萬小進(jìn),吳紹偉,周泓宇,王 闖,袁 輝

(中海石油(中國) 有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

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海上油田水平井控水技術(shù)研究與應(yīng)用
——以Wen19-1N-C1H井為例

萬小進(jìn),吳紹偉,周泓宇,王 闖,袁 輝

(中海石油(中國) 有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

南海西部油田大部分油井含水已超過60%，以Wen19-1N-C1H井為例，在油藏驅(qū)動(dòng)類型、含水上升規(guī)律、出水層段預(yù)測及控水效果評價(jià)等油藏研究的基礎(chǔ)上，通過對目前不同控水方式的對比分析，充分利用了該井的裸眼管外封隔器，采用簡易、經(jīng)濟(jì)的中心管控水工藝，取得了良好的增油降水效果。Wen19-1N-C1H井控水的成功，對新井在完井階段管柱設(shè)計(jì)及后期高含水油井控水，提供了良好的借鑒意義。

海上油田；水平井；機(jī)械控水；工藝研究

海上油田開發(fā)由于投資成本高、平臺(tái)空間有限，開發(fā)井的設(shè)計(jì)普遍具有井?dāng)?shù)少、產(chǎn)量低的特點(diǎn)。水平井特別是對于海上儲(chǔ)量面積大、油層薄的低幅構(gòu)造油氣藏開發(fā)具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益[1]。南海西部目前在生產(chǎn)油井281口，水平井127口，大多數(shù)油井均已進(jìn)人中高含水期，其中含水率大于60%的水平井達(dá)到53%。在油井高含水階段，提液和控水是最主要的增產(chǎn)手段，但油井提液需滿足提液潛力、海管管輸、平臺(tái)空間、平臺(tái)用電、污水處理等多種因素，提液空間日趨減小?？厮胧┑膽?yīng)用就顯得尤為重要，因此，控水措施將成為海上油田高含水油井的重要增產(chǎn)舉措。

1 Wen19-1N-C1H井控水油藏方案研究

水平井控水油藏方案研究主要包括油藏驅(qū)動(dòng)類型、含水上升規(guī)律、出水層段預(yù)測及控水效果評價(jià)等研究。

1.1 驅(qū)動(dòng)類型研究

Wen19-1-C1H井為文昌19-1油田北塊的一口單層系開采水平井，生產(chǎn)層位為ZH2-6油組。該油組表現(xiàn)為：

1)儲(chǔ)層物性為中孔中滲，測井解釋孔隙度14.0%～25.5%，滲透率為3 mD～1 462.70 mD，其平均值分別為20.2%，168.60 mD；

2)溶解氣油比和實(shí)際生產(chǎn)氣油比低(15.3 m3/m3)，溶解氣驅(qū)能量小；

3)根據(jù)歷次靜壓測試數(shù)據(jù)，折算壓力系數(shù)0.94～1.04，地層能量充足。

綜合分析認(rèn)為該井生產(chǎn)的ZH2-6油組天然水驅(qū)能量充足，主要驅(qū)動(dòng)類型為邊底水驅(qū)動(dòng)。

1.2 含水上升規(guī)律分析

該井2013年7月份投產(chǎn)后呈現(xiàn)出無水采油期短、含水上升速度快的特點(diǎn)(見圖1)，無水采油期僅為150 d，無水采油期累產(chǎn)油3.28×104m3，地質(zhì)儲(chǔ)量77.76×104m3?？厮鳂I(yè)前測試日產(chǎn)液量265 m3/d，產(chǎn)油量48 m3/d，含水率達(dá)到81.8%。

1.3 油藏?cái)?shù)值模擬研究

通過對該井生產(chǎn)狀況進(jìn)行歷史擬合,曲線擬合程度較高，從數(shù)值模擬結(jié)果可以看出(見圖2)，該井為“底水錐進(jìn)”模式見水，由于井段非均質(zhì)性強(qiáng)，各井段均有不同程度見水，中間井段見水更為顯著。數(shù)模法主要見水井段與測井解釋結(jié)果中高滲井段較為吻合，水平井跟端為2 326 m～2 420 m，有效油層厚度62 m，平均滲透率283 mD；中段為2 420 m～2 741 m，有效油層厚度278m，平均滲透率738mD；趾端為2 741m～2 850 m，有效油層厚度84 m，平均滲透率477 mD。

通過產(chǎn)能批分法，若中間井段控水，則控水后配產(chǎn)為150 m3/d，預(yù)測控水后含水率40%。

2 控水實(shí)施方案研究

2.1 不同控水方式對比分析

目前油井控水可分為機(jī)械控水、化學(xué)控水及機(jī)械+化學(xué)控水三種方式，不同控水方式各有優(yōu)劣(見表1)，有相應(yīng)的適用范圍。

表1 不同控水工藝方式對比

2.1.1 機(jī)械式普遍存在以下難題

1)找水難。開展機(jī)械式控水的前提條件是明確出水層位， 目前采用的數(shù)值模擬法、生產(chǎn)測井法及機(jī)械式找水法一般存在找水成本高、時(shí)間長、精度差、適應(yīng)井況有限的多種困難[2-4]。

2)篩管完井老井難以建立有效封隔單元。南海西部所有水平井均采用裸眼完井，89.13%水平井篩管與裸眼環(huán)空無封隔；由于篩管與裸眼(或套管)環(huán)空存在軸向竄流，依據(jù)目前的技術(shù)現(xiàn)狀，難以有效開展控堵水措施。

2.1.2 化學(xué)控水主要存在以下難題

1)配方體系需多工作液配合，復(fù)雜的擠注程序?qū)苤芊庑砸蟾?。傳統(tǒng)段塞配方包括“暫堵劑+前置液+遠(yuǎn)隔板凍膠+過渡隔板凍膠+近程隔板凍膠+聚合物頂替液”，擠注過程中通常需要油管擠注與油套環(huán)空擠注相配合，然而現(xiàn)場施工過程風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)多，任何臨時(shí)更改的作業(yè)程序均可能對控堵水效果造成影響，甚至于造成儲(chǔ)層的污染堵塞[4]。

2)水平井化學(xué)堵水用液量大，藥劑的配置、泵注風(fēng)險(xiǎn)大。以WZ11-4-C2井水平井段長552 m為例，據(jù)設(shè)計(jì)需藥劑總量為1 000 m3，大液量施工對空間有限的海上平臺(tái)來說有一定的挑戰(zhàn)，用拖輪支持開展配液及泵注存在一定困難，現(xiàn)場作業(yè)過程中出現(xiàn)了藥劑成膠未達(dá)預(yù)期，試產(chǎn)后藥劑返吐堵塞篩管，影響單井控堵水效果。

3)非選擇性化學(xué)堵劑儲(chǔ)保風(fēng)險(xiǎn)大。WZ11-4-A14井2003年采用籠統(tǒng)注入化學(xué)堵劑的方法進(jìn)行控水作業(yè)，由于堵劑的基礎(chǔ)研究不足，據(jù)現(xiàn)場反應(yīng)該堵劑入井前就表現(xiàn)得非常粘稠，注入性差?？厮鳂I(yè)后地層嚴(yán)重堵塞，連續(xù)解堵3井次而無效果。

2.2 控水方案制定

Wen19-1N-C1H井在先期完井階段采用優(yōu)質(zhì)篩管分3段防砂，并分別在斜深2 741.25 m和2 420.37 m 處下有兩個(gè)管外封隔器。通過對目前不同控水方式對比分析，該井可充分利用已有的分段管外封，選擇簡易、經(jīng)濟(jì)、實(shí)用的中心管控水，通過盲管實(shí)現(xiàn)中部井段卡水，通過滑套和工作筒實(shí)現(xiàn)趾端和根部的分采和合采(見圖3)，成本低。水平段無明顯的隔夾層，控水有效期短的風(fēng)險(xiǎn)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果評價(jià)

Wen19-1N-C1H井控水作業(yè)于2016年4月18日現(xiàn)場順利實(shí)施完成，該井控水作業(yè)后，在產(chǎn)油量維持不變的情況下，含水降低43%，單井產(chǎn)水降低200 m3/d(見圖4)，較大程度上緩解了平臺(tái)液處理、海管外輸壓力，且為其它高含水井提供了提液空間。

4 結(jié)論及建議

1)為確保水平井控水效果，應(yīng)充分做好油藏研究，從含水上升規(guī)律分析、出水位置預(yù)判及增油效果評價(jià)等多方面著手，充分考慮風(fēng)險(xiǎn)，確保措施在現(xiàn)場的成功應(yīng)用。2)Wen19-1N-C1H井中心管機(jī)械式控水不僅取得了較好的增油降水效果，同時(shí)對于降低海上管輸壓力及節(jié)能取得較好效果，為其它井提液提供空間。3)建議油井完井階段考慮在泥巖段下入裸眼管外封隔器，進(jìn)行預(yù)防性控水，為后期油井控水降低難度。4)針對目前找水難、化學(xué)控水風(fēng)險(xiǎn)大等問題，亟需發(fā)展一種自適應(yīng)、無需找水的全井段控水工藝。

[1] 袁輝，李耀林，朱定軍，等. 海上油田水平井控水油藏方案研究及實(shí)施效果評價(jià)-以wen8-3-A2h井為例[J].科學(xué)技術(shù)與工程, 2013，13(4):996-1002.

[2] 張瑞霞，王繼飛，董社霞,等. 水平井控水完井技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢[J].鉆采工藝, 2012，35(04):35-37.

[3] 張國文，錢杰，劉鳳，等. 水平井控水完井管柱的研究與應(yīng)用[J].石油機(jī)械, 2013, 41(3):89-91.

[4] 曹立迎，劉慧卿，張宗元，等. 邊水油藏水平井見水規(guī)律及控水措施研究[J].斷塊油氣藏, 2010, 17(4):448-450.

[5] 劉東明. 南海西部油田大斜度井堵水技術(shù)研究與應(yīng)用[D].青島： 中國石油大學(xué), 2010.

Research and Application of Horizontal Well Water Control Technology in Offshore Oil Field—Well Wen19-1N-C1H

WAN Xiao-jin, WU Shao-wei, ZHOU Hong-yu, WANG Chuang, YUAN Hui

(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang 524057, Guangdong, China)

The water content in most oil wells in the west of the south China sea is more than 60%. Taking the well of Wen19-1N-C1H as an example, the paper studies the reservoir drive type, the law of water cut rise, out of the water layer prediction, and the evaluation of the effect of water control, etc. By contrastive analysis of the different ways of water control, the paper makes full use of the open hole packer, uses simple and easy mechanical water control technology, has obtained the good effect of oil increase precipitation. The success of well Wen19-1N-C1H water control provides a good reference for new wells in the late stage of completion string design and high water cut oil well water control.

offshore oil field; horizontal well; mechanical water control; technology research

2016-10-13

萬小進(jìn)(1987-) ，男，江蘇贛榆人，碩士，研究方向?yàn)椴捎凸に?，E-mail:wanxj2@cnooc.com.cn。

TE53

B

1008-9446(2017)02-0004-04