水平井调剖技术探索与实践

张 洁，张艳辉，柴世超，陈维余，刘凤霞

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

水平井调剖技术探索与实践

张 洁1，张艳辉2，柴世超1，陈维余2，刘凤霞2

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

针对水平井注水开发过程中出现的含水快速上升问题，渤海油田进行了多井次水平井调剖作业探索，实施过程中均出现注入压力高、效果不明显的问题。以BZ28-2S油田A27h井为例，分析了水平井调剖过程中注水井以及对应油井出现的问题。通过水平注水井井筒压力公式推导，得出水平注水井井筒压力分布，从而证实水平井跟部压力高、趾部压力低的压力分布和弱凝胶的化学反应特性是造成水平井调剖注入压力高的主要原因。另外，防砂筛管完井方式以及储层平面非均质性对水平井调剖过程中压力升高也有一定影响。最后，提出了改善聚合物凝胶注入性能、研发低粘调剖剂和定点注入工艺3项初步解决思路。

水平井调剖；水平井筒压力分布；解决方法

近年来，由于水平注水井具有的独特优势[1,2]，使该技术在海上油田逐渐得到发展，BZ28-2S油田、JZ25-1S等油田先后开展水平井注水开发。由于水平井存在油水重力分异、粘性指进及水平井段长、前后渗透性差异大等问题，水平注水井注入水突进现象严重，造成对应受益油井含水快速上升（其含水上升速度比直井平均高出5%～10%）。针对开发过程中出现的含水快速上升问题，渤海油田进行了多井次水平井调剖探索，但在施工过程中均出现注入压力高，注入困难，无法完成配注，措施效果差等问题，与常规定向井调剖相比，出现明显的工艺差异，而水平井调剖中出现的问题已经影响到水平注水油田后期的增产措施的实施。

本文以渤海BZ28-2S油田A27h井为例，针对目标井储层的地质油藏特征，分析了水平井调剖过程中注水井以及对应油井出现的问题。从水平井的井型结构、水平注水井的渗流规律、调剖剂的性能特点以及储层的非均质性等方面对水平井调剖与定向井调剖的差异进行探索与研究。

1 水平井调剖实施现状

自2009年8月以来，渤海油田共实施5口井6井次水平井弱凝胶调剖作业。在不同油田水平井调剖施工过程中，均出现注入压力偏高，注入效果差等问题，大部分井出现由于注入压力高而达不到配注甚至停注。渤海油田水平井实施情况如表1所示。

由于水平井弱凝胶调剖过程出现的问题相似，因此以BZ28-2S油田A27h井为例，分别从注水井以及对应油井效果方面，对比分析水平井与定向井调剖过程中的异同。

表1 水平井调剖实施情况Table 1 Implementation of profile control on horizontal well

调剖试验井区位于渤海油田 1167砂体的东北部，含油面积1.0 km2，地质储量196×104m3，采取不规则布井，油水井井距400 m，总数6口，其中注水井2口，采油井4口，砂体井位图见图1。2012年5月进行示踪剂检测，结果表明A41h与A42h井、A4h与A27h井连通，A25h井与A27h井、A41h与A27h井不存在高渗层或大孔道连通，造成注入水无效循环。2012年12月19日，A27h井与A42h井同时开始弱凝胶调剖施工。

图1 1167砂体井位图Fig.1 Well position chart of sand body 1167

1.1 注水井效果分析

1.1.1 注入压力

A27h水平井调剖施工过程曲线见图2，措施井注入压力快速上升，开始注入6 d，注入压力由1.7 MPa快速升至 8.2 MPa，平均压力升幅达到 1.1 MPa/d，因注入压力过高，停止注入，反洗井后，降低排量继续注入施工，压力再次升高后，采取酸化作业。继续注入，压力迅速回升至酸化前水平，造成注入困难，与定向井凝胶注入过程存在明显区别。定向井调剖以NB35-2-A21井为例，施工过程曲线见图 3。由图可知，A21井注入压力随着注入量逐渐增加，开始注入15 d，压力由1 MPa升至6.1 MPa，平均压力升幅为 0.34 MPa/d，且压力上升至施工中期后，压力逐渐平衡，达到注入稳定状态。综合对比不同井型的注入情况，可以发现水平井调剖施工注入凝胶过程中压力上升过快，并呈现一直上升趋势，导致无法完成设计配注，酸化后再次注入，压力仍快速恢复，无法按设计排量继续注入。与定向井调剖相比，水平井调剖压力上升幅度大且无法达到施工压力稳定。

图2 BZ28-2S-A27h井施工曲线Fig.2 Construction curve of well BZ28-2S-A27h

图3 NB35-2-A21井施工曲线Fig.3 Construction curve of well NB35-2-A21

图4 A27h井视吸水指数变化Fig.4 Apparent water injectivity index of well A27h

图5 A21井视吸水指数变化Fig.5 Apparent water injectivity index of well A21

1.1.2 视吸水指数

视吸水指数是反映水井注入能力的重要参数。A27h井在注入凝胶过程中，视吸水指数由 250m3/（d·MPa）快速下降至50 m3/（d·MPa），无法完成配注。经两次酸化后，视吸水指数短时间内上升，并快速下降至酸化前水平，依旧无法完成配注量。调剖后，注水视吸水指数变化不明显。A21井视吸水指数下降到 50 m3/（d·MPa）后，视吸水指数维持稳定。调剖后，注水视吸水指数小幅上升。

1.1.3 霍尔曲线

水平注水井霍尔曲线多为二次函数，注入前期压力较低，曲线前段斜率小，随着累积注入量的增加，曲线逐渐上翘，如图6。调剖作业前，A27h井进行酸化，造成调剖阶段前出现水平线。

通过对比调剖前、中、后三个阶段的霍尔曲线发现，霍尔曲线斜率变化不大，说明弱凝胶调剖对水平注水井高渗段封堵效果不明显。定向注水井霍尔曲线多为一次函数，从注入初期开始，压力逐渐上升。调剖过程中，霍尔曲线快速上升，斜率快速上升；调剖后，霍尔曲线在调剖基础上，继续上升，且保持斜率与调剖前一致，如图 7。A21井调剖注入过程霍尔曲线斜率上升明显，说明直井调剖过程中，随着凝胶的注入，调剖封堵效果开始体现。通过对比水平井与定向井霍尔曲线的变化规律，说明水平井调剖封堵效果不明显。

图6 A27h井霍尔曲线变化Fig.6 Hall curve of well A27h

图7 A21井霍尔曲线变化Fig.7 Hall curve of well A21

1.2 对应油井分析

1.2.1 聚合物产出测试结果

A27h井组有3口受益井分别是A4h、A25h、A41h。对应油井聚合物产出情况如图8所示。由图8可看出，A25、A41井产出聚合物含量低，A04井在停注后产出聚合物浓度仍不断增加，说明后续注水时，注入水仍沿高渗水流通道突进，调剖效果不明显。

图8 A27h井对应油井聚合物产出情况Fig.8 Polymer output of corresponding oil well of A27h

1.2.2 对应油井效果

调剖施工过程中，由于注入压力高，不断降低注入量，对应关系好的A4h井产液下降，井底流压由4.6 MPa下降至3.9 MPa，说明A27h井供液能力下降。由于注入压力过高，调剖过程不能达到水井配注，且未完成设计注入量，后续注水压力仍较高，因此调剖效果不明显。

2 原因分析

通过对比分析水平井调剖与常规定向井调剖的各参数差异，并结合水平井调剖过程中出现的问题，分析认为水平注水井在注入凝胶过程中，注入压力过高造成注水井无法完成配注是造成水平井调剖措施效果不佳的最主要原因。因此，分析明确水平井调剖压力快速上升的原因是解决问题的关键。

通过数学公式推导、实验分析等手段，对水平注水井注入过程进行模拟分析，证实水平井调剖压力异常快速上升主要受到水平井井型及完井方式、储层地质情况以及调剖剂特性等因素影响。水平井工艺因素主要通过水平井井型引起压力分布变化以及防砂筛管完井方式引起注入压力上升；储层地质情况受储层平面非均质性强影响；调剖剂特性方面主要是由于聚合物凝胶对水平井调剖适应性引起的。

2.1 水平注水井井型及完井方式

2.1.1 水平注水井井型引起压力分布变化

假设有一水平注水井，长度为L，位于顶部封闭，油层厚度为h的油藏，水平井与封闭边界的距离为Zw，平行于顶、底边界。地层中流体渗流为非达西渗流，地层启动压力梯度为G，忽略重力和毛管力对注水渗流的影响。由于目前对水平注水井的渗流规律相对认识尚不足，利用文献[3,4]中水平生产井得到水平井注入量公式为：

对于油层的各向异性，以上各式

式中：Q为水平注水井注入量，m3/d；K为油层平均渗透率，μm2；Kh、Kv分别为油层水平渗透率和垂向渗透率，μm2；L为水平段长度，m；μ为水相粘度，mPa·s；h为储层厚度，m；rw为水平注水井井筒半径，m；Pi为油层边界压力，MPa；Pwf为水平井井底压力，MPa；α为面积修正系数（一般取1.1～1.2）；Zw为水平井与储层边界距离，m；G为油层启动压力梯度，MPa/m。

考虑到水平注水井水平段的渗流是由水平井跟部到趾部不断进行的，将水平井筒分为无限多个微段，各微段内均为单相不可压缩流体。

依据质量守恒定理和动量定理，可计算出水平井筒压力变化为：

通过水平井筒内流体流动耦合模型及模型求解，采用迭代法求出水平注水井水平段的井筒压力分布，压力分布趋势见图9。

图9 水平井筒压力分布趋势图Fig.9 Tendency chart of pressure distribution of horizontal wellhole

由水平注水井井筒的压力分布可以看出，在注水过程中，井筒压力Pwf从水平井跟部到趾部不断降低，在水平段各处Pwf-Pi值随距离变化逐渐降低。根据达西定律，可以得知Pwf-Pi值越大，注水量Q值越大，因此可以得出水平井筒各段注水量随着水平段的延长减小。另外，工作液粘度μ值大值越大，注水量Q值越小。

2.1.2 防砂筛管完井方式

渤海油田储层埋深主要分布在1 200～2 000 m之间明化镇组、馆陶组以及东营组，均属于胶结较疏松的砂岩油藏。由于水平井水平段长，极易造成油层出砂、坍塌等问题，因此多采用防砂筛管完井方式。

为保证调剖用聚合物凝胶的成胶效果，聚合物相对分子质量多在1 500×104以上。高分子聚合物水溶液在通过极小的筛管割缝时，剪切作用会使部分大分子链会被切断，分子量变小，另外还会有部分聚合物由于微小缝的机械捕集作用，从而造成部分聚合物难以通过筛管，大量的聚合物分子滞留在筛管缝内，则会引起注入压力的大幅增加。另外，通过筛管的部分聚合物高分子也会被切断，引起聚合物分子量降低，严重的剪切作用会进一步影响聚合物凝胶的成胶情况，造成凝胶的调剖效果变差。

为证实筛管对聚合物凝胶注入过程的增压作用，使用天然岩心（2.5 mm×10 cm）模拟弱凝胶注入过程，岩心渗透率80 mD，实验温度65 ℃，注入速度 1 mL/min装有筛管和无筛管的注入情况如图5，压力上升梯度变化情况如图6。

有筛管条件下，压力上升拟合公式为：

对压力上升拟合公式（3）求导，得到压力上升梯度公式为：

无筛管条件下，压力上升拟合公式为：

对压力上升拟合公式（5）求导，得到压力上升梯度公式为：

由图10可以得知，聚合物成胶液在经过筛管后，压力迅速上升，且相对稳定阶段压力绝对值比无筛管条件下高。由图11可以得知，凝胶注入初期，压力上升梯度是无筛管时压力上升梯度的 3倍；长期注入时，也可达到1.4倍，有筛管条件下，注聚合物成胶液不仅压力增幅大，而且压力上升梯度大，从而证明防砂筛管对聚合物注入有较强的增压作用。

图10 筛管对凝胶注入压力的影响Fig.10 Influence of the screen pipe to injection pressure

图11 筛管对凝胶注入压力上升梯度的影响Fig.11 Influence of the screen pipe to pressure rise gradient

2.2 储层平面非均质性

与常规定向井注水相比，水平井注水具有明显的不同。常规定向井注水，由于多采用多层合注，一口注水井往往注入多层。因此，长期开采后，主要面临的是层间矛盾，调剖措施也主要以解决层间非均质为主，解决层内非均质性为辅。而对于水平井注水开发油田，水平井水平段多沿油层分布，一般仅注入单一油层或者单一砂体。因此，水平井长时间注水后，多面临严重的层内、平面矛盾，水平井注水突进问题也多是由于储层的平面非均性较强造成的。

由于水平井水平段的长度一般较大，因此注入大量的调剖剂后，相比常规定向井，调剖剂的处理半径仍然有限[5]。因此调剖措施后，注入水极易绕过已经形成封堵的区域，重新汇入优势水流通道。而一旦优势水流通道再次形成，注入水“水窜”现象将使调剖效果大打折扣。

2.3 聚合物凝胶对水平井调剖适应性

弱凝胶是由低浓度的聚合物和交联剂形成的以分子间交联为主分子内交联为辅的具有三维网络结构的弱交联体系，能大幅降低残余油饱和度下的水相渗透率，实现调整吸水剖面的作用。在大量的常规定向井调剖措施中，实现了非常好的增油降水效果，是目前应用最为广泛的一种注水井调剖剂。

但与常规定向井调剖不同，水平井井筒的距离更长，注入工作液在井筒中流动的时间更长，聚合物凝胶在注入过程中，会伴随聚合物与交联剂反应时间延长，使聚合物凝胶的流动性变差[6]。从上述公式（2）得出的水平井渗流规律可以得出，水平井筒趾部的注入量最低，凝胶的反应时间最长，加之聚合物的滞留同时作用，极易造成聚合物凝胶在井筒内部成胶，造成流动性降低，甚至造成水平井筒内趾部的封堵。

另外，A27h水平井调剖用聚合物凝胶粘度值在6～8 mPa·s之间，由公式（1）得出结论，在水平井聚合物凝胶调剖注入过程中，相同注入量条件下，注入压力会更高。

3 结 论

对水平注水井渗流规律认识的不足，是造成目前不能合理选择最佳调剖工艺的主要原因，因此仍需加强对水平注水井渗流规律的研究。另外，针对上述分析，水平井井型、完井方式和储层地质情况是调剖作业的不可控因素，因此通过优化水平井调剖工艺技术是控制水平井调剖注入压力、提高措施效果的主要研究方向。

水平井调剖技术主要从改善现有调剖剂性能、研发适用于水平井调剖的低粘调剖剂以及优化调剖剂注入工艺三个方面进行改进。

（1）改善聚合物凝胶注入性能

由于使用聚合物凝胶进行水平井调剖存在压力上升过高，措施效果不明显的问题，因此，改善聚合物凝胶体系的注入性能是降低注入压力的关键。从目前的情况看可以考虑通过降低聚合物的分子量、延长凝胶成胶时间等方式实现。

（2）研发适用于水平井调剖的低粘调剖剂

目前应用最广泛的聚合物凝胶，由于其高粘特性及水平井的特点，依旧会出现上述问题。因此，研发不含高分子聚合物类的低粘调剖剂用于水平井调剖技术是解决目前水平井调剖注入过程中压力过高问题的关键。

（3）定点注入工艺解决平面非均质性造成的井筒成胶问题

定点注入工艺可以解决笼统调剖中封堵位置难控制，水平段井筒内成胶问题。但是海上油田常用的防砂筛管完井方式使封隔器难以使用，因而解决水平井的定点放置问题还有许多工作要做。

［1］张占华，黄凯，蔡晖,等.渤海BZ油田水平注水井提高采收率研究[J].石油地质与工程，2012，26(1)：56-59．

［2］王传军，赵秀娟，雷源,等.渤海BZ油田高效开发策略研究[J].重庆科技学院学报（自然科学版），2012，14(2)：36-39．

［3］孙恩慧，李晓平．低渗透油藏水平井水平段井筒压力研究[J]．油气藏评价与开发，2013，3(2)：38-40．

［4］毕永斌，张梅，马桂芝，等．复杂断块油藏水平井见水特征及影响因素研究[J]．断块油气田，2011，18(1)：79-82．

［5］孙尚如，孔柏岭，肖磊，等．河南油田微凝胶驱技术的研究与应用[M]．北京：石油工业出版社，2004:1-6．

［6］戴彩丽，王业飞，冷强，等.长成冻时间的深部调驱剂研究[J]．西安石油学院学报：自然科学版，2003，18 (1):21-23+26．

Exploration and Practice of Profile Control Technology in Horizontal Wells

ZHANG Jie1,ZHANG Yan-hui2,CHAI Shi-chao1,CHEN Wei-yu2,LIU Feng-xia2

（1. CNOOC Tianjin Company, Tianjin 300452，China；2. CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co., Tianjin 300452，China）

Considering the rapid increase of water cut during the water injection development of horizontal well, several profile control measures were carried out in Bohai oilfield. But several problems, such as high injection pressure and less effect, appeared during the construction. Taking A27h well of Bohai oilfield as an example, the problems of injection and corresponding oil wells during profile control process were analyzed. The pressure distribution was obtained by deducing the pressure formula of the wellbore of horizontal water injection well. The results show that high heel pressure and low toe pressure and the chemical reaction characteristics are the main reasons of causing high injection pressure. In addition, the screen pipe completion method and the plane heterogeneity of reservoir have influence on the high injection pressure during the profile control process. At last, 3 solutions to the problems were put forward, including improving the injection property of polymer, developing the low-viscosity profile control agent and stationary injection technology.

Horizontal well profile control; Pressure distribution of horizontal segment; Solution

TE357.42

A

1671-0460（2017）04-0664-05

2016-04-14

张洁（1972-），毕业于石油大学（华东）采油工程专业，长期从事油藏动态研究与管理工作。电话：022-25803215。E-mail: zhangjie10@cnooc.com.cn。

张艳辉（1987-），工程师，2013年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，现主要从事海上高含水油田调剖堵水方面的研究和应用工作。