張 潔，張艷輝，柴世超，陳維余，劉鳳霞

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

水平井調(diào)剖技術(shù)探索與實(shí)踐

張 潔1，張艷輝2，柴世超1，陳維余2，劉鳳霞2

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

針對(duì)水平井注水開發(fā)過程中出現(xiàn)的含水快速上升問題，渤海油田進(jìn)行了多井次水平井調(diào)剖作業(yè)探索，實(shí)施過程中均出現(xiàn)注入壓力高、效果不明顯的問題。以BZ28-2S油田A27h井為例，分析了水平井調(diào)剖過程中注水井以及對(duì)應(yīng)油井出現(xiàn)的問題。通過水平注水井井筒壓力公式推導(dǎo)，得出水平注水井井筒壓力分布，從而證實(shí)水平井跟部壓力高、趾部壓力低的壓力分布和弱凝膠的化學(xué)反應(yīng)特性是造成水平井調(diào)剖注入壓力高的主要原因。另外，防砂篩管完井方式以及儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性對(duì)水平井調(diào)剖過程中壓力升高也有一定影響。最后，提出了改善聚合物凝膠注入性能、研發(fā)低粘調(diào)剖劑和定點(diǎn)注入工藝3項(xiàng)初步解決思路。

水平井調(diào)剖；水平井筒壓力分布；解決方法

近年來，由于水平注水井具有的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)[1,2]，使該技術(shù)在海上油田逐漸得到發(fā)展，BZ28-2S油田、JZ25-1S等油田先后開展水平井注水開發(fā)。由于水平井存在油水重力分異、粘性指進(jìn)及水平井段長(zhǎng)、前后滲透性差異大等問題，水平注水井注入水突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，造成對(duì)應(yīng)受益油井含水快速上升（其含水上升速度比直井平均高出5%～10%）。針對(duì)開發(fā)過程中出現(xiàn)的含水快速上升問題，渤海油田進(jìn)行了多井次水平井調(diào)剖探索，但在施工過程中均出現(xiàn)注入壓力高，注入困難，無法完成配注，措施效果差等問題，與常規(guī)定向井調(diào)剖相比，出現(xiàn)明顯的工藝差異，而水平井調(diào)剖中出現(xiàn)的問題已經(jīng)影響到水平注水油田后期的增產(chǎn)措施的實(shí)施。

本文以渤海BZ28-2S油田A27h井為例，針對(duì)目標(biāo)井儲(chǔ)層的地質(zhì)油藏特征，分析了水平井調(diào)剖過程中注水井以及對(duì)應(yīng)油井出現(xiàn)的問題。從水平井的井型結(jié)構(gòu)、水平注水井的滲流規(guī)律、調(diào)剖劑的性能特點(diǎn)以及儲(chǔ)層的非均質(zhì)性等方面對(duì)水平井調(diào)剖與定向井調(diào)剖的差異進(jìn)行探索與研究。

1 水平井調(diào)剖實(shí)施現(xiàn)狀

自2009年8月以來，渤海油田共實(shí)施5口井6井次水平井弱凝膠調(diào)剖作業(yè)。在不同油田水平井調(diào)剖施工過程中，均出現(xiàn)注入壓力偏高，注入效果差等問題，大部分井出現(xiàn)由于注入壓力高而達(dá)不到配注甚至停注。渤海油田水平井實(shí)施情況如表1所示。

由于水平井弱凝膠調(diào)剖過程出現(xiàn)的問題相似，因此以BZ28-2S油田A27h井為例，分別從注水井以及對(duì)應(yīng)油井效果方面，對(duì)比分析水平井與定向井調(diào)剖過程中的異同。

表1 水平井調(diào)剖實(shí)施情況Table 1 Implementation of profile control on horizontal well

調(diào)剖試驗(yàn)井區(qū)位于渤海油田 1167砂體的東北部，含油面積1.0 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量196×104m3，采取不規(guī)則布井，油水井井距400 m，總數(shù)6口，其中注水井2口，采油井4口，砂體井位圖見圖1。2012年5月進(jìn)行示蹤劑檢測(cè)，結(jié)果表明A41h與A42h井、A4h與A27h井連通，A25h井與A27h井、A41h與A27h井不存在高滲層或大孔道連通，造成注入水無效循環(huán)。2012年12月19日，A27h井與A42h井同時(shí)開始弱凝膠調(diào)剖施工。

圖1 1167砂體井位圖Fig.1 Well position chart of sand body 1167

1.1 注水井效果分析

1.1.1 注入壓力

A27h水平井調(diào)剖施工過程曲線見圖2，措施井注入壓力快速上升，開始注入6 d，注入壓力由1.7 MPa快速升至 8.2 MPa，平均壓力升幅達(dá)到 1.1 MPa/d，因注入壓力過高，停止注入，反洗井后，降低排量繼續(xù)注入施工，壓力再次升高后，采取酸化作業(yè)。繼續(xù)注入，壓力迅速回升至酸化前水平，造成注入困難，與定向井凝膠注入過程存在明顯區(qū)別。定向井調(diào)剖以NB35-2-A21井為例，施工過程曲線見圖 3。由圖可知，A21井注入壓力隨著注入量逐漸增加，開始注入15 d，壓力由1 MPa升至6.1 MPa，平均壓力升幅為 0.34 MPa/d，且壓力上升至施工中期后，壓力逐漸平衡，達(dá)到注入穩(wěn)定狀態(tài)。綜合對(duì)比不同井型的注入情況，可以發(fā)現(xiàn)水平井調(diào)剖施工注入凝膠過程中壓力上升過快，并呈現(xiàn)一直上升趨勢(shì)，導(dǎo)致無法完成設(shè)計(jì)配注，酸化后再次注入，壓力仍快速恢復(fù)，無法按設(shè)計(jì)排量繼續(xù)注入。與定向井調(diào)剖相比，水平井調(diào)剖壓力上升幅度大且無法達(dá)到施工壓力穩(wěn)定。

圖2 BZ28-2S-A27h井施工曲線Fig.2 Construction curve of well BZ28-2S-A27h

圖3 NB35-2-A21井施工曲線Fig.3 Construction curve of well NB35-2-A21

圖4 A27h井視吸水指數(shù)變化Fig.4 Apparent water injectivity index of well A27h

圖5 A21井視吸水指數(shù)變化Fig.5 Apparent water injectivity index of well A21

1.1.2 視吸水指數(shù)

視吸水指數(shù)是反映水井注入能力的重要參數(shù)。A27h井在注入凝膠過程中，視吸水指數(shù)由 250m3/（d·MPa）快速下降至50 m3/（d·MPa），無法完成配注。經(jīng)兩次酸化后，視吸水指數(shù)短時(shí)間內(nèi)上升，并快速下降至酸化前水平，依舊無法完成配注量。調(diào)剖后，注水視吸水指數(shù)變化不明顯。A21井視吸水指數(shù)下降到 50 m3/（d·MPa）后，視吸水指數(shù)維持穩(wěn)定。調(diào)剖后，注水視吸水指數(shù)小幅上升。

1.1.3 霍爾曲線

水平注水井霍爾曲線多為二次函數(shù)，注入前期壓力較低，曲線前段斜率小，隨著累積注入量的增加，曲線逐漸上翹，如圖6。調(diào)剖作業(yè)前，A27h井進(jìn)行酸化，造成調(diào)剖階段前出現(xiàn)水平線。

通過對(duì)比調(diào)剖前、中、后三個(gè)階段的霍爾曲線發(fā)現(xiàn)，霍爾曲線斜率變化不大，說明弱凝膠調(diào)剖對(duì)水平注水井高滲段封堵效果不明顯。定向注水井霍爾曲線多為一次函數(shù)，從注入初期開始，壓力逐漸上升。調(diào)剖過程中，霍爾曲線快速上升，斜率快速上升；調(diào)剖后，霍爾曲線在調(diào)剖基礎(chǔ)上，繼續(xù)上升，且保持斜率與調(diào)剖前一致，如圖 7。A21井調(diào)剖注入過程霍爾曲線斜率上升明顯，說明直井調(diào)剖過程中，隨著凝膠的注入，調(diào)剖封堵效果開始體現(xiàn)。通過對(duì)比水平井與定向井霍爾曲線的變化規(guī)律，說明水平井調(diào)剖封堵效果不明顯。

圖6 A27h井霍爾曲線變化Fig.6 Hall curve of well A27h

圖7 A21井霍爾曲線變化Fig.7 Hall curve of well A21

1.2 對(duì)應(yīng)油井分析

1.2.1 聚合物產(chǎn)出測(cè)試結(jié)果

A27h井組有3口受益井分別是A4h、A25h、A41h。對(duì)應(yīng)油井聚合物產(chǎn)出情況如圖8所示。由圖8可看出，A25、A41井產(chǎn)出聚合物含量低，A04井在停注后產(chǎn)出聚合物濃度仍不斷增加，說明后續(xù)注水時(shí)，注入水仍沿高滲水流通道突進(jìn)，調(diào)剖效果不明顯。

圖8 A27h井對(duì)應(yīng)油井聚合物產(chǎn)出情況Fig.8 Polymer output of corresponding oil well of A27h

1.2.2 對(duì)應(yīng)油井效果

調(diào)剖施工過程中，由于注入壓力高，不斷降低注入量，對(duì)應(yīng)關(guān)系好的A4h井產(chǎn)液下降，井底流壓由4.6 MPa下降至3.9 MPa，說明A27h井供液能力下降。由于注入壓力過高，調(diào)剖過程不能達(dá)到水井配注，且未完成設(shè)計(jì)注入量，后續(xù)注水壓力仍較高，因此調(diào)剖效果不明顯。

2 原因分析

通過對(duì)比分析水平井調(diào)剖與常規(guī)定向井調(diào)剖的各參數(shù)差異，并結(jié)合水平井調(diào)剖過程中出現(xiàn)的問題，分析認(rèn)為水平注水井在注入凝膠過程中，注入壓力過高造成注水井無法完成配注是造成水平井調(diào)剖措施效果不佳的最主要原因。因此，分析明確水平井調(diào)剖壓力快速上升的原因是解決問題的關(guān)鍵。

通過數(shù)學(xué)公式推導(dǎo)、實(shí)驗(yàn)分析等手段，對(duì)水平注水井注入過程進(jìn)行模擬分析，證實(shí)水平井調(diào)剖壓力異常快速上升主要受到水平井井型及完井方式、儲(chǔ)層地質(zhì)情況以及調(diào)剖劑特性等因素影響。水平井工藝因素主要通過水平井井型引起壓力分布變化以及防砂篩管完井方式引起注入壓力上升；儲(chǔ)層地質(zhì)情況受儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)影響；調(diào)剖劑特性方面主要是由于聚合物凝膠對(duì)水平井調(diào)剖適應(yīng)性引起的。

2.1 水平注水井井型及完井方式

2.1.1 水平注水井井型引起壓力分布變化

假設(shè)有一水平注水井，長(zhǎng)度為L(zhǎng)，位于頂部封閉，油層厚度為h的油藏，水平井與封閉邊界的距離為Zw，平行于頂、底邊界。地層中流體滲流為非達(dá)西滲流，地層啟動(dòng)壓力梯度為G，忽略重力和毛管力對(duì)注水滲流的影響。由于目前對(duì)水平注水井的滲流規(guī)律相對(duì)認(rèn)識(shí)尚不足，利用文獻(xiàn)[3,4]中水平生產(chǎn)井得到水平井注入量公式為：

對(duì)于油層的各向異性，以上各式

式中：Q為水平注水井注入量，m3/d；K為油層平均滲透率，μm2；Kh、Kv分別為油層水平滲透率和垂向滲透率，μm2；L為水平段長(zhǎng)度，m；μ為水相粘度，mPa·s；h為儲(chǔ)層厚度，m；rw為水平注水井井筒半徑，m；Pi為油層邊界壓力，MPa；Pwf為水平井井底壓力，MPa；α為面積修正系數(shù)（一般取1.1～1.2）；Zw為水平井與儲(chǔ)層邊界距離，m；G為油層啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m。

考慮到水平注水井水平段的滲流是由水平井跟部到趾部不斷進(jìn)行的，將水平井筒分為無限多個(gè)微段，各微段內(nèi)均為單相不可壓縮流體。

依據(jù)質(zhì)量守恒定理和動(dòng)量定理，可計(jì)算出水平井筒壓力變化為：

通過水平井筒內(nèi)流體流動(dòng)耦合模型及模型求解，采用迭代法求出水平注水井水平段的井筒壓力分布，壓力分布趨勢(shì)見圖9。

圖9 水平井筒壓力分布趨勢(shì)圖Fig.9 Tendency chart of pressure distribution of horizontal wellhole

由水平注水井井筒的壓力分布可以看出，在注水過程中，井筒壓力Pwf從水平井跟部到趾部不斷降低，在水平段各處Pwf-Pi值隨距離變化逐漸降低。根據(jù)達(dá)西定律，可以得知Pwf-Pi值越大，注水量Q值越大，因此可以得出水平井筒各段注水量隨著水平段的延長(zhǎng)減小。另外，工作液粘度μ值大值越大，注水量Q值越小。

2.1.2 防砂篩管完井方式

渤海油田儲(chǔ)層埋深主要分布在1 200～2 000 m之間明化鎮(zhèn)組、館陶組以及東營(yíng)組，均屬于膠結(jié)較疏松的砂巖油藏。由于水平井水平段長(zhǎng)，極易造成油層出砂、坍塌等問題，因此多采用防砂篩管完井方式。

為保證調(diào)剖用聚合物凝膠的成膠效果，聚合物相對(duì)分子質(zhì)量多在1 500×104以上。高分子聚合物水溶液在通過極小的篩管割縫時(shí)，剪切作用會(huì)使部分大分子鏈會(huì)被切斷，分子量變小，另外還會(huì)有部分聚合物由于微小縫的機(jī)械捕集作用，從而造成部分聚合物難以通過篩管，大量的聚合物分子滯留在篩管縫內(nèi)，則會(huì)引起注入壓力的大幅增加。另外，通過篩管的部分聚合物高分子也會(huì)被切斷，引起聚合物分子量降低，嚴(yán)重的剪切作用會(huì)進(jìn)一步影響聚合物凝膠的成膠情況，造成凝膠的調(diào)剖效果變差。

為證實(shí)篩管對(duì)聚合物凝膠注入過程的增壓作用，使用天然巖心（2.5 mm×10 cm）模擬弱凝膠注入過程，巖心滲透率80 mD，實(shí)驗(yàn)溫度65 ℃，注入速度 1 mL/min裝有篩管和無篩管的注入情況如圖5，壓力上升梯度變化情況如圖6。

有篩管條件下，壓力上升擬合公式為：

對(duì)壓力上升擬合公式（3）求導(dǎo)，得到壓力上升梯度公式為：

無篩管條件下，壓力上升擬合公式為：

對(duì)壓力上升擬合公式（5）求導(dǎo)，得到壓力上升梯度公式為：

由圖10可以得知，聚合物成膠液在經(jīng)過篩管后，壓力迅速上升，且相對(duì)穩(wěn)定階段壓力絕對(duì)值比無篩管條件下高。由圖11可以得知，凝膠注入初期，壓力上升梯度是無篩管時(shí)壓力上升梯度的 3倍；長(zhǎng)期注入時(shí)，也可達(dá)到1.4倍，有篩管條件下，注聚合物成膠液不僅壓力增幅大，而且壓力上升梯度大，從而證明防砂篩管對(duì)聚合物注入有較強(qiáng)的增壓作用。

圖10 篩管對(duì)凝膠注入壓力的影響Fig.10 Influence of the screen pipe to injection pressure

圖11 篩管對(duì)凝膠注入壓力上升梯度的影響Fig.11 Influence of the screen pipe to pressure rise gradient

2.2 儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性

與常規(guī)定向井注水相比，水平井注水具有明顯的不同。常規(guī)定向井注水，由于多采用多層合注，一口注水井往往注入多層。因此，長(zhǎng)期開采后，主要面臨的是層間矛盾，調(diào)剖措施也主要以解決層間非均質(zhì)為主，解決層內(nèi)非均質(zhì)性為輔。而對(duì)于水平井注水開發(fā)油田，水平井水平段多沿油層分布，一般僅注入單一油層或者單一砂體。因此，水平井長(zhǎng)時(shí)間注水后，多面臨嚴(yán)重的層內(nèi)、平面矛盾，水平井注水突進(jìn)問題也多是由于儲(chǔ)層的平面非均性較強(qiáng)造成的。

由于水平井水平段的長(zhǎng)度一般較大，因此注入大量的調(diào)剖劑后，相比常規(guī)定向井，調(diào)剖劑的處理半徑仍然有限[5]。因此調(diào)剖措施后，注入水極易繞過已經(jīng)形成封堵的區(qū)域，重新匯入優(yōu)勢(shì)水流通道。而一旦優(yōu)勢(shì)水流通道再次形成，注入水“水竄”現(xiàn)象將使調(diào)剖效果大打折扣。

2.3 聚合物凝膠對(duì)水平井調(diào)剖適應(yīng)性

弱凝膠是由低濃度的聚合物和交聯(lián)劑形成的以分子間交聯(lián)為主分子內(nèi)交聯(lián)為輔的具有三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系，能大幅降低殘余油飽和度下的水相滲透率，實(shí)現(xiàn)調(diào)整吸水剖面的作用。在大量的常規(guī)定向井調(diào)剖措施中，實(shí)現(xiàn)了非常好的增油降水效果，是目前應(yīng)用最為廣泛的一種注水井調(diào)剖劑。

但與常規(guī)定向井調(diào)剖不同，水平井井筒的距離更長(zhǎng)，注入工作液在井筒中流動(dòng)的時(shí)間更長(zhǎng)，聚合物凝膠在注入過程中，會(huì)伴隨聚合物與交聯(lián)劑反應(yīng)時(shí)間延長(zhǎng)，使聚合物凝膠的流動(dòng)性變差[6]。從上述公式（2）得出的水平井滲流規(guī)律可以得出，水平井筒趾部的注入量最低，凝膠的反應(yīng)時(shí)間最長(zhǎng)，加之聚合物的滯留同時(shí)作用，極易造成聚合物凝膠在井筒內(nèi)部成膠，造成流動(dòng)性降低，甚至造成水平井筒內(nèi)趾部的封堵。

另外，A27h水平井調(diào)剖用聚合物凝膠粘度值在6～8 mPa·s之間，由公式（1）得出結(jié)論，在水平井聚合物凝膠調(diào)剖注入過程中，相同注入量條件下，注入壓力會(huì)更高。

3 結(jié) 論

對(duì)水平注水井滲流規(guī)律認(rèn)識(shí)的不足，是造成目前不能合理選擇最佳調(diào)剖工藝的主要原因，因此仍需加強(qiáng)對(duì)水平注水井滲流規(guī)律的研究。另外，針對(duì)上述分析，水平井井型、完井方式和儲(chǔ)層地質(zhì)情況是調(diào)剖作業(yè)的不可控因素，因此通過優(yōu)化水平井調(diào)剖工藝技術(shù)是控制水平井調(diào)剖注入壓力、提高措施效果的主要研究方向。

水平井調(diào)剖技術(shù)主要從改善現(xiàn)有調(diào)剖劑性能、研發(fā)適用于水平井調(diào)剖的低粘調(diào)剖劑以及優(yōu)化調(diào)剖劑注入工藝三個(gè)方面進(jìn)行改進(jìn)。

（1）改善聚合物凝膠注入性能

由于使用聚合物凝膠進(jìn)行水平井調(diào)剖存在壓力上升過高，措施效果不明顯的問題，因此，改善聚合物凝膠體系的注入性能是降低注入壓力的關(guān)鍵。從目前的情況看可以考慮通過降低聚合物的分子量、延長(zhǎng)凝膠成膠時(shí)間等方式實(shí)現(xiàn)。

（2）研發(fā)適用于水平井調(diào)剖的低粘調(diào)剖劑

目前應(yīng)用最廣泛的聚合物凝膠，由于其高粘特性及水平井的特點(diǎn)，依舊會(huì)出現(xiàn)上述問題。因此，研發(fā)不含高分子聚合物類的低粘調(diào)剖劑用于水平井調(diào)剖技術(shù)是解決目前水平井調(diào)剖注入過程中壓力過高問題的關(guān)鍵。

（3）定點(diǎn)注入工藝解決平面非均質(zhì)性造成的井筒成膠問題

定點(diǎn)注入工藝可以解決籠統(tǒng)調(diào)剖中封堵位置難控制，水平段井筒內(nèi)成膠問題。但是海上油田常用的防砂篩管完井方式使封隔器難以使用，因而解決水平井的定點(diǎn)放置問題還有許多工作要做。

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Exploration and Practice of Profile Control Technology in Horizontal Wells

ZHANG Jie1,ZHANG Yan-hui2,CHAI Shi-chao1,CHEN Wei-yu2,LIU Feng-xia2

（1. CNOOC Tianjin Company, Tianjin 300452，China；2. CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co., Tianjin 300452，China）

Considering the rapid increase of water cut during the water injection development of horizontal well, several profile control measures were carried out in Bohai oilfield. But several problems, such as high injection pressure and less effect, appeared during the construction. Taking A27h well of Bohai oilfield as an example, the problems of injection and corresponding oil wells during profile control process were analyzed. The pressure distribution was obtained by deducing the pressure formula of the wellbore of horizontal water injection well. The results show that high heel pressure and low toe pressure and the chemical reaction characteristics are the main reasons of causing high injection pressure. In addition, the screen pipe completion method and the plane heterogeneity of reservoir have influence on the high injection pressure during the profile control process. At last, 3 solutions to the problems were put forward, including improving the injection property of polymer, developing the low-viscosity profile control agent and stationary injection technology.

Horizontal well profile control; Pressure distribution of horizontal segment; Solution

TE357.42

A

1671-0460（2017）04-0664-05

2016-04-14

張潔（1972-），畢業(yè)于石油大學(xué)（華東）采油工程專業(yè)，長(zhǎng)期從事油藏動(dòng)態(tài)研究與管理工作。電話：022-25803215。E-mail: zhangjie10@cnooc.com.cn。

張艷輝（1987-），工程師，2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事海上高含水油田調(diào)剖堵水方面的研究和應(yīng)用工作。