哈得逊油田水平井控水技术研究与先导试验:以H27井为例

陈 兰，陈德飞，刘 敏，于志楠，王 鹏，苏 州，吴红军，刘己全

(中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000)

哈得逊油田整体以水平井开发为主，水平井井数占比83%，综合含水85.3%，大部分水平井已进入高含水阶段，稳油控水难度越来越大。在高含水阶段，堵水和控水是主要的增产手段。受油藏高温、高矿化度的影响，化学堵水剂筛选和研发难度大，哈得逊油田从2013年即开始尝试水平井堵水现场试验，总体堵水增油效果均不理想。因此，控水措施将成为哈得逊油田高含水油井增产的重要措施。

1 H27井油藏控水方案研究

1.1 含水上升规律

该井2013年8月8日电泵投产，投产初期含水48%，投产后含水快速上升，含水特征分析属于边水推进见水模式，见图1。没有无水采油期。控水作业前日产油21.6 t，日产水78.4 t，含水78.4%，累产油4.3×104，累产水12.9×104t。

1.2 剩余油潜力分析

根据甲型水驱曲线(见图2)计算可采储量42.86×104t，目前采出程度仅10%，剩余油潜力较大。

1.3 RPM饱和度测试

2019年11月25日应用RPM饱和度测井技术对水平段5 260～5 560 m/300 m井段进行测试，测试结果表明水平段水淹程度均不一致，有3段高水淹，其它井段中水淹，见表1，中水淹井段剩余油均较为富集，调流控水潜力较大，RPM饱和度测试结果为后期堵水工艺分段提供依据。

表1 H27井RPM测井解释统计表

1.4 产液剖面测试

为检查水平段产出情况，为下步水平井段分段提供依据，采用气举方式供液，采用连续油管输送方式下放仪器至水平段，监测水平段5 350～5 572 m/222 m产出情况，见表2。

表2 H27井产液剖面测试结果统计表

2 H27井工艺控水方案研究

2.1 AICD控水技术原理

AICD调流控水技术可以根据储层生产过程中含水上升黏度变化自动选择性地控制油气水出液速度，从而合理科学分配水平段各点产出，延缓边底水单点锥进速度，降低单井含水率，提高长井段整体产出程度。不同地层流体黏度对比流速图如图3所示，H27本井含水高，油、液黏度差较大(油水黏度比11.7)，比较适合调流控水技术。

2.2 控水方案工艺论证

根据产液剖面、饱和度测试结果，将水平井按易出水段、潜力段分成小段。考虑油藏特征、隔夹层分布、井眼轨迹、水平段物性分布规律、固井质量以及射孔盲段，将本井井段分为4个小段(见图4)，5350～5 404 m、5 404～5 450 m、5 450～5 501 m、5 501～5 541 m，下4个封隔器分隔(见图5)。每段分别安装1个AICD阀。

3 先导试验效果评价

H27井调流控水作业于2020年1月1日现场顺利实施完成，该井控水作业后，日产液量下降60 t，综合含水下降40%(见图6)，成为哈得油田水平井首次调控效果显著的油井，为其它井控水提供了技术指导。

4 结论及建议

1)为确保水平井控水效果，应充分做好油藏研究与工程分段相结合，从含水上升规律分析、剩余油饱和度分布、产液剖面测试出水层段等多方面着手，为工程分段提供依据，确保措施在现场的成功应用。

2)H27井调流控水先导性试验取得了较好的增油降水效果，AICD调流控水技术为哈得油田其它井调流控水提供依据。