海上油田水平井调剖效果分析及认识

刘凤霞，谢诗章，魏子扬

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

海上油田水平井调剖效果分析及认识

刘凤霞，谢诗章，魏子扬

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

针对海上油田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的水平井调剖作业，通过对历年来水平井调剖实施现状，从油水井两方面进行了水平井调剖效果分析，发现水平井调剖在注入过程中容易出现注入压力升高的现象，针对这一问题本文又深入进行了水平井调剖效果影响因素分析，结果认为水平注水井储层特征、井型结构及完井方式、调剖体系等方面是造成水平井调剖注入压力高的主要原因。最后基于本文的研究提出了未来水平井调剖重点攻关方向。

海上油田；水平井调剖；效果分析

近年来，由于水平注水井具有的独特优势，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[1，2]。由于水平井存在油水重力分异、黏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，2009年以来渤海油田进行了多井次的水平井调剖治理，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。针对这一问题，本文对历年海上油田水平井调剖进行了措施效果及原因分析，为后期进一步提高水平井调剖技术的研究及推广奠定基础[4-6]。

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（见表1）。

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。

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。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。

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1），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2）。由图2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。

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

图1 BZ28-2S-A27h井施工曲线Fig.1 Construction curve of well BZ28-2S-A27h

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

图3 A27h井视吸水指数变化Fig.3 Apparent water injectivity index of well A27h

图4 A21井视吸水指数变化Fig.4 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250 m3（/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（见图3、图4）。

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，随着累计注入量的增加，曲线逐渐上翘（见图5）。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（见图6）。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5 A27h井霍尔曲线变化Fig.5 Hall curve of well A27h

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（见图7）。由图7可看出，A25、A41井产出聚合物含量低，A4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。

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

图6 A21井霍尔曲线变化Fig.6 Hall curve of well A21

图7 A27h井对应油井聚合物产出情况Fig.7 Polymer output of corresponding oil well of A27h

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，位于一顶部封闭，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：

式中：Q-水平注水井注入量，m3/d；K-油层平均渗透率，μm2；Kh、Kv-油层水平渗透率和垂向渗透率，μm2；L-水平段长度，m；μ-水相黏度，mPa·s；h-储层厚度，m；rW-水平注水井井筒半径，m；Pi-油层边界压力，MPa；Pwf-水平井井底压力，MPa；α-面积修正系数（一般取1.1～1.2）；ZW-水平井与储层边界距离，m；G-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8）。

图8 水平井筒压力分布趋势图Fig.8 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，工作液黏度μ值越大，注水量Q值越小。

图9 筛管对凝胶注入压力的影响Fig.9 Influence of screen to injection pressure

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 m～2 000 m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，相对分子质量变小，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，引起聚合物相对分子质量降低，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，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（见图9），压力上升梯度变化情况（见图10）。

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：

图10 筛管对凝胶注入压力上升梯度的影响Fig.10 Influence of screen to pressure rise gradient

由图9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10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。

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黏度值在6 mPa·s～8 mPa·s，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 结论与建议

通过对海上油田历年水平井调剖技术实施效果分析发现，海上油田水平井调剖注入压力高，措施效果不明显。针对这些问题分析认为水平井储层地质情况、水平井井型、完井方式和调剖体系是影响调剖作业效果的主要因素。因此水平井调剖储层分析，调剖体系优化，注入压力控制技术是未来水平井调剖工艺研究的主要方向。

［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，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，等．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，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 on horizontal well

LIU Fengxia，XIE Shizhang，WEI Ziyang
（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.This paper make profile control effect analysis on horizontal well from two aspects of oil and water wells,from the analysis result,we can see that the pressure is easily rise while in the process of making the profile control treatment on horizontal well.For solving the problem,the author make effect factors analysis of the horizontal well during the process of the profile control,the analysis result shows that the reservoir characteristics of water injection wells, the injection well type and the well completion method and the profile control system are the main influence factors which caused high pressure while process the horizontal well profile control.Finally,based on the research of this paper,we put forward the key research direction of horizontal well profile control in the future.

offshore oilfield；profile control on horizontal well；effect analysis

TE357.62

A

1673-5285（2017）05-0043-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.010

2017－03-16

刘凤霞，女，工程师，2005年毕业于西南石油大学石油工程专业，现主要在中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司从事调剖堵水技术研究工作，邮箱：liufx2@cnooc.com.cn。