稳油控水技术在渤海油田的研究与应用.

李君宝，韩耀图，林家昱，赵成龙，张 登

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

稳油控水技术在渤海油田的研究与应用.

李君宝1，韩耀图2，林家昱2，赵成龙1，张 登1

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海油田在生产过程中暴露出的产量递减快、底水上升快、找水堵水困难等问题严重影响了油井产能的发挥和开发的综合效益。为解决海上油田生产过程中含水率上升快的问题，本文进行了在油田开发早期即运用钻完井技术手段进行稳油控水的研究。针对套管井，制定了水淹层避射原则优化射孔方案，同时通过压裂砾石充填技术稳油控水；针对水平井，采用变密度筛管控水技术、中心管控水技术及投产管理控水技术进行稳油控水，最终形成一套适合渤海油田开发的稳油控水技术体系。实际应用表明，该技术可有效控制海上油田产量递减率，减缓含水率上升速度，具有广泛的应用前景。

渤海油田；高含水率；钻完井技术；稳油控水；套管井；水平井

近5年来渤海油田原油产量持续超过3000×104m3，成为全国第二大油田。随着开发进程加快，部分油田已进入开发中后期阶段，产量下降速度较快。受限于海上平台和设施的寿命，海上油田开发过程中常需加快采油速度，导致油井高含水问题日益突出，部分油田综合含水率达到90%以上。目前渤海油田因水淹而关闭的油井达数十口，严重制约了油田的整体开发。[1]

油井出水原因很多，涉及油藏、钻完井及后期采油措施等多个方面。渤海油田早期的控水方式主要以补救式堵水为主，即在生产后期含水率升高后再采取控水措施。补救式堵水虽然一定程度上能延缓水淹，但成本较高、效果不明显。因此迫切需要改变控水思路，解决稳产难题。

1 油田概况

渤海油田含水率高主要由边底水突进和注入水水淹引起。渤海油田具有非均质性强、变异系数大、油层较厚、原油黏度大、油水流度差异大、产液剖面与吸水剖面不均衡等特点，边底水极易突进。同时海上油田采油强度较高，油田一般在开发初期即开始注水，强采强注导致主力层位极易水淹。[2]

实践经验表明，在中低含水阶段，采液、采油指数随含水率上升变化比较平缓；而进入高含水期后，采液指数增长随含水率上升较为明显，采油指数则明显下降。在开发早期就进行稳油控水能有效增加油井无水采油期，提高采出程度，提升油田经济效益。为此，渤海油田尝试在部分高含水老油田通过钻完井技术进行稳油控水，效果良好，并形成了一套适合渤海油田的稳油控水配套技术。

2 稳油控水技术

2.1 套管井稳油控水技术

2.1.1 水淹层测井评价和避射技术

目前常用测井解释资料进行水淹程度评价。[3]以绥中某油田为例，水淹层解释采用原始电阻率反演法，反算调整井原始含油饱和度So-oip，同时利用目前含油饱和度So计算驱油效率η，即

(1)

式中Sw——目前含水饱和度，%；Swi——束缚水饱和度，%。

利用该方法获得的驱油效率，结合含水率，将水淹级别划分为未水淹、低水淹、中水淹和强水淹4级(表1)[4]。

表1 绥中油田水淹级别判断标准表

确定水淹层位后，根据数值模拟成果，参考相似油田调整井射孔原则和本油田初期开发井的射孔原则，制定水淹层避射原则，优化射孔方案。以绥中某油田为例，在调整井阶段，油田的避射原则为：①强水淹层段不射开。②厚度小于3 m的砂体内部存在强水淹条带的，砂体不射开。③厚度大于3 m的砂体下部存在强水淹条带的，避射强水淹条带以上剩余厚度的1/3。④对于边水油藏，纵向上射孔段与目前油水界面垂向距离不小于10 m，平面上射孔段与目前油水边界距离要大于100 m。⑤有水平井开发的目的层，定向井开发中不射开。[5]

将油藏水淹程度评价方法纳入稳油控水技术范畴，深化油藏认识，明确挖潜方向。同时优化避射层位，投产后含水率下降，产能明显提升。

2.1.2 套管砾石充填井防砂技术

渤海油田储层多属浅部疏松砂岩，胶结疏松、强度低、非均质性强、开采过程易出砂。尤其是开发中后期，地层见水后岩石强度显著下降，出砂风险大大增加，因此多数井采用砾石充填、压裂砾石充填工艺进行防砂开采。[6]

对于确定使用砾石充填防砂的油井，需根据水淹情况进一步分析。对于中/强水淹层，一般选择循环充填；而未水淹层或低水淹层可选择高速水、微压裂或压裂充填，以降低近井地带表皮系数。采用压裂砾石充填工艺时，需要确认相邻层位是否存在边底水层、水淹层，明确隔层长度，以便控制压裂规模。根据油藏参数模拟施工规模、裂缝形态，现场施工再根据Mini-Frac测试结果调整施工参数。施工后根据压力曲线进行拟合，修正模型，获取真实裂缝形态，为后续井施工提供依据。通过压裂砾石充填技术，渤海大多数单井获得了很好的产能，同时有效抑制了产层过快水淹。

2.2 水平井稳油控水技术

2.2.1 变密度筛管控水技术

水平井筒内管流沿程摩阻使得水平生产段不同部位的生产压差不同，水平井跟端生产压差最大，容易导致底水从该部位突破。变密度筛管根据水力学原理，利用节流方法将较大部位的生产压差合理消耗一部分，起到节流作用。

研究表明，筛管过滤件的流通能力较强，产生的阻力与附加压降较小，无法达到控水目的；当筛管过滤件表面形成砂桥后，流体通过筛管的流动方式变为渗流，能够产生较大压降，从而进行控水。

在沉砂条件下，砂桥与筛管过滤件会产生附加压降：

ΔP=QLμ/(KS)

(2)

式中ΔP——砂桥+过滤件压降，Pa；Q——定压差下的流量，m3/s；μ——流体黏度，Pa·s；L——砂桥和过滤件厚度，m；S——过滤件截面积，m2；K——砂桥+过滤件渗透率，m2。

根据产层各段物性、地层流体性质和产能等参数建立井筒数学模型，确定水平段各段地层流体到达水平井“根部”所产生的压耗，再通过专业软件(如NETOOL)计算出水平段所分层段数及不同层段筛管需要布置的孔密数量[7-8]，通过调整高渗透层段筛管基管上的孔眼数量，增加人为消耗的压差，从而起到限流的作用。同时利用膨胀封隔器将不同性质的层段分割成不同的压力仓，形成相互不干扰的单独生产单元，配合生产分采管柱，可以实现任意层的单独开采，达到有效控水目的(图1)。

图1 变密度筛管+膨胀封隔器完井生产示意图Fig.1 Completion production schemes of variable density screem+expanded packer

2.2.2 中心管控水技术

图2 中心管控水不同井段流动形态图Fig.2 Flow patterns of different wells in central controlled water

在常规完井基础上，下挂一个中心管至水平段，且伸入水平段一定长度，并用封隔器封闭中心管和套管之间的环形空间，改变井筒内地层流体的流动形态，将原水平段内的流体流动形态划分为井眼流动、环空流动和中心管流动3种(图2)。通过平衡局部生产压差，降低水平井指端的沿程摩阻，使水平段各部分生产压差保持基本一致，避免水平井根部效应，达到稳油控水的目的(图3，Lh为水平段长度)。[9-11]

图3 中心管控水技术应用前后压力剖面对比图Fig.3 Comparison of pressure profile before and after application of central control water control technology

秦皇岛油田A25h井跟端底水锥进严重，采出程度较低。2011年该井实施中心管控水后，产油能力得到提高，含水率下降(表2)。

表2 A25h井中心管控水前后生产数据对比表

2.3 投产管理控水技术

对于含水率较高的油田，运用稳油控水钻完井技术，结合配套投产技术措施，可使生产参数趋于稳定，达到长期生产的目的。[12]①启泵采用低频拖带，运行稳定再提频，注意控制生产压差；②专人负责，详细记录投产时的技术参数，调整生产制度，做到有的放矢；③做好计量与化验，根据参数分析井下状态是否正常；④尽量减少无谓停泵；⑤停泵后复产时，要缓慢提高产液量至初始状态。

3 稳油控水技术应用效果

3.1 单井产量大幅增加

渤海油田稳油控水技术实施后效果显著。以绥中某油田二期调整阶段实施井为例(图4)，综合运用稳油控水技术的10口井增产效果明显，产量为配产的1.5倍以上，其中水平井C45H井配产50 m3/d，投产后产量达到140 m3/d，接近配产的3倍。

图4 绥中某油田二期调整阶段稳油控水成果图Fig.4 Results of oil stablization and water control in phase Ⅱ of one Suizhong Oilfield

3.2 含水率大幅下降

采取稳油控水措施后，油井的含水率明显下降，且随着生产的持续，采取控水措施的油井含水率上升速度明显低于未采取控水措施的油井。在相同生产压差条件下，采取控水措施的油井比未采取控水措施的油井含水率下降20%以上。以绥中油田G40井为例，该井与G9井开发同一层位， G9井未采取控水措施，2012年初含水率达到38%，2015年含水率达到73%；而G40井实施稳油控水措施后，从2012年初开始投产的超过3年的时间里含水率始终在40%以下，产量稳定(表3)。

表3 绥中油田同层位油井生产数据对比表

4 结论和建议

(1)油藏地质评价是稳油控水的关键，必须通过深化油藏认识，科学制定稳油控水方案。

(2)形成了一套适合渤海油田套管井和水平井的稳油控水技术，控水完井工具及技术管理手段在多个油田得到了成功实施，单井产量大幅提高，含水率大幅下降。

(3)在油田开发早期运用钻完井技术手段进行稳油控水的理念及方案是可行的，适合海上油田的作业现状，可以推广使用。

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Research and Application of Water Control Technology in Bohai Oilfield

Li Junbao1， Han Yaotu2， Lin Jiayu2， Zhao Chenglong1， Zhang Deng1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China； 2.CNOOCChinaLimitedTianjinBranch,Tianjin300452,China)

This article describes the Bohai Oilfield outstanding problems in the decline in production is fast, the bottom water rise quickly, find water and water problems seriously affect the oil well production and development of the comprehensive benefits. In order to solve the problem of fast increase of water content in offshore oilfield, this paper carried out research on oil and water control by drilling and completion technology in the early stage of oilfield development.Aiming at the cased well, the principle of avoiding water-flooded layer is formulated and the perforation scheme is optimized. At the same time, the fracturing and gravel packing technology is used to stabilize the water control. For the horizontal well, the variable density sieve water control technology, the central control water technology and the production management water control technology to stabilize oil control water, which is suitable for the development of stable oil in Bohai oilfield. This system effectively control the production in older fields decline, slow the water velocity fields, enhanced oil recovery. The prospect of application is wide.

Bohai Oilfield; high water ratio; drilling and completion technology; reservoir recognition; stabilizing oil production and controlling water; casting well; horizontal well

TE257

A

*第一作者简介：李君宝(1977—)，男，工程师，1999年毕业于重庆石油大学高专钻井工程专业，主要从事海洋石油钻完井技术研究工作。邮箱:lijb2@cnooc.com.cn.