渤海Q油田稳油控水工艺效果分析与探讨

张艳英，赵云斌，彭良群，高智粱，欧阳雨薇

（1.中海石油 （中国） 有限公司天津分公司，天津 300459； 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459）

0 引言

底水油藏开发通常采用水平井进行规模化开采，开采初期产量贡献高，能有效缩短投资回收周期。但随着油田的开发，受储层非均质性、油水流度比等因素影响，导致油藏在开采过程中底水过早脊进，大大缩短中低含水采油期，产量快速递减，影响着油田正常生产。水平井控水难题长期困扰着油田的高效开发。

1 存在的问题

Q油田为大型河流相沉积，受构造、断层、岩性的多重制约，油水系统复杂，油藏类型多样。目前油田范围内油水井共计217口，其中水平井159口，占总井数的73.3%。近年来，油田多数生产井边底水、注入水相继突破，含水率迅速上升，特别是新老水平井水淹严重。水平井找水、堵水难题长期困扰着油井稳定生产，而相应的控水技术也成为油田开发中的重点攻关方向[1]。

2 水平井控水机理

2.1 水平井底水脊进原理

由于水的密度大于油的密度，在采液过程中，重力梯度与采液产生的压力梯度处于稳定的平衡状态。如果采液产生的压力梯度超过重力梯度，平衡被打破，水带向低压区迁移，随着井底流动压力进一步下降，水柱高度不断攀升，直至锥进至射孔部位，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横截面上形成锥面，产生底水脊进现象[2]。

2.2 水平井底水控水机理

控水的主要机理：

（1）机械卡水通过滑套控制水平井生产部位实现卡水生产，改变完井段液流分布，优化水平井井筒流量，从而使井筒附近的摩阻损失压力和砂面压力达到最优分布；

（2）通过化学堵水方法，改善油藏非均质性，缓解底水突进[3]。

3 水平井控水技术现状

3.1 AICD智能控水阀

上述方法不适用于储层层间差异大、层内非均质严重的油藏。为解决这一难题，需在工艺和工具上进行不断升级改造。国外曾设计出多种流入控制装置，比如ICD和AICD，利用流体通过特定结构产生附加阻力压降的特征达到改善水平段产液剖面的目的。该方法能够有效上述难题，延缓含水突破时间，提高油藏采收率[4]。

3.2 中心管卡水

中心管完井即在现有完井基础上再下入一根直径小于筛管（衬管或尾管）的油管，并用封隔器对跟端处环空进行封堵，从而降低跟端处压差，改善井筒内液流状况，实现延缓水平井底水脊井的目的。

3.3 化学堵水技术

化学堵水技术主要是利用聚丙烯酰胺类凝胶（包括强凝胶、凝胶或各种无机堵剂）对于高渗层的封堵性能，形成具有高强度粘弹性的高分子凝胶堵塞层或在底水油水界面上方形成隔板，通过改变地层的非均质性，从而控制水锥的方法[5]。

3.4 油水分采技术

2002年WojtanowiczA K等提出双水平井采水消锥技术，主要通过在油水界面下方再增加一口水平采水井，来平衡油水界面上水平采油井造成的生产压差，从而达到消锥目的。由于采出水未经过油污染，可直接回注至地层。由于不需要地面水处理设备，该方法也可用于海上油田。

4 应用实例

4.1 Q油田A13 H井AICD智能控水作业

2015年12月，Q油田A13 H井进行了国内海上油田AICD智能控水工艺的首次先导性试验。该井于2004年投产，初期最高日产油451.0 m3，含水1.68%。作业前日产液1 108 m3，日产油48 m3，含水95.2%，采出程度20%。利用化学CESP封堵方法，并配合2套Y341封隔器将A13 H水平段分为三段开采，然后将5/13/6套AICD智能流入控制阀对应下入三个生产层段，作业后日产液量下降到537 m3/d,极大缓解了平台日常水处理压力，同时产油量上升至51 m3/d，降水稳油效果明显[6]。

4.2 Q油田D24 H井中心管控水作业

D24 H井2009年3月投产，套管尺寸9-5/8″，采用裸眼+平衡筛管简易防砂完井。2014年5月，生产过程中含水突然上升至94.0%，随后高居不下。2015年7月，起出该井原管柱实施检泵作业，同步实施中心管控水作业。作业后，控制液量生产，日产液由原来的820 m3/d控制至410 m3/d，产油量由作业前的41 m3/d下降至20 m3/d，稳定生产至今已有8个月有余，含水未见明显变化[7]。

4.3 Q油田A76 H井化学堵水作业

A76 H井2013年9月投产，初期平均日产液232 m3，平均含水率66.8%，后期提频生产，产液量上升到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产。2015年12月进行WaterWeb化学堵水作业，在连续油管配合下，分别5个层段分段泵入堵剂共计1 081 bbl（不包括前置液、顶替液）。作业后初期效果明显，产量保持在25 m3/d的高位运行，但有效期不长，半个月后产量下降至15 m3/d，以95%的含水率稳定生产。

4.4 Q油田D27 H井智能滑套作业

D27 H井2011年1月投产，初期日产油187 m3，4个月后开始见水生产，含水率21.2%，在随后的1年间逐渐升高到82%。2014年1月泵故障停产。2015年10月该井下入4套智能滑套，配合筛管内封隔器在斜深1 791.1 m～2 206 m间形成4个生产层位。作业后含水率不降反增，上升至90%，产油量由之前的45 m3/d下降至27 m3/d，措施应用效果不佳[8]。水平井控水工艺适应性分析如表1所示。

5 结语

5.1 水平井控水工艺的适应性讨论

虽然水平井开采技术问世已经大半个世纪，但目前如何实现水平井的“找准水、控住水”仍然是一个世界性难题。水平井控水工艺种类繁多，各种工艺的优劣很难一概而论，必须结合实际情况来选择合适的水平井控水方法(如表1所示)。

表1 水平井控水工艺适应性分析

AICD工艺的智能性体现在其“堵水不堵油”上，该工艺适应性强，作业风险小；但是其核心部件AICD控水阀价格十分昂贵，因此推荐在液量较大，挖潜潜力较大的油井当中使用，以减少项目投资回收的风险程度。中心管控水技术施工简单，成本小，风险小，但是如何正确选择中心管的下入深度、尺寸等关键参数是工艺应用效果优劣的关键所在。化学堵水工艺利用化学堵剂对于高渗层的封堵性能，直接对出水点进行封堵，但在油井中应用风险较大，操作失误会严重影响油井产能。水平井智能滑套控水对生产层位层段之间的隔离要求比较高，生产水一旦发生井筒内外连通或者绕流，油井含水率会迅速上升。

5.2 海上油田控水综合效益分析

海上油田生产水排放标准严格，处理要求高，处理能力有限。生产处理流程受场地限制、管道布设等限制因素较大。海上油井生产水情况紧密涉及到油田生产、集输、水处理和污水回注等各方面。因此，海上油田油井稳油控水的综合效益分析不仅仅包括工艺增油降水经济方面的考量，而且更应该针对工艺应用对于油田增产稳产、生产集输等方面产生的各种效益进行综合分析。