组合式控水工艺技术在边底水油藏开发中的实践探索——以曹妃甸油田为例

范子涛，耿 森，刘鹏飞，郭明龙，刘春志

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300450；2.中海石油（中国）有限天津分公司 天津 300450

0 引 言

进一步贯彻落实习近平总书记关于保障国家能源安全相关指示批示精神，加快推动能源行业“七年行动计划”实施，中国海油开启了提质增效升级行动，工程技术部门开展了降本增效等各项工作。边底水油藏产量在渤海油田产量贡献中占比超10%。边底水油藏在开采初期，若不采取有效的控水措施，则含水率上升极快。与控水技术相关的产品及工艺较多，成本投入各不相同，但实际效果却没有预想中好。在此背景下，根据油藏实际特征，探索合适且有效的控水方式，对油田长效发展显得尤为重要。

1 海油当前控水技术应用

据前期资料调研，大部分水平井综合含水率上升速度快。由于粗放开采、大频率提液等原因，导致边底水油层过早水淹，大幅降低了水平井油藏的可采程度，也进一步导致前期钻完井投入的浪费。在钻井阶段，由于客观地质条件所限，很难采取相关的工程技术手段，而在完修井阶段有较大的措施探索空间，渤海油田由此积极尝试了多种控水方式。

1.1 变密度控水技术

变密度控水技术是根据目的层油藏及水层分布情况，经过模拟计算，设置不同位置、不同孔数的筛管进行控水。在水层附近下入低孔数筛管，在油层附近下入高孔数筛管，进行一定控水干预。

1.2 中心管控水完井技术

中心管采油技术即在生产管柱插入一根中心管，悬挂在顶部封隔器上方，随着管柱内的流动形态发生变化，原水平段井眼内的流动形态转变为井眼流动、环空流动和中心管流动3种流动状态［1］。该技术原理是通过增加水平段局部摩阻力、平衡局部生产压差、降低主产液井段产液能力以增加低产液井段产液能力，达到增油控水的目的［2-4］。

1.3 常规ICD控水完井技术

常规ICD 控水完井技术主要原理是流体通过ICD筛管产生压降、增大流体流入水平井井筒的阻力、降低井筒内的流量等方式，规范流体流动、平衡水平井水平段流量，从而延迟水平井中水锥或气锥的发生时间，以实现稳油控水的目的［5-6］。

1.4 常规AICD控水完井技术

常规AICD筛管主要在筛管主体结构上增加内流控制装置，即AICD元件，根据通过控制阀的流体黏度，出现不同程度的开启度。当通过流体含油量较高时，阀件开启度增加；当通过流体含水率较高时，阀件开启度降低，以达到限水畅油的目的。

1.5 常规控水工艺不足

常规变密度筛管控水技术在投产前期能够起到微弱作用，后期随着产出增大，对水锥突进的阻挡性很微弱；虽然常规AICD筛管控水在前期能够达到一定效果，但后期提液受限较大，且成本较高；常规ICD及中心管控水技术均不能实现全生产周期控水，且常规ICD筛管在后期调控难度大，酸化、压裂等增产措施实施受限。

2 基于成本控制理念的有效控水技术探索

在前期控水实践及实际应用基础上，结合后期油井提液、增产措施实施等多方面要求，要实现有效控水，在前期随钻阶段对油层渗透率、油藏分布、水层位置等进行精确分析尤为重要。在摸准油藏实际特点的基础上，根据实钻数据平衡各段产液量，注重平衡井筒整体压降，同时，控水工艺及相关管柱要为后期进一步控水措施实施及提液要求预留足够空间。在此基础上，结合整体控水成本投入，综合考虑油藏模拟和器材组合优势，以曹妃甸油田为例，探索实践组合式控水升级工艺。

2.1 组合式控水升级技术介绍

组合式控水升级技术工艺方式为“管外封隔器+变密度分舱室+中心管夹层”控水工艺。

新工艺技术特点表现为：管外封隔器实现对不同渗透率的储层进行封隔，有效避免管外窜流；对靠近水层或泥岩段配合盲管封堵，最大限度减少水层的影响；中心管下入油层中部，改变井筒内流体流向，消除水平井根部效应；中心管带孔管放置于高井轨迹点，延迟水淹时间。

2.2 控水工具结构特点

优质星孔筛管无焊接，强度高，具有很好的抗变形能力，而且过滤介质单元沉入基管表面，过滤介质不容易损坏，安全可靠（图1）。根据油藏渗透率的变化，优选水平段筛管孔数密度，通过不同孔数的筛管平衡不同层位的生产压差，进一步调整产液剖面。

图1 优质星孔变密度筛管结构Fig.1 Structure of high-quality star hole variable density screen tube

2.3 测井解释技术

控水实施的关键前提在于精准摸排目的层岩性及油水分布情况，在目的层钻进阶段，增加电阻率、渗透率、孔隙度等关键要素检测，在实钻数据基础上，进行充分分析，确定油层性质，标定泥岩、渗透率等关键参数，这对后续筛管下入、分舱室建设及水层封堵均具有重要的指导意义。

对该井目的层进行渗透率和物性解释：2 360.0~2 512.2 m井段孔隙度为24.8%，渗透率为789×10-3μm2，解释为油层；2 512.2~2 614.0 m 井段泥质含量为85.8%，解释为泥岩；2 696.5~2 737.1 m井段孔隙度为21.2%，渗透率为216×10-3μm2，解释为油层（表1）。

表1 某井水平段测井解释结果Tab.1 Logging interpretation results of a well

2.4 稳定生产辅助工艺

油气井投产前期，目的层与外层防砂管柱之间尚未形成稳定的壁垒，抽吸波动对井筒稳定及产层平衡不利，因此排液功率不宜波动过大。经分析前期油井生产井史，在油井交接后，电泵大跨度提频生产现象较多，虽然能够短时间内增加油井产量，但也在一定因素上促使水锥突进。调研显示，大跨度提频后，油井一般在3 个月之后含水率上涨迅速。

为此，需配套稳定的生产辅助工艺。经多次实践，使渤海常规电泵在正转状态下保持30 Hz稳定排液至返出为地层流体，后续适当提频，控制在35 Hz左右稳定生产，这对各舱室井壁稳定、油井稳产具有积极作用。

2.5 组合式控水升级技术优势

海上平台槽口数量有限，井筒利用率要求高，且钻井船及生产作业中各项动复员、器材成本均较高。为取得更大的经济效益，保障更多的采出率，减少后期修井维护成本，在提质增效形势下，探索有效合理的控水方式十分必要。组合式控水升级技术较常规控水手段具有如下优势：综合运用变密度、分舱室、管外封隔等技术手段，合理发挥多项控水工艺优势，弥补单项措施的不足之处；配合中心管、带孔管设计，合理优化井筒内压降，进一步延迟水淹时间；相对于AICD控水器材，有效降低施工成本，平均每1 000 m目的层节约百万元。

3 现场应用

3.1 油田介绍

曹妃甸XX油田构造位于沙垒田凸起的东南端，是发育于沙垒田凸起上的断裂背斜。主要含油层系为新近系明化镇组和馆陶组，沉积相主要为曲流河和辫状河沉积。油藏类型主要为岩性构造边水油藏和块状底水油藏。整个油田的综合含水率为91.1%，处于高含水开采阶段，而且由于边底水的推进及地层非均质性严重等，导致新井含水率快速上升，单井低含水阶段大幅缩短，日产油量急剧下降，大量剩余油仍残留于油层内，降低了区块的采收率和单井的经济效益。

3.2 组合式控水升级技术应用

以XAH井为例，其水平段底部无夹层，避水高度为10 m，根据测井解释数据及油藏配产要求，通过软件数值模拟，最终确定该井的控水方式为“管外封隔器+变密度筛管+盲管+密封筒+中心管”。

3.3 控水效果跟踪与评价

通过对XAH 井生产周期进行动态分析，从日产液、日产油及含水率等参数方面进行综合评估，得出如下结论：该井平均日产液为111 m3/d，日产油91 m3/d，均能达到钻前设计产能；随着长期开采，综合含水率平均在50%以下，低于钻前含水设计情况，而且含水率曲线上升平缓，符合理想含水率上升形态，控水效果优良（图2）。

图2 XAH井控水效果Fig.2 Water control effect of XAH well

4 结 语

海上平台槽口数量有限，且动复员成本较高。为充分保障产能贡献，对平台槽口利用率要求极高；对于边底水油藏相关油田，完井控水技术在油田生产阶段至关重要。

组合式控水升级技术能够综合常规单一工艺优势，且配合管外封隔器及分舱室生产工艺，对目的层能够实现较好地封隔。同时紧密结合测井解释，根据渗透率情况，适时调整筛管孔数密度，实现井筒压力均衡。较其他控水工艺而言，组合式升级控水工艺既保障了控水效果，又实现了成本控制，对油田长效增产稳产具有借鉴意义。