基于储层物性的分段方法在控水完井中的应用

李海涛 ， 董婉琪* ， 王楠 ， 张楠 ， 崔小江

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459; 3.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院， 抚顺 113001)

水平井水平方向跨度大，跟趾效应和储层非均质性是影响油井均衡生产的主要因素，常规完井方式很难实现均衡生产[1-4]。非均衡条件下，油井开采易产生底水或注水脊进问题，严重影响油藏采收率，甚至被迫关井。流入控制装置[5](inflow control device，ICD)是20世纪90年代提出的一种底水延缓工具，随着技术的发展相继出现了流入控制阀[6](inflow control valve，ICV)和自动流入控制装置[7](autonomous inflow control device， AICD)等控水工具。此类控水工具与完井管柱组合能够有效延缓底水脊进现象[8-10]，该技术已在中外得到广泛应用[11-14]。完井工艺设计中，合理的分段是实现油井有效控水的前提，因此，针对完井分段这一核心技术展开了大量研究。郭松毅等[15]以流入量为主控因素，在有序聚类的基础上提出了AICD控水完井分段方法；张林等[16]基于打开段数、无因次油藏厚度和打开程度3个因素，建立了完井分段的基本思路；赵麟[17]以均衡流入剖面和提高采收率为函数目标，利用遗传算法实现控水完井优化设计；王艳丽[18]以油藏描述和地质认识综合评判为依据确定控水完井卡封井段。综合以上文献调研可知，基于优化算法和物性的分段方法都有较多研究，优化算法依赖更多的是产液剖面的均衡性，基于物性的研究更符合现场产液需求。大多数学者对物性参数的利用较为单一，主要通过对预分段进行多次组合调整来达到最佳分段的目的。因此，在储层物性综合评价的基础上进行控水完井分段方法研究具有重要意义。

基于油藏描述成果和地质认识进行控水完井分段是大多数研究人员最认可的方式。但目前完井分段一直依赖于现场经验，基于物性分段并没有形成系统的算法，缺少对应的理论计算方法。为此，以油藏物性和地质资料为基础，现提出一种控水完井分段计算新方法。该方法一方面考虑了现场实际情况，另一方面考虑了油藏物性参数。利用该方法协助完成BH油田控水方案设计，现场施工效果证明，该分段方法实施简单，控水效果明显，对现场智能控水完井分段设计具有重要的指导作用。

1 智能控水完井分段设计方法及理论

孔隙度和渗透率是了解储层流动能力的主要参数，岩性和含油饱和度是体现产油能力的主要参数。稳油控水是智能控水完井解决的关键技术问题。因此，该方法将储层岩性、储层渗透率、孔隙度和含油饱和度作为依据进行分段，物性的好坏直接关系到产液量，含油饱和度情况直接关系到产油量，基于物性和含油饱和度可以对水平井完井段进行初步的分类；同时，对物性的分析和认识也可对水平井的出水位置进行初步预判。

1.1 基于物性参数综合评价

1.1.1 基于储层物性的分段评价

水平井分段设计所涉及参数分别为：渗透率、孔隙度、含油饱和度。但不同储层参数之间存在量纲、数量级不一致问题，所以需要对各参数的指标值进行标准化处理，常见的指标标准化方法有向量归一化、线性比例变换、极差变换等，采用极差正规化对储层参数进行处理和变换来消除各变量原始数据单位和数量级不一致的影响。根据储层测井解释参数(孔隙度、渗透率、含油饱和度)来计算水平段物性指数Pindex、含油饱和度指数Findex，分别如式(1)和式(2)所示，并分析水平井内各层段出水可能性。通过研究提出基于储层参数的水平段内分段设计方法，利用孔隙度、渗透率、含油饱和度无因次化建立评价水平段内分段位置优劣的综合指标，进行分段位置优选。

(1)

(2)

式中：Pindex为物性指数；Findex为含油饱和度指数；Ki、Kmax、Kmin为渗透率及最大、最小值，mD；Φi、Φmax、Φmin为孔隙度及最大、最小值，%；Si、Smax、Smin为含油和度及最大、最小值，%。

以施工井为例对其物性指数和含油指数进行计算，施工井水平段渗透率及孔隙度分布如图1所示；孔隙度和渗透率关系如图2所示，根据拟合方程可知两者存在指数关系；含油饱和度如图3所示。

将测井解释所得渗透率、孔隙度、含水饱和度代入物性指数计算公式[式(1)]、含油饱和度指数计算公式[式(2)]可获得目标井水平井段的物性指数剖面(图4)和含油饱和度指数剖面(图5)。物性指数越大说明该位置物性越好，同理含油饱和度指数越大说明含油饱和度越大。

图1 渗透率及孔隙度分布Fig.1 The distribution of permeability and porosity

图2 孔隙度和渗透率关系曲线Fig.2 The relationship between porosity and permeability

图3 含油饱和度分布Fig.3 The distribution of oil saturation

图4 物性指数剖面Fig.4 The section of physical property index

图5 含油饱和度指数剖面Fig.5 The section of oil saturation index

1.1.2 物性、含油饱和度评级和评分

针对水平井的物性和含油饱和度的评价，目前国内外还没有统一标准。不同的井物性和含水饱和度的好、中、差情况对应的物性指数和含油饱和度指标值的范围也并不相同。因此，此处引入概率统计的方法，进行物性指数和含油饱和度指数的评价。确定将水平段含油饱和度和物性评级均分为好、中、差三个级别，分别以G、M、B表示，如图6所示。

首先，做出物性指标值Pindex的频率直方图和累积分布图，统计分析沿水平段内的物性指标值在各个范围内出现的频数，及其出现的累计百分数I1，累计百分数总数为100%，将其平均分为3段，以累积频率I1为33.3%及66.7%所对应的物性指数值为分界点，其值分别记为C1和C2。

然后，确定以累积分布率I1>67%(即Pindex>C2)时对应的Pindex值范围评级为G，以累积分布率33%

图6 综合评分方法Fig.6 Comprehensive scoring method

同理，作出含油饱和度指标Findex的频率直方图和累积分布图，统计分析沿水平段内的含油饱和度指标在各个范围内出现的频数，及其出现的累计百分数I2。确定以累积频率I2为33.3%和66.7%所对应的物性指数和含水饱和度指数的值为分界点，分别记为C3和C4。

然后，确定以累积分布率I2>66.7%时对应的Findex范围评级为G，即(Findex>C4)。以累积分布率33%

在此，采取5分制，对物性指标和含水饱和度指标进行评分，各级别所对应的评分标准为：G=5分，M=3分，B=1分。具体如表1所示，其中I代表I1或I2。

由上所述评级和评分标准的方法，不同的水平井均可以采取以上累积分布率的范围确定物性指标和含水饱和度指标的评价指标范围，以及单因素评分。综合指标的评级以BB、BM、MB、MM、BG、GB、MG、GM、GG表示，综合指标的评分可由二者对应分数相加表示。

表1 单因素评分标准Table 1 Single factor scoring criteria

1.1.3 水平段综合评分

根据施工井物性指数和含油饱和度指数统计可以得到其频率直方图，如图7所示，按照33.3%和66.7%原则进行计算，物性指数33.3%取值点位于0.5处，66.7%取值点位于0.6处，选取0.5和0.6做为物性指数的评分分界点，即目标井水平井段中，物性指数大于0.6的井段被评为5分，介于0.5～0.6的井段被评为3分，小于0.5的井段被评为1分。同理，选取0.525、0.6作为含油饱和度指数的评分分界点，并评出相应的分数。

最终将两种指数的相应井段分数相加，得到一个水平井段的综合评价分值，如图8所示。综合评价分数越高，表明该位置物性越好，产液量越大。结合综合评分选取≤4分的小值点(与相邻位置对比)作为分段点。由于小值可能存在多个，需对其有效性进行判定，根据水平段长度设定值最小有效段长。如施工井水平段长度为326.4 m，设定其最小有效长度为水平段长度的5%，则最小有效长度为16.32 m。结合综合评分可以看出，在1 799.3 m处虽然出现小值点，但其有效长度很短，只有0.1 m。因此将其归为第一段。第二段开始位置位于第一个极小值点1 949 m处，极小值点结束位置为1 971.8 m处，段长22.8 m。1 971.8～1 972.4 m分值仅等于4，且该段有效长度只有0.6 m，因此将其归为第二段。同理由于1 981～1 991 m仅有10 m同样将其归为第二段，结束点2 000 m后综合评分较高，至此第二段结束。最后一段为第三段。因此根据其评分可以将整个水平段分为3段。初步分段位置确定为1 949 m和2 000 m两个点。

图7 物性指数、含油饱和度指数频率分布直方图Fig.7 Frequency distribution histogram of physical property index and oil saturation index

图8 水平井段综合评分Fig.8 Comprehensive score of horizontal well completion section

1.2 基于录井和测井数据的分段

根据测录井结果可以得到井段位置及解释结果，其解释结果主要可分为水层、油层(砂岩)和泥岩三类。一般情况下，完井段基本主要存在油层和泥岩两种类型，其中油层为主力产液区，泥岩为无效产出段。因此在对油井进行分段时可将分段位置选在泥岩位置。

首先针对油层和泥岩位置进行编号。通过编号记录位置信息，S和N分别代表油层的起始位置和结束位置，同样也是泥岩的结束位置和开始位置(首尾两段除外)。其中N数组下标为偶数和相邻S数组下标为奇数位置信息即为泥岩所在的位置，该位置记录的位置信息即为分段参考点。其具体编号形式如图9所示。

施工井储层段岩性分布如图10所示，施工井储层段解释结果如表2所示。

图9 水平段完井段岩性编号示意图Fig.9 Diagram of lithologic numbering in the horizontal well completion section

图10 水平段完井段砂岩和泥岩分布图Fig.10 The distribution of sandstone and mudstone in the horizontal well completion section

表2 测井解释结果Table 2 The results of log interpretation

2 综合评价与分段设计方法

分段设计实现思路及程序界面如图11和图12所示，首先，由录井解释资料对层段位置进行编号，并计算得到各层段综合评分；其次，由综合评分的极值点初步确定可分段位置点；然后，将可分段位置点带入井段位置编号信息表中，判断可分段位置点是否为泥岩，若为泥岩，则确定为正式分段位置点；若为砂岩则寻找离该分段位置点最近的泥岩，确定为正式分段位置点。最终确定分段位置如图13中蓝色虚线所示，位置点为1 947 m和2 015 m。

3 分段方法应用

为验证该分段方法的快速性和有效性，针对A井进行产液剖面预测，并开展了现场应用。A井为水平井，位于边底水油藏区域，采油方式为电潜泵采油，控水完井前完井段为裸眼防砂完井。A井水淹模式为点状水淹，关井前平均产液量150 m3/d，含水率94.33%，产油量仅8.5 m3/d。图14为不同完井方案下产液剖面对比图，除裸眼完井外，其他三种方案均采用分段控水完井，调控强度一致，仅分段位置存在差异。对比几种分段方案，新分段方法所得产液剖面与方案一对比均衡程度较好。由于方案二增加了一组分段其均衡效果为最佳，但改善效果不太明显。由此可见，所提出的新分段方法能够很好地判定分段位置。利用前文提到的分段方法，确定A井最终分段位置，如图15所示。

图11 分段方法流程图Fig.11 The flow chart of segmentation method

图12 分段设计程序界面图Fig.12 The interface diagram of segmentation design program

图13 分段位置示意图Fig.13 The diagram of section position

图14 不同完井方案产液剖面Fig.14 The production profile of different completion schemes

A井施工后生产数据如图17所示，依据施工后产液油数据，可将A井分为4个生产阶段，依次为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ阶段。Ⅰ阶段：开井生产后平均产液量264 m3/d，含水率介于89.17%～93%，平均含水率91.92%，较关井前下降了2.41%，该阶段日产油21.33 m3/d；Ⅱ阶段：为提高产油量，现场人员通过电泵调频操作进行提液生产，提产后产液量372.17 m3/d，平均含水率93.15%，含水率有所上升，但增油效果明显，平均日产油25.49 m3/d，较第一阶段增加了19.5%；Ⅲ阶段：再次提产后产液量增至463.46 m3/d，平均含水率上升至96.23%，产油量下降；Ⅳ阶段：由于上一阶段A井随着提液生产含水率有所上升，因此，该阶段采取限液生产措施，含水率下降至92.49%，近期平均产液量为434.48 m3/d，平均含水率95.23%，平均日产油20.72 m3/d。通过以上数据分析可知，控水完井后油井含水得到有效控制，说明该分段方法能够很好地指导智能控水完井设计。

图15 方案设计图Fig.15 The schematic design drawing

图17 油井控水施工后生产数据Fig.17 Production data after oil well water control

4 结论

(1)利用数据归一化方法处理储层物性和流体数据后，建立了一套含油饱和度和物性评级制度及水平段综合评分方法。

(2)提出了基于储层物性的水平井控水完井分段方法，利用该方法所设计的封隔器位置综合考虑流体流动性能和油井产油能力，实现均衡生产和稳油控水的目标。

(3)设计了一款水平井控水完井分段程序，实现了水平井完井分段智能化，现场应用效果较好，能够达到稳油控水的目的。