組合式控水工藝技術在邊底水油藏開發中的實踐探索
——以曹妃甸油田為例

范子濤，耿 森，劉鵬飛，郭明龍，劉春志

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300450；2.中海石油（中國）有限天津分公司 天津 300450

0 引 言

進一步貫徹落實習近平總書記關于保障國家能源安全相關指示批示精神，加快推動能源行業“七年行動計劃”實施，中國海油開啟了提質增效升級行動，工程技術部門開展了降本增效等各項工作。邊底水油藏產量在渤海油田產量貢獻中占比超10%。邊底水油藏在開采初期，若不采取有效的控水措施，則含水率上升極快。與控水技術相關的產品及工藝較多，成本投入各不相同，但實際效果卻沒有預想中好。在此背景下，根據油藏實際特征，探索合適且有效的控水方式，對油田長效發展顯得尤為重要。

1 海油當前控水技術應用

據前期資料調研，大部分水平井綜合含水率上升速度快。由于粗放開采、大頻率提液等原因，導致邊底水油層過早水淹，大幅降低了水平井油藏的可采程度，也進一步導致前期鉆完井投入的浪費。在鉆井階段，由于客觀地質條件所限，很難采取相關的工程技術手段，而在完修井階段有較大的措施探索空間，渤海油田由此積極嘗試了多種控水方式。

1.1 變密度控水技術

變密度控水技術是根據目的層油藏及水層分布情況，經過模擬計算，設置不同位置、不同孔數的篩管進行控水。在水層附近下入低孔數篩管，在油層附近下入高孔數篩管，進行一定控水干預。

1.2 中心管控水完井技術

中心管采油技術即在生產管柱插入一根中心管，懸掛在頂部封隔器上方，隨著管柱內的流動形態發生變化，原水平段井眼內的流動形態轉變為井眼流動、環空流動和中心管流動3種流動狀態［1］。該技術原理是通過增加水平段局部摩阻力、平衡局部生產壓差、降低主產液井段產液能力以增加低產液井段產液能力，達到增油控水的目的［2-4］。

1.3 常規ICD控水完井技術

常規ICD 控水完井技術主要原理是流體通過ICD篩管產生壓降、增大流體流入水平井井筒的阻力、降低井筒內的流量等方式，規范流體流動、平衡水平井水平段流量，從而延遲水平井中水錐或氣錐的發生時間，以實現穩油控水的目的［5-6］。

1.4 常規AICD控水完井技術

常規AICD篩管主要在篩管主體結構上增加內流控制裝置，即AICD元件，根據通過控制閥的流體黏度，出現不同程度的開啟度。當通過流體含油量較高時，閥件開啟度增加；當通過流體含水率較高時，閥件開啟度降低，以達到限水暢油的目的。

1.5 常規控水工藝不足

常規變密度篩管控水技術在投產前期能夠起到微弱作用，后期隨著產出增大，對水錐突進的阻擋性很微弱；雖然常規AICD篩管控水在前期能夠達到一定效果，但后期提液受限較大，且成本較高；常規ICD及中心管控水技術均不能實現全生產周期控水，且常規ICD篩管在后期調控難度大，酸化、壓裂等增產措施實施受限。

2 基于成本控制理念的有效控水技術探索

在前期控水實踐及實際應用基礎上，結合后期油井提液、增產措施實施等多方面要求，要實現有效控水，在前期隨鉆階段對油層滲透率、油藏分布、水層位置等進行精確分析尤為重要。在摸準油藏實際特點的基礎上，根據實鉆數據平衡各段產液量，注重平衡井筒整體壓降，同時，控水工藝及相關管柱要為后期進一步控水措施實施及提液要求預留足夠空間。在此基礎上，結合整體控水成本投入，綜合考慮油藏模擬和器材組合優勢，以曹妃甸油田為例，探索實踐組合式控水升級工藝。

2.1 組合式控水升級技術介紹

組合式控水升級技術工藝方式為“管外封隔器+變密度分艙室+中心管夾層”控水工藝。

新工藝技術特點表現為：管外封隔器實現對不同滲透率的儲層進行封隔，有效避免管外竄流；對靠近水層或泥巖段配合盲管封堵，最大限度減少水層的影響；中心管下入油層中部，改變井筒內流體流向，消除水平井根部效應；中心管帶孔管放置于高井軌跡點，延遲水淹時間。

2.2 控水工具結構特點

優質星孔篩管無焊接，強度高，具有很好的抗變形能力，而且過濾介質單元沉入基管表面，過濾介質不容易損壞，安全可靠（圖1）。根據油藏滲透率的變化，優選水平段篩管孔數密度，通過不同孔數的篩管平衡不同層位的生產壓差，進一步調整產液剖面。

圖1 優質星孔變密度篩管結構Fig.1 Structure of high-quality star hole variable density screen tube

2.3 測井解釋技術

控水實施的關鍵前提在于精準摸排目的層巖性及油水分布情況，在目的層鉆進階段，增加電阻率、滲透率、孔隙度等關鍵要素檢測，在實鉆數據基礎上，進行充分分析，確定油層性質，標定泥巖、滲透率等關鍵參數，這對后續篩管下入、分艙室建設及水層封堵均具有重要的指導意義。

對該井目的層進行滲透率和物性解釋：2 360.0~2 512.2 m井段孔隙度為24.8%，滲透率為789×10-3μm2，解釋為油層；2 512.2~2 614.0 m 井段泥質含量為85.8%，解釋為泥巖；2 696.5~2 737.1 m井段孔隙度為21.2%，滲透率為216×10-3μm2，解釋為油層（表1）。

表1 某井水平段測井解釋結果Tab.1 Logging interpretation results of a well

2.4 穩定生產輔助工藝

油氣井投產前期，目的層與外層防砂管柱之間尚未形成穩定的壁壘，抽吸波動對井筒穩定及產層平衡不利，因此排液功率不宜波動過大。經分析前期油井生產井史，在油井交接后，電泵大跨度提頻生產現象較多，雖然能夠短時間內增加油井產量，但也在一定因素上促使水錐突進。調研顯示，大跨度提頻后，油井一般在3 個月之后含水率上漲迅速。

為此，需配套穩定的生產輔助工藝。經多次實踐，使渤海常規電泵在正轉狀態下保持30 Hz穩定排液至返出為地層流體，后續適當提頻，控制在35 Hz左右穩定生產，這對各艙室井壁穩定、油井穩產具有積極作用。

2.5 組合式控水升級技術優勢

海上平臺槽口數量有限，井筒利用率要求高，且鉆井船及生產作業中各項動復員、器材成本均較高。為取得更大的經濟效益，保障更多的采出率，減少后期修井維護成本，在提質增效形勢下，探索有效合理的控水方式十分必要。組合式控水升級技術較常規控水手段具有如下優勢：綜合運用變密度、分艙室、管外封隔等技術手段，合理發揮多項控水工藝優勢，彌補單項措施的不足之處；配合中心管、帶孔管設計，合理優化井筒內壓降，進一步延遲水淹時間；相對于AICD控水器材，有效降低施工成本，平均每1 000 m目的層節約百萬元。

3 現場應用

3.1 油田介紹

曹妃甸XX油田構造位于沙壘田凸起的東南端，是發育于沙壘田凸起上的斷裂背斜。主要含油層系為新近系明化鎮組和館陶組，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積。油藏類型主要為巖性構造邊水油藏和塊狀底水油藏。整個油田的綜合含水率為91.1%，處于高含水開采階段，而且由于邊底水的推進及地層非均質性嚴重等，導致新井含水率快速上升，單井低含水階段大幅縮短，日產油量急劇下降，大量剩余油仍殘留于油層內，降低了區塊的采收率和單井的經濟效益。

3.2 組合式控水升級技術應用

以XAH井為例，其水平段底部無夾層，避水高度為10 m，根據測井解釋數據及油藏配產要求，通過軟件數值模擬，最終確定該井的控水方式為“管外封隔器+變密度篩管+盲管+密封筒+中心管”。

3.3 控水效果跟蹤與評價

通過對XAH 井生產周期進行動態分析，從日產液、日產油及含水率等參數方面進行綜合評估，得出如下結論：該井平均日產液為111 m3/d，日產油91 m3/d，均能達到鉆前設計產能；隨著長期開采，綜合含水率平均在50%以下，低于鉆前含水設計情況，而且含水率曲線上升平緩，符合理想含水率上升形態，控水效果優良（圖2）。

圖2 XAH井控水效果Fig.2 Water control effect of XAH well

4 結 語

海上平臺槽口數量有限，且動復員成本較高。為充分保障產能貢獻，對平臺槽口利用率要求極高；對于邊底水油藏相關油田，完井控水技術在油田生產階段至關重要。

組合式控水升級技術能夠綜合常規單一工藝優勢，且配合管外封隔器及分艙室生產工藝，對目的層能夠實現較好地封隔。同時緊密結合測井解釋，根據滲透率情況，適時調整篩管孔數密度，實現井筒壓力均衡。較其他控水工藝而言，組合式升級控水工藝既保障了控水效果，又實現了成本控制，對油田長效增產穩產具有借鑒意義。