均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法

2023-08-02刘成林裴柏林

西南石油大学学报(自然科学版) 2023年4期

刘成林，任杨，裴柏林，赵威

1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518052 2.安东柏林石油科技（北京）有限公司，北京昌平102200

引言

海上水驱油藏开发过程中的水平井出水问题是一个普遍存在的世界性难题。在油井生产过程中，受储层非均质性及油水黏度差异的影响，油水界面非均匀推进。当油水前缘沿着水源与生产井之间的优势渗流通道突破水平井部分井段后，油井含水率快速上升，产油量快速递减。同时，优势产水渗流通道中水的流量大流速高，使得孔隙中的岩石胶结物或砂粒被冲出，进一步提高了产水通道的渗透率，从而使得油井出水问题加剧，过多的产水不仅影响油井产油量，也增加了海上平台水处理的压力。此外，局部高速水流量会对筛管造成冲蚀破坏，使得油井出砂躺井[1]。

均衡流量控水完井技术是ICD（流入控制装置）控水完井技术、AICD（自适应流入控制装置）控水完井技术及连续封隔体控水完井技术（封隔体颗粒+ICD）等的统称。传统控水技术需经历“先找水”“再堵水”的工艺过程，工艺实施过程复杂，对测试仪器和井身条件要求严格[2-6]。均衡流量控水完井技术凭借着工艺流程简单、无需找水的特点以及良好的控水效果在油田现场得到广泛的应用[7-13]，其工艺可靠性已经在多个油田应用过程中得到验证[14-19]。此类技术在新投产的水平井中的控水效果评价多采用“邻井”对比法（与对比对象之间具有相似油藏条件相近投产时间的井间生产动态对比），对比过程易受砂体认识差异、对比井选取差异及剩余油分布差异等主客观因素的干扰，导致对比结果存在一定的不确定性和多解性。亟需新的评价方法对现有评价结果进行补充和验证。

1 现阶段已有控水效果评价方法

现阶段在矿场实践过程中，各类控水技术在油井的控水作用评价主要采用生产动态对比方法[20-21]，生产动态对比法可以分为两类：1）相似地质油藏条件的“邻井”对比分析法；2）与本井生产历史对比的“本井”对比分析法。

“邻井”对比分析法是将目标井与相似地质油藏条件的未控水井进行对比，从而判断出控水工艺在油井中是否发挥控水作用。例如，在相同采油速度的条件下，对比相同区域、相同油层、相同构造内的控水井与未控水井的含水率上升速度（对比曲线包括：日产油曲线、累产油曲线、含水率曲线以及累产油含水率曲线），观察控水井相较于未控水井而言是否存在高产油低含水率的现象，从而判断控水技术在控水井中是否发挥控水作用。此方法优点是适用范围广，它既可以用于该技术在新投产水平井中的控水效果评价，也可用于该技术在有生产历史的老井中二次完井后控水效果评价；缺点是由于对比井与目标井之间的对比基础不同，因此，其评价结果具有一定的不确定性。

“邻井”对比分析法的应用关键是找到合适的未控水对比井，然而，在选取合适的未控水对比井的过程中可能存在以下3 大问题：1）对比井选取过程中存在人为干扰因素，主观意识的选择可能造成对比基础不同（储层的非均质性、沉积相分布、沉积微相、孔渗饱等差异），从而影响客观评价结果；2）对比井通常与目标井存在投产时间的差异，这种差异使得不同井之间储量动用程度不同、油水界面位置不同、油水关系不同、剩余油分布不同从而使得两井之间无相同的对比基础；3）对于某些只有一口油井生产的独立断块，无法找到对比井。这些问题使得控水作用的评价结果存在多解性，不利于正确认识控水技术在油井中发挥的控水作用。

“本井”对比分析法是以控水技术作业实施时间为分界线，直接对比应用控水技术前后相同工作制度下的生产动态，从而判断控水是否发挥作用。此种方法的优势在于不用选取其他对比井，采用“本井”对比方法彻底规避了“邻井”对比法中因选取对比井而带来的3 大问题。同时，由于控水前后油井停产时间相对较短，因此，可认为施工前后目标井地下油水关系基本一致。这种方法可信度和准确度较高，但目前仅可用于有生产历史的老井控水作用评价。

综上，“邻井”对比分析法具有应用范围宽、准确度较低的特点；而“本井”对比分析法具有应用范围窄、准确度较高的特点。

2 均衡流量控水技术的控水机理

2.1 水平井局部出水原理

水平井相对于垂直井来说，具有采油指数高、生产压差小和无水采油期长等优势[22]。但是在储层非均质性、油水黏度差异及避水高度等因素影响下，随着开发时间的延长，沿水平井生产段存在产液剖面不均衡的问题，即存在高流速段及低流速段。高流速段的油水界面推进快，容易造成水平井局部见水。见水后由于地层中油水渗流速度的差异巨大，造成水平井出水问题愈发严重。同时受实钻水平段井眼轨迹各段垂深差异过大或构造变化等的影响，沿水平生产段的避水高度呈现非均匀分布，避水高度较低的部分更易提前见水，加剧局部出水问题。

局部见水在增加了油井含水率的同时降低了采收率，即使小规模的局部见水，也会对油井含水率造成很大的影响。假设地层中油水分段产出，各生产段压力梯度相同，且流动过程服从达西定律。水相在地层中的流动可表示为

油相在地层中的流动可表示为

在某一时刻，出水段长度占比为n，出油段长度占比为m，则油井含水率fw可以表示为

此时只考虑地层非均质性及油水黏度差异对油井含水率的影响，计算局部出水规模及水油流度比对含水率的影响（图1）。

图1 不同出水段占比下水油流度比与含水率关系Fig.1 The relationship between WCT and water-oil mobility ratio under different proportion of water production section

如图所示，在地层出水段占比相同的条件下，随着水油流度比增大（即地层非均质性增强，油水黏度差异增大），油井含水率快速上升；在水油流度比相同的条件下，随着出水段占比的提高，油井含水率逐渐增大。

因此，根据理论计算的结果可以发现，在水油流度比较大时，极小的出水段占比也能引起油井高含水；而且在水油流度比小于100 时，不同出水段占比的油井含水率对水油流度比的变化十分敏感。因此，在已知水油流度比较高的区块内，且实钻水淹段占比较低或无水淹段的水平井中，开井后井口检测含水率高达90.00%以上，表现出显著的水平井局部见水特征。

2.2 均衡流量控水技术的控水机理分析

均衡流量控水技术的控水原理包括两个方面：1）通过径向均衡产液剖面；2）轴向划分独立生产单元。它避开了找水作业带来的不确定性及影响，直接通过地层中油水之间黏度或流速差异“识别”油水。径向利用控流装置可以实现“节流”高速或低黏流体而“开源”低速或高黏流体，同时由于井筒环空轴向的划分生产层段，使得生产段之间互不干扰，被节流的流体也不会窜流至其他生产段。两者相互配合以达到增大出水段压降损失而不增加出油段压降损失的目的，从而实现限水不限油。

径向限流方式主要分为两大类：1）通过摩擦作用增加过流压降，该类型主要包括曲径式ICD、螺旋式ICD 及长管束式ICD 等；2）通过限流作用增加过流压降，该类型主要包括短管束式ICD、喷嘴式ICD、孔板式ICD 及混合式ICD 等[23-24]。在沿水平段轴向上划分独立生产单元方面，此类技术的基本思路是通过增加环空中轴向流动流体的过流压降，从而达到减少或防止流体轴向窜流的目的。此轴向限流方式主要可以分为两大类：1）环空中下入封隔器实现轴向封隔；2）环空中填满连续封隔体颗粒实现轴向封隔。

3 均衡流量控水技术控水作用评价方法原理

根据均衡流量控水技术原理，通过沿井筒轴向和径向的相互调配作用，可使沿井筒轴向井壁压力势能非均匀分布，从而达到减小出水段的地层压降而增加出油段地层压降的目的。因此，在明确油井存在局部出水可能性的前提下，可通过判断油井生产段轴向压力势能是否呈现非均匀分布，从而判断均衡流量控水技术在该油井中是否发挥控水作用。

以连续封隔体技术为例，压力势能有3 种状态（图2）：1）采用普通筛管完井的不控水油井中，井筒中径向不限液环空轴向不防窜，水平段可近似为一个等压体，沿水平段轴向上压力势能分布均匀；2）对于使用均衡流量技术而轴向封隔失效的井，环空轴向不具备防窜流能力，水平段环空同样可近似为一个等压体，沿水平段轴向上压力势能分布依旧均匀；3）对于使用均衡流量技术且径向限流及轴向防窜同时发挥作用时，井筒环空窜流阻力大，沿水平段轴向压力势能呈现明显的非均匀分布。由此可见，只有在径向限流与轴向防窜同时成立的时候才会出现压力势能非均匀分布的现象。

图2 不同状态下的水平段轴向压力势能分布Fig.2 Axial pressure potential energy distribution in horizontal section under different states

在新井中，由于ICD 控流强度在入井之前就已经设置完毕，且入井后不可调节，同时封隔体颗粒充填完毕后，环空轴向窜流阻力基本保持不变。因此，新井投产后无有效手段关闭控水系统的作用来模拟压力势能均匀分布条件下的生产动态，进而也无法对比这两种情况下的生产动态差异。

ICD 控流是根据流速大小来发挥作用的，在正常生产阶段控流系统正常工作，油井水平生产段各段独立产出，ICD 对低黏高速的出水段流体产生额外附加阻力（4 MPa），而对高黏低速的出油段流体产生的额外附加阻力为0，造成沿生产段轴向压力势能非均匀分布；而当油井关井后井口无液采出，此时无论是出油段还是出水段，流过ICD 的流量很小，因此，ICD 对全井段流体产生的额外附加阻力接近0，此时形成了控流系统关闭的状态。由于控流系统关闭后瞬间的生产段轴向压力势能仍然与控流系统开启时状态保持一致，因此，关井后在生产段井壁压力势能产生的4 MPa 压差的作用下，出水段的水逐渐倒灌至出油段近井地带，直至近井地带压力回到平衡状态，倒灌过程结束（图3）。

图3 关井后倒灌过程示意图Fig.3 Schematic diagram of backfilling process after shut-in

倒灌过程会导致部分出油段地层近井地带含水饱和度逐渐升高。当油井以相同的工作制度再次开井生产时，倒灌进入产油段地层的水在生产压差的作用下逐渐被产出（图4）。再次开井投产初期，相较于关井前地层中产水量增多，反映在生产动态上即是含水率明显高于关井前。生产一段时间后，倒灌进产油段的水逐渐被采出，导致地层中产油段增多产水段减少，反映在生产动态上即是含水率逐渐回落。当倒灌的水被全部采出后，地层中产水段和产油段占比恢复到关井前水平，反映在生产动态上即是含水率与关井前基本持平。

图4 倒灌结束后再开井过程示意图Fig.4 Schematic diagram of well opening process after the completion of backflow

因此，在评价均衡流量控水技术应用新井中是否产生的控水效果时，可通过短暂关井后再复产的整个过程中，油井在均衡控流作用下，井壁压力是否出现非均匀分布来判断。对于控水见效的井来说，再次开井后生产动态表现为含水率开井后突升，随后下降至关井前水平。而对于控水未见效的井来说，由于轴向封隔效果不好，或储层本身不存在非均质性，则不会出现井壁压力非均匀分布的现象，继而不存在明显的倒灌现象，因此，关井前后的含水率并不会有明显变化。

4 均衡流量控水技术控水作用评价方法应用

连续封隔体控水完井技术（封隔体颗粒+ICD）相较于封隔器分段控水完井技术（封隔器+ICD）[25]在工艺施工、封隔作用及控水效果等方面都有明显的优势。主要包括封隔器对井眼条件要求较高，存在封隔不严的风险，为避免影响试验结果，本文以连续封隔体控水完井技术为例进行现场试验。该评价方法在实际应用过程中步骤如下：1）将目标井保持一个固定的工作制度下生产一段时间后短时间关井；2）开井后使目标井保持与关井前相同的工作制度生产一段时间；3）记录待评价井关井前后的生产动态变化情况；4）如若出现开井后含水突升随后下降至关井前水平的生产动态特征，排除高含水夹层的存在可能性，进而可以认为倒灌现象发生，最终补充证明待评价井控水见效。

4.1 目标井基本信息

LFY13–2 油田是珠江口盆地一个典型的海相高渗砂岩稀油油藏，主力生产层D 层物性较好，孔隙度20.4%，渗透率1 323 mD，有效油层厚度12.5 m，地下原油黏度1.5 mPa·s。目前采出程度67.2%，综合含水率96.90%。为进一步挖潜剩余油，延缓油田产量递减，2020 年，在D 层东北部部署一口加密调整井LFY13–2–A7。主要风险在于目标区域属于强水淹区和油富集区共存，存在较高局部见水风险。同时，考虑到邻井LFY13–2–A1 井关井前含水率高达99.00% 且累产油量高达157×104m3，LFY13–2–A7 井投产后有极高的快速见水风险。因此，计划采用连续封隔体控水完井技术对实施控水，最大限度延缓底水锥进速度。

LFY13–2–A7 井设计水平段长550 m。根据油藏地质要求，进行井身结构设计，LFY13–2–A7 井在原井眼中1 200 m 处开窗侧钻，使用81/2′′（1′′=2.54 cm）钻头钻至3 282 m，7′′尾管下至3 277 m，最后使用6′′钻头钻至3 862 m 处完钻。筛管顶部封隔器顶深为3 217 m，裸眼井段预留5 m 口袋，筛管下深3 857 m，设计理论环空体积约为4.400 m3。

在井眼实际钻进的过程顺利，上部套管固井质量良好，且层内未见高含水夹层。水平段钻进过程中因储层构造下倾变陡，实际轨迹钻遇大段泥岩，油柱高度仅有3.4 m，实钻水平段长度196 m，其中，砂岩段长度120 m，泥岩段长度76 m。此时，理论环空容积2.340 m3，实际颗粒充填量达到2.335 m3，充填率达到99.8%。

4.2 目标井投产后生产动态

LFY13–2–A7 井于2019 年7 月开井投产，生产动态曲线见图5。

图5 LFY13–2–A7 井的生产动态曲线Fig.5 Dynamic production curve of Well LFY13–2–A7

该井是一口新投产的水平井，开窗深度1 200 m，水平段长度196 m（设计550 m），有效砂体段长度120 m（设计550 m），由于该井无生产历史可进行对比，因此对其生产动态进行分析：1）该井投产仅10 d 含水率即升至90.00%，且期间尝试放大油嘴和提频，均促使含水率上升，这也与其仅3.4 m油柱高度特征相吻合。2）在该井投产前，LFY13–2油田综合含水率高达97.50%，而LFY13–2–A7 井投产后含水率上升至91.00%后保持稳定，含水率无再次上升的趋势。3）在邻井高采出、自身井位构造位置较邻井低（位于构造鞍部）、实际避水高度较低、生产段大幅度缩短等多重不利因素的影响下，LFY13–2–A7 井在生产一段时间后生产动态能达到并超过钻前设计水平。4）水平段有效砂体较钻前设计短430 m 的不利前提下，从第6 个月开始日产油超过钻前预测，从第8 个月开始超过钻前控水预测水平（两倍），且含水率逐渐由92.00% 降至83.00%，控水效果明显。投产后在日产液较钻前设计大幅减少的情况下，LFY13–2–A7 井在高含水期达到了超设计预期的降水增油的效果，且有效期延续至今，连续封隔体控水在大底水薄油层情况下起到了显著的控水效果（表1）。以上生产动态分析结果可间接说明连续封隔体控水完井技术在LFY13–2–A7 井中发挥明显的控水作用。

表1 LFY13–2–A7 井生产动态与设计对比Tab.1 Comparison of dynamic production and design

4.3 措施效果评价

4.3.1 “邻井”对比法评价

LFY13–2–A7 井在极端劣势的完钻条件下，依然保有较好的生产效果，连续封隔体控水完井技术在其中发挥的作用得到很好的证明。但是从“邻井”对比法作用评价方法来看，LFY13–2–A7 井的投产效果并不理想。LFY13–2–A7 井仅有一口同层开发邻井LFY13–2–A1，因此，选取同区域的未控水邻井LFY13–2–A1 与目标井LFY13–2–A7 井进行对比，对比结果见表2。

表2 LFY13–2–A7 井与LFY13–2–A1 井投产初期生产效果对比Tab.2 Comparison of production effect between Well LFY13–2–A7 and Well LFY13–2–A1 at the initial stage of production

目标井LFY13–2–A7 的初期平均日产油量只有未控水邻井LFY13–2–A1 的4.47%，而目标井LFY13–2–A7 井的产液量为未控水邻井LFY13–2–A1 井的49.4%，目标井LFY13–2–A7 井的含水率远远高于未控水邻井LFY13–2–A1 的含水率。根据“邻井”对比法判断LFY13–2–A7 井未见到控水效果。

本次“邻井”对比法未考虑两口井的投产日期的差异，即未考虑两口井储量动用程度、油水界面位置、油水关系及剩余油分布等差异。为了消除对比对象间的基础差异，采用标准化含水率对比法，这种方法的基础是认为含水率相同情况下，目标井与对比井之间的井下油水比例相同，包括含油饱和度和出油段长度占比两个维度。本次以油井含水率89.00% 时为起点，对比LFY13–2–A7 井与同层井之间在相同投产天数及相同累产油量条件下的含水上升趋势（图6，图7），最大程度减小上述差异带来的影响，同时，比较目标井和对比井的含水率为89.00%时的日产油变化情况（图8）。

图6 含水率到达89.00%后油井含水率随生产时间的上升趋势对比Fig.6 Comparison of rising trend of WCT with time after WCT reaching 89.00%

图7 含水率到达89.00%后油井含水率随累产油量的上升趋势对比Fig.7 Comparison of rising trend of WCT with accumulative oil production after WCT reaching 89.00%

图8 含水率到达89.00%后油井日产油随生产时间的上升趋势对比Fig.8 Comparison of rising trend of daily oil production with time after WCT reaching 89.00%

对比结果显示，目标井无论是在相同投产时间还是在相同累产油量条件下，含水均低于同层其他井，表现出明显的控水效果。目标井相较于同层其他井存在含水平台期，且含水平台期表现出3 大特征：1）平台期相较同层其他井“低”；2）平台期相较于同层其他井更“平”；3）平台期稳定时间“长”。从日产油量对比结果看，目标井基本无递减趋势，且日产油量还略有上升。

4.3.2 “本井”对比法评价

在使用“邻井”对比法过程中，发现在考虑剩余油差异的条件下前后对比得出的结论完全不同，因此，考虑使用前文提到的“本井”对比方法对上述结果做进一步判断和分析。针对均衡流量控水技术原理的特殊性，利用短时间的关井，判断油井在关井期间是否出现倒灌现象，从而判断油井在正常生产期间是否存在井筒轴向压力分布不均衡的现象。

使用“本井”对比法来评价LFY13–2–A7 井的控水作用。2020 年4 月中下旬目标井按原计划关停至2020 年5 月初，进行为期两周设备维修改造。再次开井后，工作制度与关井前工作制度相同，对比关井前后的生产动态发现，LFY13–2–A7 井关井前含水率稳定在85.00%，再次开井15 d 内含水率从90.81%逐渐降至85.69%后保持稳定且略有下降。此现象说明LFY13–2–A7 井关井后出水段的水在关井期间倒灌至出油段地层，且在再次开井后产水。

目标井含水率在关井前后稳定在85.00%，关井期间发生倒灌现象，再次开井后倒灌的水被采出至地面。倒灌的水量为

计算表明，在关井两周的时间内，总倒灌水量为261 m3。在开井后15 d 内，倒灌水量被采出至地面。其中，倒灌所用时间与采出所用时间基本一致。进一步说明在关井前，目标井井筒轴向存在压力分布不均匀的现象。由此可以判断连续封隔体控水完井技术在该井中发挥了均衡产液剖面的作用从而实现油井降水增油。