南海西部W油田水平井中心管控水技术应用

付 强，李 华，薛国庆，任超群，阮洪江

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

随着油藏精细描述方法以及水平井高效开发配套技术的发展，水平井被推广使用并取得良好的矿场应用效果，已成为国内外各大油田高效开发的重要技术手段之一。对于海上油田，自然环境复杂，作业高成本、高风险，同时受制于平台空间，需要在有限井数条件下最大限度动用地下原油储量。水平井凭借单井产量高、控制储量大、泄油面积大、控制储量成本低、增加原油可采储量、改造断块型油藏连通性、有效抑制底水水锥等优势，在海上油田开发中井数占比越来越大，并呈现快速上升趋势。但水平井含水率上升快、产量递减迅速的问题也日益突显。随着水驱油藏逐渐进入开发中后期，油田高含水问题越发严重[1-5]。在油井高含水阶段，提液一般是最主要的增产手段，但除了单井是否具备提液潜力外，海上油井提液还受限于海管外输、平台电力、水处理等多因素制约，提液幅度逐渐到达瓶颈。在水平井实际生产过程中，受地质、流体、开发因素等条件影响，导致全井段出水不均，储层局部剩余油富集，在不开展针对性的控堵水措施情况下，其水驱方向得不到改变，储层动用程度、波及效率难以提高，最终影响高含水油井开发效果[8]。因此，高含水水平井控水措施研究已经成为水平井开发中的重要课题。油井控水技术主要分为在井筒中开展工作的机械控水与在近井地带开展工作的化学堵剂控水，南海西部油田以机械控水为主。截至2018 年底，南海西部油田共实施机械控堵水32 井次，综合成功率71.9 %，机械控堵水的高成功率为南海西部油田增储上产贡献了重要力量。本文以W 油田为例，从水平井完井方式、开发生产水驱模式、控水措施潜力分析角度出发，系统总结了W 油田水平井开发治理经验，为本油田后续控水措施提供技术支撑，同时对其他类似油田水平井控水措施具有指导借鉴意义。

1 油田概况

W 油田位于南海西部，属于断鼻构造海相砂岩油藏，沉积相为扇三角洲相，物源来自神狐隆起，近物源储层厚度大、物性好，远物源方向逐渐变差，测井物性总体为中孔中渗，孔隙度分布在16.7 %～24.4 %，渗透率分布在11.0 mD～866.2 mD。储层纵向隔夹层发育，非均质性强。温压系统为正常温压系统，压力系数为1.012～1.025，地温梯度为3.27 ℃/100m。珠海组地面原油性质较好，属常规轻质原油，原油性质具有“一高五低”的特征，即胶质高、原油密度低、黏度低、含蜡量低、沥青质低和含硫低的特点。地层条件下原油性质较好，密度低（0.785 g/cm3）、黏度低（0.669 mPa·s）、饱和压力低（3.370 MPa）、溶解气油比较低（16 m3/m3）。主力油组ZH2VI 油藏高点埋深1 841.0 m，具有较大的油柱高度，为191.4 m，地饱压差较大，为16.05 MPa，为未饱和油藏，主要驱动类型为强边底水驱动。其余非主力油藏为半封闭、未饱和小断块油藏，驱动类型为边水驱动。各油组天然能量充足，利用天然水体能量开发。

W 油田共8 口生产井，其中水平井5 口，各井水平段长度在450 m～800 m，水平井高峰日产油290 m3～709 m3，目前含水0～82.3 %。各水平井均为筛管简易防砂控水完井，在完井阶段即考虑后期控水需求，筛管外预置2 个管外封隔器，将水平井分为跟端、中段和趾端三个部分。油田先后开展了两井次中心管控水作业，均取得了良好控水效果，控水后分别实现含水率下降44 %和12 %。随其他水平井含水上升，控水需求将持续增加。

2 水平井水淹模式

国内大量学者通过数值模拟、物理模拟及生产动态分析等手段对水平井水淹模式进行研究，目前水淹模式认识基本成熟。水平井存在3 种水淹模式，线性水淹模式、单点水淹模式和多点水淹模式[6]。

在储层物性较好，渗透率分布均质，油水黏度比低、生产压差小的情况下，油井生产过程中，底水会整体向上推进，呈现“托举”的特征，当油水界面到达井筒时含水率迅速上升，整个井筒被水掩，底水波及范围大，无水期和无水期累计产油量大，开发效果好。含水率曲线呈凸S 型（见图1）。

图1 线状水淹模式及含水上升规律曲线图

图2 单点水淹模式及含水上升规律曲线图

图3 两点水淹模式及含水上升规律曲线图

在储层非均质较强，油水黏度比低，生产压差小的情况下，水平井一般表现为点状水淹模式。当水平井井筒所处储层有一个明显高渗条带时，底水沿高渗条带突进形成水脊，到达井筒后造成单点见水。受高渗条带所处位置，各井段避水高度，水体方向，断层，临井干扰等因素影响，含水率曲线会有不同表现，一般点状水淹含水率曲线为S 型（见图2）。水平井见水后，底水在优势通道中推进，生产制度平稳状态下，未向其他井段横向波及，低含水阶段的含水率变化平缓，中期含水率升高较快。若横向渗透率较大，底水突破后横向波及，导致含水率快速上升，或水侵点在跟端，跟端出水严重抑制了其他井段的产油量，点状水淹的含水率曲线则表现为凸S 型。

在储层非均质性强，存在明显多个高渗条带，井筒避水高度不同的情况下，水平井一般表现为多点水淹模式。在水平井生产时，高渗条带产生对应个数水脊向井筒突进，受高渗条带渗透率大小、对应井筒段避水高度差异影响，突进水脊先后到达井筒，造成多点水淹。第一个井段水淹时，含水率曲线出现一个先快速上升再平缓的台阶，第二井段水淹时，底水再次突破产生第二个水侵点，含水率再次快速上升后变平缓，整体呈阶梯状上升（见图3）[9-13]。

实际开发生产中，无论海相沉积还是陆相沉积储层，在几百或上千米井筒有效水平段内非均质性一般相对较强，且对于纵向隔夹层发育储层一般会设计“勾”型井以提高储量动用程度，因此受储层及井位等因素影响一般较少表现出线状见水整体水淹情况，绝大部分水平井均为点状水淹模式，需结合地质油藏条件、生产动态特征等多因素综合分析水淹段，及时展开控水稳油治理措施研究。

3 基于控水完井的中心管控水技术

水平井的完井方式有多种，不同完井方式有自身的适用性和优缺点。目前，国内外水平井的完井方式主要有裸眼完井、割缝衬管完井、射孔完井、带管外封隔器的割缝衬管完井及砾石充填完井。在完井方式选择上，需要综合考虑油田地质油藏特征、油井是否出砂、采油工程要求、产能大小等多方面因素[6，7]。南海西部油田的完井方式主要有3 种，即裸眼完井、套管完井、混合完井。裸眼完井分裸眼多层合采、水平井及分支多底井；套管完井中又分为射孔完井、管内砾石充填完井（分层/不分层）、割缝管（筛管）完井、水平井及分支多底井、分采完井（管外封隔器）；南海西部油田的完井方式几乎包含了上述三类完井方式中的各个小类。一般来讲，裸眼完井用在碳酸盐等坚硬不易坍塌的地层，特别是有垂直裂缝的地层，用裸眼封隔器等工具或适当的工艺可以进行分层堵水；套管射孔不防砂的井，堵水时可将层段分隔开进行分层作业；防砂的井，不能有效地将层段分开，分层措施作业困难。对于筛管（割缝衬管）完井的井，堵水难度较大，因为筛管（割缝衬管）与岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动。W油田珠海组埋深较深，储层压实作用强，油井生产过程中未出砂，各水平井均采用星空筛管加管外封隔器的完井方式，待油井进入高含水阶段，可根据油井水淹段分析结论，下入中心管控水，再配合钢丝作业开关滑套控制多段合采或分采。

W 油田水平井治理主要应用中心管机械控水技术。中心管控水工艺主要是借助完井期间预制的管外封隔器，见水后采用插入密封、中心管、滑套、工作筒等配套工具（见图4），控制高含水层，释放产油层潜力。水平井中心管控水工艺需考虑滑套、工作筒下入位置井斜，一般滑套及工作筒下入井斜控制在55°以内，便于钢丝开关滑套、投捞工作筒堵头，根据油井生产情况，通过开关滑套、投捞堵头实现油井各产层的单采及合采。非均质性强的储层或隔夹层明显的储层建议在完井期间考虑采用裸眼管外封隔器进行分段完井，便于后期采用中心管进行控水。同时，由于遇液膨胀封隔器外径较同规格的防砂筛管较大，下入过程中摩阻较大，导致作业难度和风险相对不可控，一般仅采用2～3个封隔器进行分段。

图4 水平井中心管控水示意图

4 W 油田中心管控水技术实践

4.1 C1H 井控水

C1H 井2013 年7 月投产，开发ZH2VI 油组，采油电潜泵泵抽生产，初期配产250 m3/d。为满足后续控水需求，该井完井方式为优质筛管简易防砂完井，分三个完井段，在跟端2.8 m 干层段及趾端2 m 干层段下入管外封隔器。C1H 井钻遇油层421 m，钻遇率85.2 %。中子密度测井解释结果显示，测井渗透率范围0～1 630.8 mD，平均594 mD，渗透率超过1 000 mD 井段6 段，油层厚度分别为25.5 m、4 m、2.3 m、30.6 m、15.3 m、6.6 m，钻遇隔夹层40 个，厚度范围0.5 m～4.4 m，平均1.6 m，该井所钻遇储层非均质性强。ZH2VI 油组为正韵律河道且多期叠加，探井N1 井钻遇隔夹层厚度为2.9 m～5.0 m，C1H 井末端距离N1 井300 m，结合动态含水特征分析认为隔夹层遮挡作用对C1H 井见水影响较小。井段物性分析表明（见表1），该井中段有效段长且物性好，地层系数比例为82 %，说明中段为主要液量贡献井段。

C1H 井型为“勾”型，中段距离油水界面最小15 m，趾端上翘，趾端距跟端油水界面为20 m～29 m。油组底部存在厚底水，C1H 井北侧和东侧受断层遮挡，南侧受断层和C2H1 井遮挡，边水主要能量来源于西侧。从能量驱动角度分析，见水模式为边底水混合驱动。根据台风关停历次静压数据，折算压力系数0.94～1.04，地层能量充足。该井2013 年8 月开展压力恢复试井，有效压力恢复18 h，试井解释储层渗透率145 mD，属于中渗储层，油井机械表皮为0.8，没有污染，采油指数191.4 m3/（d·MPa）。C1H 井无水采油期150 d，无水累产油3.28×104m3，表现出无水采油期短，无水采油期采出程度低的特征。从含水率与累产油关系曲线上看曲线形态呈现“凸S”型，表现为单点水淹特征，具有控水潜力。

结合完井情况、储层物性、隔夹层展布、井筒分段物性分布、油水位置关系、能量驱动、动态监测、含水上升规律多方面资料，分析认为该井中段底水水淹，初期为单点见水，后期沿井扩展。数模模拟结果显示，C1H井为底水脊进为主的边底水混合驱动模式，初期中段率先水淹，中部井段为主要产水段，提出下入中心管，合采趾端和跟端控水方案。

表1 C1H 井分段物性统计表

图5 C1H 井生产曲线图

C1H 井于2016 年4 月实施控水，控水前，产液量300 m3/d，含水率84.0 %，产油量48 m3/d，采液指数179.0 m3/（MPa·d），生产压差1.7 MPa。控水后，C1H 井产液量90 m3/d，产油量54 m3/d，含水率40.0 %，采液指数15.0 m3/（MPa·d）（见图5）。整体上，控水后含水率由84.0 %降至40.0 %，增油量6 m3/d，年增油0.12×104m3。C1H 井控水措施是在海管液量饱和情况下进行的，该控水措施不但实现了本井含水率下降，而且释放了210 m3/d 的液量空间，为其他井提液腾出了液量空间。C5H、C6H 井相继提液，实现年增油6.15×104m3，产液结构优化效果良好，达到了一项措施解决两个问题的良好效果。

4.2 C6H 井控水

在C1H 井控水成功基础上，在2017 年对进入高含水阶段C6H 井展开控水潜力研究。C6H 井水平段长度704 m，解释油层643 m，钻遇率91.3 %，在完井时分别在跟端干层及趾端断层位置下入2 个管外封隔器，水平段分为跟端、中段、趾端。该井跟端和中段属于纯油区，趾端属于底水驱动。C6H 井无中子密度测井，结合电阻率曲线分析，水平段整体电阻率值较高，趾端电阻率略低于跟端和中段。根据水平段长度比例劈分，C6H 井中段为主要产出层，占比51%。从油水位置关系看，C6H 井入砂点平面上距离油水内边界41 m，跟端纵向上距离油水界面98 m～114 m，趾端最低点距离油水界面50 m。入砂点与邻井C3 井平面相距200 m，C3 井RPM 测试表明上部油层检测饱和度变化小，ZH2VI 油组下部水淹，对应C6H 中段所在位置。C6H井含水率与累产油关系曲线出现两个明显阶梯状特征，综合分析认为C6H 井为两点水淹模式，初期趾端水淹，见水后含水缓慢上升，中段高渗见水后含水快速上升，出现台阶状特征。结合以上地质油藏动静态资料，在历史拟合基础上，预测C6H 井初期见水井段为趾端，后期中段水淹，推荐控水方案为下入中心管封堵中段和趾端。

图6 C6H 井生产曲线图

C6H 井于2018 年1 月末实施控水，控水前产液量363 m3/d，含水率72.2 %，产油量104 m3/d，采液指数646.0 m3/（MPa·d），生产压差0.56 MPa。初期封堵趾端，跟端和中段合采，含水率上升至87.0 %，与预测中段高渗为主要产水段相一致。3 月钢丝作业，关闭滑套单独生产跟端，作业中漏失量大，造成储层污染，生产一段时间后，油井自解堵液量提升。控水后，C6H 井稳定产液量543 m3/d，产油量234 m3/d，含水率56.2 %。整体上，控水后含水率由72.2 %降至56.2 %，增油量130 m3/d，年增油3.20×104m3（见图6）。

5 结论

（1）W油田共开展了两井次水平井中心管控水实践，控水后分别实现含水率下降44 %和16 %。对于选择筛管简易防砂完井水平井，建议根据地质情况，在初次完井时预置一定数量管外封隔器，后期结合地质油藏资料综合分析见水位置，通过下入中心管实现分段控水，根据具体情况配合钢丝作业开关滑套优化组合各完井段。

（2）高含水水平井水淹段分析一般流程大致包括：单井完井情况、储层物性、隔夹层展布、井筒分段物性分布、油水位置关系、能量驱动、动态监测、含水上升规律等，在此分析基础上借助数值模拟软件开展措施效果预测。

（3）贯穿水平井“完井+开发生产”全生命周期的控水思路及在W 油田的成功实践经验对海上油田水平井高含水治理提供一定借鉴意义。

（4）虽然中心管机械控水效果整体相对较好，但目前仍存在找水难、筛管完井的老井难以建立有效封隔单元等问题。无需精确找水、具有一定自适应控水功能的环空连续封隔颗粒配合ICD 筛管控堵水工艺是未来的一个发展方向。