水平井变密度射孔控水技术在渤海C油田的应用

刘鹏，张启龙，乔中山，胡晋阳，秦天宝

1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司（天津300459）

2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津300459）

3.中海石油（中国）有限公司 蓬勃作业公司（天津300450）

矿场实践表明，水平井技术是实现油田增产稳产的重要技术手段之一，渤海油田在生产水平井833口，含水大于90%的井占总井数的38.5%，平均综合含水87.15%，整体已进入中高含水期。目前裸眼水平井采用ICD、AICD等常规的控水技术治标不治本，无法从根本上解决水体在筛管与裸眼环空之间的窜流问题[1-4]，面临储层水淹严重、高含水问题突出的现状，水淹层控水工作迫在眉睫。为延长低含水或无水采油期，在渤海C油田开展了套管水平井变密度射孔控水技术的先导性试验，建立了一套分段射孔表皮系数组合优选方法，对比分析了不同射孔方式下的控水效果。

1 XH1井基本概况

渤海C油田位于渤中凹陷北部、石臼坨凸起的西南端，属于断裂背斜构造，被晚期活动的北东走向断层切割，含油层系主要发育于新近系明化镇组下段和馆陶组顶部。目的层位馆陶，以辫状河沉积为主，油藏含油性受断层控制，属于构造层状边水油藏。油田自2005年9月投入开发，受原油黏度大、构造幅度低、油水系统复杂等因素影响，前期水平井开采时边水过早突破，投产后含水上升快、产量递减大，部分区块或井甚至出现暴性水淹问题。为在水淹储层挖潜出剩余油，并尽量延长低含水或无水采油期，决定选取XH1井开展水平井变密度射孔控水技术先导性试验。该井是在老井Φ244.5 mm套管上开窗侧钻形成的一口水平套管井，三开井身结构，水平段为Φ215.9 mm井眼，下入Φ177.8 mm套管后固井完井，具体基础数据如表1所示。

表1 XH1水平井基础数据

2 理论模型与实例设计

2.1 理论模型

水平井见水往往是注入水或者边底水在某一部位突进导致，为控制该部位产出水，需要调整射孔方位及密度，以均衡各段流入剖面[5-10]。变密度射孔优化理论模型是建立在油水两相渗流模型基础上，以一定生产时间内油井累产油液比最高为目标函数，对各油层的表皮系数进行迭代优化，再经由优化得到表皮系数方案确定满足条件的射孔方案。

最优表皮系数组合方案经由7次精度递增的最优解计算产生，每次最优解计算包含一系列的方案，每个方案对应一组表皮系数，带入常见的径向有限单元油水两相产能模型，以最高累产油液比作为求解的目标函数，如式（1），选出该次优化的最优方案，提升精度范围后，进入下一次最优化计算，依次类推。

式中：f为最高累产油液比；NC为该次最优解计算的子计算次数；N油为该次最优解计算的某次子计算所得的累产油量，m3/d；N液为该次最优解计算的某次子计算所得的累产液量，m3/d。

7次精度递增的最优解计算的精度和表皮系数取值如表2所示。

表2 最优解计算的精度和表皮系数取值集合

假设目的层段共4层，以第1次最优化计算示例，第1次最优化计算方案数为54=625次，迭代过程如表3所示。每次方案得到的组合表皮带入常见的径向有限单元油水两相产能模型。

表3 表皮系数组合第1次最优化计算示例

2.2 表皮系数组合优选

对于一口井的多个油层，具有不同的水淹程度及物性条件，若不考虑分层分别开采，笼统合采会面临因层间非均质性和不同的水淹程度所带来的地层水/注入水单点或多点突破、产油量大幅度下降的问题[11-15]，因此需要以控水增油为目的对各个层段的表皮系数进行优化。

利用上节中表皮系数组合最优解算法，依据油藏要求XH1井射开3段，分别调整各段射孔密度以控制流入井筒的液量，基于最高累产油液比条件下对各段表皮系数进行迭代组合优化，结果见表4。

从表4中可知，该井表皮系数最优组合结果共有2种方案：方案1是每段射孔孔密在0~16孔/m；方案2是每段射孔孔密在20~40孔/m。无论是方案1还是方案2，高渗透区表皮系数都要远远大于低渗透区，高渗透区的渗流阻力比低渗透区的渗流阻力大，使水平井筒各井段流入剖面相对均衡，减缓边底水锥进。与方案2相比，方案1每段孔密在0~16孔/m，消耗射孔弹小、成本低，但是其得到的表皮系数却更大，对产能的牺牲更大。

表4 XH1井各段表皮系数组合优化设计

2.3 射孔枪弹设计

考虑XH1井水平段固井中套管内壁可能残留水泥浆碎屑、射孔后枪变形膨胀和毛刺高度等问题，要求枪套单边间隙大于12 mm，同时出于出砂卡枪和打捞风险安全问题考虑，优选外径114 mm射孔枪尺寸能满足作业要求。

根据钻井泥浆性质与污染参数评价出XH1井钻井污染平均深度328.64 mm，为使产能充分释放，射孔弹的穿深应尽可能深。结合储层温度、平均污染带深度，与外径114 mm射孔枪尺寸相匹配等因素，最后优选RDX射孔弹，射孔弹型号692D-114R-4，孔深624.84 mm，孔径14.22 mm。

2.4 不同射孔方式下的控水效果

从控水角度出发，水平井射孔方式有2种：一种是采用定向射孔，最大限度地增大水平井筒与边底水的距离；另一种是变密度射孔，考虑水平井段储层渗透率非均质和水平段井筒流动摩阻的影响，在边底水容易突进的部分降低孔密，以达到均衡产液剖面，延长无水采油期目的。

考虑到上述2.2节中得到的2种射孔孔密方案，建立该井地质油藏模型，利用数值模拟手段分析对比了20°定向变密度、30°定向变密度、180°定向变密度、螺旋均匀40孔密、螺旋20~40孔变密度5种射孔方式下的累积产量和含水率变化情况，结果如表5和图1所示。

从图1可知，海上常见螺旋均匀40孔密射孔生产含水率最高，控水效果最不理想，180°相位变孔密射孔生产含水率最低，控水效果最佳。从表5可知，20°定向变密度、30°定向变密度、180°定向变密度这3种变密度射孔方式因定向需要孔密较小，均在0~16孔/m，而目的储层需要砾石充填防砂作业，孔密过小不符合充填防砂作业要求大孔密、大流动通道的原则，且定向射孔后垂直向下孔眼堵塞过多，垂直向上不好充填，综合考虑油井产量、控水效果、防砂工艺的条件，设计XH1井采用螺旋布孔变密度（孔密20~40孔/m）射孔方式进行作业。

表5 不同射孔方式下XH1井模拟生产11年的累产量

3 应用效果

现场采取TCP油管输送平衡射孔环空加压点火作业模式，射孔枪尺寸外径114 mm，因215.9 mm（8.5"）水平裸眼井段经过扩眼，为尽量穿透污染带保证有效沟通井筒与储层及达到预期防砂效果，现场作业使用大孔径692D-114R-4（孔深624.84 mm、孔径14.22 mm）和深穿透692D-114R-5（孔深923.54 mm、孔径9.652 mm）2种射孔弹。根据上节实例设计中采用螺旋布孔变密度射孔，孔密20~40孔/m，现场XH1井3个打开段射孔孔密分别采用40孔/m、24孔/m和28孔/m，射孔相位均采取八方位螺旋布孔，现场具体射孔方案见表6。水平井分段变密度射孔作业施工后起枪、检查孔眼位置正确，射孔弹发射率100%，整个作业顺利实施。

表6 现场变密度射孔施工方案

投产后截至目前，XH1井一直以潜油电泵生产，其中频率34 Hz，油嘴7.78 mm，油压1.4 MPa，日产油100.6 m3，含水仅5.4%，与钻后油藏配产相比（表7），控水效果明显。投产半年来，该井一直维持极低含水率生产，且含水率上升速度缓慢，表明了水平井变密度射孔控水技术应用效果显著，达到了延长无水或低含水采油期及控水增油目的。

表7 XH1水平井变密度射孔后生产效果对比

4 结论

1）针对目的储层非均质性以及水淹问题，变密度射孔通过调整目标井各井段的射孔密度，实现高渗透井段比低渗透井段射开的孔密小，对防控边底水过早突破，延长无水或低含水采油期效果显著。

2）基于建立的分段表皮系数组合最优解方法，成功指导目标井射孔参数的优化设计，为水平井变密度射孔控水技术的现场应用提供了理论支撑，具有广阔应用前景。