南海西部W油田水平井中心管控水技術應用

付 強，李 華，薛國慶，任超群，阮洪江

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

隨著油藏精細描述方法以及水平井高效開發配套技術的發展，水平井被推廣使用并取得良好的礦場應用效果，已成為國內外各大油田高效開發的重要技術手段之一。對于海上油田，自然環境復雜，作業高成本、高風險，同時受制于平臺空間，需要在有限井數條件下最大限度動用地下原油儲量。水平井憑借單井產量高、控制儲量大、泄油面積大、控制儲量成本低、增加原油可采儲量、改造斷塊型油藏連通性、有效抑制底水水錐等優勢，在海上油田開發中井數占比越來越大，并呈現快速上升趨勢。但水平井含水率上升快、產量遞減迅速的問題也日益突顯。隨著水驅油藏逐漸進入開發中后期，油田高含水問題越發嚴重[1-5]。在油井高含水階段，提液一般是最主要的增產手段，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、平臺電力、水處理等多因素制約，提液幅度逐漸到達瓶頸。在水平井實際生產過程中，受地質、流體、開發因素等條件影響，導致全井段出水不均，儲層局部剩余油富集，在不開展針對性的控堵水措施情況下，其水驅方向得不到改變，儲層動用程度、波及效率難以提高，最終影響高含水油井開發效果[8]。因此，高含水水平井控水措施研究已經成為水平井開發中的重要課題。油井控水技術主要分為在井筒中開展工作的機械控水與在近井地帶開展工作的化學堵劑控水，南海西部油田以機械控水為主。截至2018 年底，南海西部油田共實施機械控堵水32 井次，綜合成功率71.9 %，機械控堵水的高成功率為南海西部油田增儲上產貢獻了重要力量。本文以W 油田為例，從水平井完井方式、開發生產水驅模式、控水措施潛力分析角度出發，系統總結了W 油田水平井開發治理經驗，為本油田后續控水措施提供技術支撐，同時對其他類似油田水平井控水措施具有指導借鑒意義。

1 油田概況

W 油田位于南海西部，屬于斷鼻構造海相砂巖油藏，沉積相為扇三角洲相，物源來自神狐隆起，近物源儲層厚度大、物性好，遠物源方向逐漸變差，測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。儲層縱向隔夾層發育，非均質性強。溫壓系統為正常溫壓系統，壓力系數為1.012～1.025，地溫梯度為3.27 ℃/100m。珠海組地面原油性質較好，屬常規輕質原油，原油性質具有“一高五低”的特征，即膠質高、原油密度低、黏度低、含蠟量低、瀝青質低和含硫低的特點。地層條件下原油性質較好，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，主要驅動類型為強邊底水驅動。其余非主力油藏為半封閉、未飽和小斷塊油藏，驅動類型為邊水驅動。各油組天然能量充足，利用天然水體能量開發。

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

2 水平井水淹模式

國內大量學者通過數值模擬、物理模擬及生產動態分析等手段對水平井水淹模式進行研究，目前水淹模式認識基本成熟。水平井存在3 種水淹模式，線性水淹模式、單點水淹模式和多點水淹模式[6]。

在儲層物性較好，滲透率分布均質，油水黏度比低、生產壓差小的情況下，油井生產過程中，底水會整體向上推進，呈現“托舉”的特征，當油水界面到達井筒時含水率迅速上升，整個井筒被水掩，底水波及范圍大，無水期和無水期累計產油量大，開發效果好。含水率曲線呈凸S 型（見圖1）。

圖1 線狀水淹模式及含水上升規律曲線圖

圖2 單點水淹模式及含水上升規律曲線圖

圖3 兩點水淹模式及含水上升規律曲線圖

在儲層非均質較強，油水黏度比低，生產壓差小的情況下，水平井一般表現為點狀水淹模式。當水平井井筒所處儲層有一個明顯高滲條帶時，底水沿高滲條帶突進形成水脊，到達井筒后造成單點見水。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，含水率曲線會有不同表現，一般點狀水淹含水率曲線為S 型（見圖2）。水平井見水后，底水在優勢通道中推進，生產制度平穩狀態下，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，導致含水率快速上升，或水侵點在跟端，跟端出水嚴重抑制了其他井段的產油量，點狀水淹的含水率曲線則表現為凸S 型。

在儲層非均質性強，存在明顯多個高滲條帶，井筒避水高度不同的情況下，水平井一般表現為多點水淹模式。在水平井生產時，高滲條帶產生對應個數水脊向井筒突進，受高滲條帶滲透率大小、對應井筒段避水高度差異影響，突進水脊先后到達井筒，造成多點水淹。第一個井段水淹時，含水率曲線出現一個先快速上升再平緩的臺階，第二井段水淹時，底水再次突破產生第二個水侵點，含水率再次快速上升后變平緩，整體呈階梯狀上升（見圖3）[9-13]。

實際開發生產中，無論海相沉積還是陸相沉積儲層，在幾百或上千米井筒有效水平段內非均質性一般相對較強，且對于縱向隔夾層發育儲層一般會設計“勾”型井以提高儲量動用程度，因此受儲層及井位等因素影響一般較少表現出線狀見水整體水淹情況，絕大部分水平井均為點狀水淹模式，需結合地質油藏條件、生產動態特征等多因素綜合分析水淹段，及時展開控水穩油治理措施研究。

3 基于控水完井的中心管控水技術

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缺點。目前，國內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油藏特征、油井是否出砂、采油工程要求、產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完井方式中的各個小類。一般來講，裸眼完井用在碳酸鹽等堅硬不易坍塌的地層，特別是有垂直裂縫的地層，用裸眼封隔器等工具或適當的工藝可以進行分層堵水；套管射孔不防砂的井，堵水時可將層段分隔開進行分層作業；防砂的井，不能有效地將層段分開，分層措施作業困難。對于篩管（割縫襯管）完井的井，堵水難度較大，因為篩管（割縫襯管）與巖石壁面之間沒有隔擋，流體可以徑向和橫向流動。W油田珠海組埋深較深，儲層壓實作用強，油井生產過程中未出砂，各水平井均采用星空篩管加管外封隔器的完井方式，待油井進入高含水階段，可根據油井水淹段分析結論，下入中心管控水，再配合鋼絲作業開關滑套控制多段合采或分采。

W 油田水平井治理主要應用中心管機械控水技術。中心管控水工藝主要是借助完井期間預制的管外封隔器，見水后采用插入密封、中心管、滑套、工作筒等配套工具（見圖4），控制高含水層，釋放產油層潛力。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，便于鋼絲開關滑套、投撈工作筒堵頭，根據油井生產情況，通過開關滑套、投撈堵頭實現油井各產層的單采及合采。非均質性強的儲層或隔夾層明顯的儲層建議在完井期間考慮采用裸眼管外封隔器進行分段完井，便于后期采用中心管進行控水。同時，由于遇液膨脹封隔器外徑較同規格的防砂篩管較大，下入過程中摩阻較大，導致作業難度和風險相對不可控，一般僅采用2～3個封隔器進行分段。

圖4 水平井中心管控水示意圖

4 W 油田中心管控水技術實踐

4.1 C1H 井控水

C1H 井2013 年7 月投產，開發ZH2VI 油組，采油電潛泵泵抽生產，初期配產250 m3/d。為滿足后續控水需求，該井完井方式為優質篩管簡易防砂完井，分三個完井段，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 %。中子密度測井解釋結果顯示，測井滲透率范圍0～1 630.8 mD，平均594 mD，滲透率超過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，厚度范圍0.5 m～4.4 m，平均1.6 m，該井所鉆遇儲層非均質性強。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，結合動態含水特征分析認為隔夾層遮擋作用對C1H 井見水影響較小。井段物性分析表明（見表1），該井中段有效段長且物性好，地層系數比例為82 %，說明中段為主要液量貢獻井段。

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 井北側和東側受斷層遮擋，南側受斷層和C2H1 井遮擋，邊水主要能量來源于西側。從能量驅動角度分析，見水模式為邊底水混合驅動。根據臺風關停歷次靜壓數據，折算壓力系數0.94～1.04，地層能量充足。該井2013 年8 月開展壓力恢復試井，有效壓力恢復18 h，試井解釋儲層滲透率145 mD，屬于中滲儲層，油井機械表皮為0.8，沒有污染，采油指數191.4 m3/（d·MPa）。C1H 井無水采油期150 d，無水累產油3.28×104m3，表現出無水采油期短，無水采油期采出程度低的特征。從含水率與累產油關系曲線上看曲線形態呈現“凸S”型，表現為單點水淹特征，具有控水潛力。

結合完井情況、儲層物性、隔夾層展布、井筒分段物性分布、油水位置關系、能量驅動、動態監測、含水上升規律多方面資料，分析認為該井中段底水水淹，初期為單點見水，后期沿井擴展。數模模擬結果顯示，C1H井為底水脊進為主的邊底水混合驅動模式，初期中段率先水淹，中部井段為主要產水段，提出下入中心管，合采趾端和跟端控水方案。

表1 C1H 井分段物性統計表

圖5 C1H 井生產曲線圖

C1H 井于2016 年4 月實施控水，控水前，產液量300 m3/d，含水率84.0 %，產油量48 m3/d，采液指數179.0 m3/（MPa·d），生產壓差1.7 MPa。控水后，C1H 井產液量90 m3/d，產油量54 m3/d，含水率40.0 %，采液指數15.0 m3/（MPa·d）（見圖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行的，該控水措施不但實現了本井含水率下降，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，實現年增油6.15×104m3，產液結構優化效果良好，達到了一項措施解決兩個問題的良好效果。

4.2 C6H 井控水

在C1H 井控水成功基礎上，在2017 年對進入高含水階段C6H 井展開控水潛力研究。C6H 井水平段長度704 m，解釋油層643 m，鉆遇率91.3 %，在完井時分別在跟端干層及趾端斷層位置下入2 個管外封隔器，水平段分為跟端、中段、趾端。該井跟端和中段屬于純油區，趾端屬于底水驅動。C6H 井無中子密度測井，結合電阻率曲線分析，水平段整體電阻率值較高，趾端電阻率略低于跟端和中段。根據水平段長度比例劈分，C6H 井中段為主要產出層，占比51%。從油水位置關系看，C6H 井入砂點平面上距離油水內邊界41 m，跟端縱向上距離油水界面98 m～114 m，趾端最低點距離油水界面50 m。入砂點與鄰井C3 井平面相距200 m，C3 井RPM 測試表明上部油層檢測飽和度變化小，ZH2VI 油組下部水淹，對應C6H 中段所在位置。C6H井含水率與累產油關系曲線出現兩個明顯階梯狀特征，綜合分析認為C6H 井為兩點水淹模式，初期趾端水淹，見水后含水緩慢上升，中段高滲見水后含水快速上升，出現臺階狀特征。結合以上地質油藏動靜態資料，在歷史擬合基礎上，預測C6H 井初期見水井段為趾端，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 井生產曲線圖

C6H 井于2018 年1 月末實施控水，控水前產液量363 m3/d，含水率72.2 %，產油量104 m3/d，采液指數646.0 m3/（MPa·d），生產壓差0.56 MPa。初期封堵趾端，跟端和中段合采，含水率上升至87.0 %，與預測中段高滲為主要產水段相一致。3 月鋼絲作業，關閉滑套單獨生產跟端，作業中漏失量大，造成儲層污染，生產一段時間后，油井自解堵液量提升。控水后，C6H 井穩定產液量543 m3/d，產油量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（見圖6）。

5 結論

（1）W油田共開展了兩井次水平井中心管控水實踐，控水后分別實現含水率下降44 %和16 %。對于選擇篩管簡易防砂完井水平井，建議根據地質情況，在初次完井時預置一定數量管外封隔器，后期結合地質油藏資料綜合分析見水位置，通過下入中心管實現分段控水，根據具體情況配合鋼絲作業開關滑套優化組合各完井段。

（2）高含水水平井水淹段分析一般流程大致包括：單井完井情況、儲層物性、隔夾層展布、井筒分段物性分布、油水位置關系、能量驅動、動態監測、含水上升規律等，在此分析基礎上借助數值模擬軟件開展措施效果預測。

（3）貫穿水平井“完井+開發生產”全生命周期的控水思路及在W 油田的成功實踐經驗對海上油田水平井高含水治理提供一定借鑒意義。

（4）雖然中心管機械控水效果整體相對較好，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題。無需精確找水、具有一定自適應控水功能的環空連續封隔顆粒配合ICD 篩管控堵水工藝是未來的一個發展方向。