達到施工壓力穩定。

表1 水平井調剖實施情況Tab.1 Implementation of profile control on horizontal well

圖1 BZ28-2S-A27h井施工曲線Fig.1 Construction curve of well BZ28-2S-A27h

圖2 NB35-2-A21井施工曲線Fig.2 Construction curve of well NB35-2-A21

圖3 A27h井視吸水指數變化Fig.3 Apparent water injectivity index of well A27h

圖4 A21井視吸水指數變化Fig.4 Apparent water injectivity index of well A21

1.1.2 視吸水指數 視吸水指數是反映水井注入能力的重要參數。A27h井在注入凝膠過程中，視吸水指數由250 m3（/d·MPa）快速下降至50 m3（/d·MPa），無法完成配注。經兩次酸化后，視吸水指數短時間內上升，并快速下降至酸化前水平，依舊無法完成配注量。調剖后，注水視吸水指數變化不明顯。A21井視吸水指數下降到50 m3（/d·MPa）后，視吸水指數維持穩定。調剖后，注水視吸水指數小幅上升（見圖3、圖4）。

1.1.3 霍爾曲線 水平注水井霍爾曲線多為二次函數，注入前期壓力較低，曲線前段斜率小，隨著累計注入量的增加，曲線逐漸上翹（見圖5）。調剖作業前，A27h井進行酸化，造成調剖階段前出現水平線。通過對比調剖前、中、后三個階段的霍爾曲線發現，霍爾曲線斜率變化不大，說明弱凝膠調剖對水平注水井高滲段封堵效果不明顯。定向注水井霍爾曲線多為一次函數，從注入初期開始，壓力逐漸上升。調剖過程中，霍爾曲線快速上升，斜率快速上升；調剖后，霍爾曲線在調剖基礎上，繼續上升，且保持斜率與調剖前一致（見圖6）。A21井調剖注入過程霍爾曲線斜率上升明顯，說明直井調剖過程中，隨著凝膠的注入，調剖封堵效果開始體現。通過對比水平井與定向井霍爾曲線的變化規律，說明水平井調剖封堵效果不明顯。

圖5 A27h井霍爾曲線變化Fig.5 Hall curve of well A27h

1.2 對應油井分析

1.2.1 聚合物產出測試結果 A27h井組有3口受益井分別是A4h、A25h、A41h。對應油井聚合物產出情況（見圖7）。由圖7可看出，A25、A41井產出聚合物含量低，A4井在停注后產出聚合物濃度仍不斷增加，說明后續注水時，注入水仍沿高滲水流通道突進，調剖效果不明顯。

1.2.2 對應油井效果 調剖施工過程中，由于注入壓力高，不斷降低注入量，對應關系好的A4h井產液下降，井底流壓由4.6 MPa下降至3.9 MPa，說明A27h井供液能力下降。由于注入壓力過高，調剖過程不能達到水井配注，且未完成設計注入量，后續注水壓力仍較高，因此調剖效果不明顯。

2 原因分析

圖6 A21井霍爾曲線變化Fig.6 Hall curve of well A21

圖7 A27h井對應油井聚合物產出情況Fig.7 Polymer output of corresponding oil well of A27h

通過對比分析水平井調剖與常規定向井調剖的各參數差異，并結合水平井調剖過程中出現的問題，分析認為水平注水井在注入凝膠過程中，注入壓力過高造成注水井無法完成配注是造成水平井調剖措施效果不佳的最主要原因。因此，分析明確水平井調剖壓力快速上升的原因是解決問題的關鍵。

通過數學公式推導、實驗分析等手段，對水平注水井注入過程進行模擬分析，證實水平井調剖壓力異常快速上升主要受到水平井井型及完井方式、儲層地質情況以及調剖劑特性等因素影響。水平井工藝因素主要通過水平井井型引起壓力分布變化以及防砂篩管完井方式引起注入壓力上升；儲層地質情況受儲層平面非均質性強影響；調剖劑特性方面主要是由于聚合物凝膠對水平井調剖適應性引起的。

2.1 水平注水井井型及完井方式

2.1.1 水平注水井井型引起壓力分布變化 假設有一水平注水井，長度為L，位于一頂部封閉，油層厚度為h的油藏，水平井與封閉邊界的距離為Zw，平行于頂、底邊界。地層中流體滲流為非達西滲流，地層啟動壓力梯度為G，忽略重力和毛管力對注水滲流的影響。由于目前對水平注水井的滲流規律相對認識尚不足，利用文獻[3，4]中水平生產井得到水平井注入量公式為：

式中：Q-水平注水井注入量，m3/d；K-油層平均滲透率，μm2；Kh、Kv-油層水平滲透率和垂向滲透率，μm2；L-水平段長度，m；μ-水相黏度，mPa·s；h-儲層厚度，m；rW-水平注水井井筒半徑，m；Pi-油層邊界壓力，MPa；Pwf-水平井井底壓力，MPa；α-面積修正系數（一般取1.1～1.2）；ZW-水平井與儲層邊界距離，m；G-油層啟動壓力梯度，MPa/m。

考慮到水平注水井水平段的滲流是由水平井跟部到趾部不斷進行的，將水平井筒分為無限多個微段，各微段內均為單相不可壓縮流體。

依據質量守恒定理和動量定理，可計算出水平井筒壓力變化為：

通過水平井筒內流體流動耦合模型及模型求解，采用迭代法求出水平注水井水平段的井筒壓力分布，壓力分布趨勢（見圖8）。

圖8 水平井筒壓力分布趨勢圖Fig.8 Tendency chart of pressure distribution of horizontal wellhole

由水平注水井井筒的壓力分布可以看出，在注水過程中，井筒壓力Pwf從水平井跟部到趾部不斷降低，在水平段各處Pwf-Pi值隨距離變化逐漸降低。根據達西定律，可以得知Pwf-Pi值越大，注水量Q值越大，因此可以得出水平井筒各段注水量隨著水平段的延長減小。另外，工作液黏度μ值越大，注水量Q值越小。

圖9 篩管對凝膠注入壓力的影響Fig.9 Influence of screen to injection pressure

2.1.2 防砂篩管完井方式 渤海油田儲層埋深主要分布在1 200 m～2 000 m明化鎮組、館陶組以及東營組，均屬于膠結較疏松的砂巖油藏。由于水平井水平段長，極易造成油層出砂、坍塌等問題，因此多采用防砂篩管完井方式。

為保證調剖用聚合物凝膠的成膠效果，聚合物相對分子質量多在1 500×104以上。高分子聚合物水溶液在通過極小的篩管割縫時，剪切作用會使部分大分子鏈會被切斷，相對分子質量變小，另外還會有部分聚合物由于微小縫的機械捕集作用，從而造成部分聚合物難以通過篩管，大量的聚合物分子滯留在篩管縫內，則會引起注入壓力的大幅增加。另外，通過篩管的部分聚合物高分子也會被切斷，引起聚合物相對分子質量降低，嚴重的剪切作用會進一步影響聚合物凝膠的成膠情況，造成凝膠的調剖效果變差。

為證實篩管對聚合物凝膠注入過程的增壓作用，用天然巖心（2.5 mm×10 cm）模擬弱凝膠注入過程，巖心滲透率80 mD，實驗溫度65℃，注入速度1 mL/min裝有篩管和無篩管的注入情況（見圖9），壓力上升梯度變化情況（見圖10）。

有篩管條件下，壓力上升擬合公式為：

對壓力上升擬合公式（3）求導，得到壓力上升梯度公式為：

無篩管條件下，壓力上升擬合公式為：

對壓力上升擬合公式（5）求導，得到壓力上升梯度公式為：

圖10 篩管對凝膠注入壓力上升梯度的影響Fig.10 Influence of screen to pressure rise gradient

由圖9可以得知，聚合物成膠液在經過篩管后，壓力迅速上升，且相對穩定階段壓力絕對值比無篩管條件下高。由圖10可以得知，凝膠注入初期，壓力上升梯度是無篩管時壓力上升梯度的3倍；長期注入時，也可達到1.4倍，有篩管條件下，注聚合物成膠液不僅壓力增幅大，而且壓力上升梯度大，從而證明防砂篩管對聚合物注入有較強的增壓作用。

2.2 儲層平面非均質性

與常規定向井注水相比，水平井注水具有明顯的不同。常規定向井注水，由于多采用多層合注，一口注水井往往注入多層。因此，長期開采后，主要面臨的是層間矛盾，調剖措施也主要以解決層間非均質為主，解決層內非均質性為輔。而對于水平井注水開發油田，水平井水平段多沿油層分布，一般僅注入單一油層或者單一砂體。因此，水平井長時間注水后，多面臨嚴重的層內、平面矛盾，水平井注水突進問題也多是由于儲層的平面非均性較強造成的。

由于水平井水平段的長度一般較大，因此注入大量的調剖劑后，相比常規定向井，調剖劑的處理半徑仍然有限[5]。因此調剖措施后，注入水極易繞過已經形成封堵的區域，重新匯入優勢水流通道。而一旦優勢水流通道再次形成，注入水“水竄”現象將使調剖效果大打折扣。

2.3 聚合物凝膠對水平井調剖適應性

弱凝膠是由低濃度的聚合物和交聯劑形成的以分子間交聯為主分子內交聯為輔的具有三維網絡結構的弱交聯體系，能大幅降低殘余油飽和度下的水相滲透率，實現調整吸水剖面的作用。在大量的常規定向井調剖措施中，實現了非常好的增油降水效果，是目前應用最為廣泛的一種注水井調剖劑。

但與常規定向井調剖不同，水平井井筒的距離更長，注入工作液在井筒中流動的時間更長，聚合物凝膠在注入過程中，會伴隨聚合物與交聯劑反應時間延長，使聚合物凝膠的流動性變差[6]。從上述公式（2）得出的水平井滲流規律可以得出，水平井筒趾部的注入量最低，凝膠的反應時間最長，加之聚合物的滯留同時作用，極易造成聚合物凝膠在井筒內部成膠，造成流動性降低，甚至造成水平井筒內趾部的封堵。另外，A27h水平井調剖用聚合物凝膠黏度值在6 mPa·s～8 mPa·s，由公式（1）得出結論，在水平井聚合物凝膠調剖注入過程中，相同注入量條件下，注入壓力會更高。

3 結論與建議

通過對海上油田歷年水平井調剖技術實施效果分析發現，海上油田水平井調剖注入壓力高，措施效果不明顯。針對這些問題分析認為水平井儲層地質情況、水平井井型、完井方式和調剖體系是影響調剖作業效果的主要因素。因此水平井調剖儲層分析，調剖體系優化，注入壓力控制技術是未來水平井調剖工藝研究的主要方向。

［1］ 張占華，黃凱，蔡暉，等.渤海BZ油田水平注水井提高采收率研究［J］.石油地質與工程，2012，26（1）：56-59．

［2］ 王傳軍，等.渤海BZ油田高效開發策略研究［J］.重慶科技學院學報（自然科學版），2012，14（2）：36-39．

［3］ 孫恩慧，等．低滲透油藏水平井水平段井筒壓力研究［J］.油氣藏評價與開發，2013，3（2）：38-40．

［4］ 畢永斌，張梅，馬桂芝，等．復雜斷塊油藏水平井見水特征及影響因素研究［J］.斷塊油氣田，2011，18（1）：79-82．

［5］ 孫尚如，孔柏嶺，肖磊，等．河南油田微凝膠驅技術的研究與應用［M］.北京：石油工業出版社，2004：1-6．

［6］ 戴彩麗，等.長成凍時間的深部調驅劑研究［J］.西安石油學院學報：自然科學版，2003，18（1）：21-23+26．

Exploration and practice of profile control on horizontal well

LIU Fengxia，XIE Shizhang，WEI Ziyang
（CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China）

Considering the rapid increase of water cut during the water injection development of horizontal well,several profile control measures were carried out in Bohai oilfield.This paper make profile control effect analysis on horizontal well from two aspects of oil and water wells,from the analysis result,we can see that the pressure is easily rise while in the process of making the profile control treatment on horizontal well.For solving the problem,the author make effect factors analysis of the horizontal well during the process of the profile control,the analysis result shows that the reservoir characteristics of water injection wells, the injection well type and the well completion method and the profile control system are the main influence factors which caused high pressure while process the horizontal well profile control.Finally,based on the research of this paper,we put forward the key research direction of horizontal well profile control in the future.

offshore oilfield；profile control on horizontal well；effect analysis

TE357.62

A

1673-5285（2017）05-0043-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.010

2017－03-16

劉鳳霞，女，工程師，2005年畢業于西南石油大學石油工程專業，現主要在中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司從事調剖堵水技術研究工作，郵箱：liufx2@cnooc.com.cn。