海上低幅边底水油田高含水水平井综合治理研究——以L油田为例

张国浩，张振杰，王树涛，张彩旗，郑 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

L油田馆陶组是渤海油田的一个典型边底水油藏，属于辫状河沉积，储层平均孔隙度为21.7%，平均渗透率为466.5×10-3μm2，属于中高孔、中高渗型储层。该油藏具有两个特点：一是构造幅度缓过渡带储量大；二是油柱高度低，仅1～6 m(平均仅10 m)。初期以水平井网方式开采，由于水平井能够有效增加与油藏的接触面积，改变近井地带的渗流方式，降低渗流阻力，可用较低压差采出更多的油，从而有利于提高原油采收率[1-2]。

开发初期对L油田实施早期产液结构调整，具体而言，对于高部位、有夹层位置的井进行提液，而对于过渡带井实施控液，“提控”结合使边底水均匀推进，提高波及系数，起到了控制含水上升的效果。随着采出程度的不断提高，对于该类边底水活跃(水体能量75～125倍)或油层厚度薄的油藏，开采过程中压降和采出程度的不均导致边水或底水水窜，使油井含水上升变快，甚至出现了暴性水淹，个别油井产量急剧下降。

自1994年，国内外学者[3-10]研究了通过中心管完井来调节井筒压力分布及其控制水锥原理。中心管技术已成功应用于国内的西江23-1、大港等油田水平井开发中，减缓了底水锥,并延长了无水采油期，达到了改善开发效果,增加经济效益的目的[11-14]。

针对L油田存在的问题，结合剩余油精细描述技术和水平井出水特征机理模型研究，提出了水平井水淹位置综合识别方法。在此基础上，引入中心管控水及大泵提液技术，治理高含水水平井，取得了较好的降水增油效果，为海上类似边底水油藏水平井高含水期稳油控水开采提供指导与借鉴。

1 高含水水平井综合治理研究

1.1 研究技术思路

针对油田开发过程中高含水水平井治理难的复杂问题，需要有步骤、有针对性地开展研究工作，制定出合理研究思路(见图1)。以深入分析油田动静态资料及精细地质研究为基础，通过精细数值模拟方法开展剩余油分布及水平井见水特征图版研究，再应用中心管控水及大泵提液技术，实现降水增油。

以馆陶组A井为例，该井是L油田馆陶组的一口水平井，水平段长640 m，油层有效厚度9 m。2009年10月，采用普通合采管柱投产，平均日产油100 m3，到2012年3月份含水升至98%，日产油5 m3，累产油11.3×104m3，采出程度22%。虽然含水已突升到98%，但通过经验公式法、驱油效率-波及系数法和油藏数值模拟法确定了馆陶组主力层采收率为36%，认为该井仍有进一步挖潜的物质基础。接下来具体分析油井含水突升到98%后的剩余油分布规律，以及强边底水能量(达到75倍以上)情况下的稳油控水对策。

图1 高含水水平井综合治理研究思路流程

1.2 剩余油分布规律研究

运用Petrel地质建模软件，综合地震、地质、测井、油藏等信息，建立了精细的三维地质模型，其中，在储层参数模型建立过程中，采用沉积微相控制下的相控建模方法，该方法更准确地描述了储层的非均质性，为油藏数值模拟及油田动态分析提供了更精确的地质模型。在地质模型的基础上进行网格粗化得到油藏模型。在粗化过程中，尽可能保留地质模型中反映出的储层非均质性、韵律性等信息，同时把储层内部泥岩隔夹层平面分布规律尽量展现出来，以更符合油田实际情况。在精细历史拟合的基础上，得到了馆陶组剩余油分布(见图2)。随着油田的开发，边底水逐步推进，发现A井仅在靠近根部及中部的高渗透位置出现水淹，其他部位剩余油仍然比较富集。

图2 A井剩余油分布

1.3 水平井出水特征研究

结合馆陶组地质油藏特征，建立典型机理模型判断水平井见水位置，分析见水规律的动态特征。分别建立了3种机理模型：均质底水油藏、有1条高渗条带的底水油藏和有2条高渗条带的底水油藏。假设3类油藏均采用水平井开采。

通过分析得出以下结论：均质底水油藏在开采过程中存在2个含水稳定段，水油比导数曲线存在1个周期；有1条高渗条带的底水油藏在开采过程中存在3个含水稳定段，水油比导数曲线存在2个周期；有2条高渗条带的底水油藏在开采过程中存在4个含水稳定段，水油比导数曲线存在3个周期；高渗条带数为N，含水率曲线存在N+2个含水稳定段，水油比导数曲线存在N+1个周期。

对照A井的含水率曲线(见图3)及水油比导数曲线(见图4)发现：含水率曲线存在4个含水稳定段，水油比导数曲线存在3个周期，可推测该井有2个高渗透段已经水淹，并结合该井的水平段测井曲线，判断出水位置分别位于靠近根部及中部的高渗透位置，这与剩余油研究的分析结论一致。这种水平井水淹位置综合识别方法既能定量分析剩余油挖潜潜力，又能定性判断出水位置，为高含水水平井综合治理及挖潜提供了依据。

图3 A井含水率曲线

图4 A井水油比导数曲线

1.4 中心管控水工艺技术

L油田馆陶组边底水能量充足，水体倍数在75～125倍，但是受流体性质较好、提液幅度等因素的影响，单纯提液增油效果不明显，为此引入中心管控水辅助提液技术。中心管控水的原理是在常规井眼中再加入一根小于井眼直径的油管(见图5)，降低水平井跟端附近压差，改善流入剖面，使整个流入剖面较为均匀。

图5 中心管示意

为了更进一步落实出水位置，利用软件进行了水平段流量剖面计算。从水平段流动剖面看，水平段流量不均匀(见图6)。距根部200 m附近位置，流量最大，与剩余油研究结果吻合。明确了采用中心管控水技术，改善流量剖面。对中心管长度开展了优化设计，为了充分动用水平段末端剩余油，中心管末端带孔管位置设计在盲管位置。实施中心管控水后，流量和压力剖面得到改善，水平段末端的流量明显得到提高。

图6 A井水平段流量剖面

2 现场实践

2012年5月，A井应用中心管控水及大泵提液技术后，日产液量由220 m3提高到490 m3，含水率下降17%，实现日增油82 m3(见图7)，截至2018年6月累计增油达5.53×104m3，相当于该油田目前一口调整井的增量。同样，利用该技术在油田又实施了一口井，堵水后含水率由99%降低至81%，增油效果显著。截至目前，两口井合计增油6.30×104m3。

图7 A井实施效果

3 结论

(1)地质、油藏、工艺等多方面结合，形成了边底水油田高含水水平井综合治理技术，包括水平井水淹规律及见水特征研究和中心管控水辅助提液技术研究，为水平井高含水期稳油控水探索出一条新的技术思路。

(2)边底水油田高含水水平井综合治理技术在L油田取得了很好的应用效果，实现了降水增油，改善了开发效果。