張國(guó)浩，張振杰，王樹濤，張彩旗，鄭 華

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

L油田館陶組是渤海油田的一個(gè)典型邊底水油藏，屬于辮狀河沉積，儲(chǔ)層平均孔隙度為21.7%，平均滲透率為466.5×10-3μm2，屬于中高孔、中高滲型儲(chǔ)層。該油藏具有兩個(gè)特點(diǎn)：一是構(gòu)造幅度緩過渡帶儲(chǔ)量大；二是油柱高度低，僅1～6 m(平均僅10 m)。初期以水平井網(wǎng)方式開采，由于水平井能夠有效增加與油藏的接觸面積，改變近井地帶的滲流方式，降低滲流阻力，可用較低壓差采出更多的油，從而有利于提高原油采收率[1-2]。

開發(fā)初期對(duì)L油田實(shí)施早期產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，具體而言，對(duì)于高部位、有夾層位置的井進(jìn)行提液，而對(duì)于過渡帶井實(shí)施控液，“提控”結(jié)合使邊底水均勻推進(jìn)，提高波及系數(shù)，起到了控制含水上升的效果。隨著采出程度的不斷提高，對(duì)于該類邊底水活躍(水體能量75～125倍)或油層厚度薄的油藏，開采過程中壓降和采出程度的不均導(dǎo)致邊水或底水水竄，使油井含水上升變快，甚至出現(xiàn)了暴性水淹，個(gè)別油井產(chǎn)量急劇下降。

自1994年，國(guó)內(nèi)外學(xué)者[3-10]研究了通過中心管完井來調(diào)節(jié)井筒壓力分布及其控制水錐原理。中心管技術(shù)已成功應(yīng)用于國(guó)內(nèi)的西江23-1、大港等油田水平井開發(fā)中，減緩了底水錐,并延長(zhǎng)了無水采油期，達(dá)到了改善開發(fā)效果,增加經(jīng)濟(jì)效益的目的[11-14]。

針對(duì)L油田存在的問題，結(jié)合剩余油精細(xì)描述技術(shù)和水平井出水特征機(jī)理模型研究，提出了水平井水淹位置綜合識(shí)別方法。在此基礎(chǔ)上，引入中心管控水及大泵提液技術(shù)，治理高含水水平井，取得了較好的降水增油效果，為海上類似邊底水油藏水平井高含水期穩(wěn)油控水開采提供指導(dǎo)與借鑒。

1 高含水水平井綜合治理研究

1.1 研究技術(shù)思路

針對(duì)油田開發(fā)過程中高含水水平井治理難的復(fù)雜問題，需要有步驟、有針對(duì)性地開展研究工作，制定出合理研究思路(見圖1)。以深入分析油田動(dòng)靜態(tài)資料及精細(xì)地質(zhì)研究為基礎(chǔ)，通過精細(xì)數(shù)值模擬方法開展剩余油分布及水平井見水特征圖版研究，再應(yīng)用中心管控水及大泵提液技術(shù)，實(shí)現(xiàn)降水增油。

以館陶組A井為例，該井是L油田館陶組的一口水平井，水平段長(zhǎng)640 m，油層有效厚度9 m。2009年10月，采用普通合采管柱投產(chǎn)，平均日產(chǎn)油100 m3，到2012年3月份含水升至98%，日產(chǎn)油5 m3，累產(chǎn)油11.3×104m3，采出程度22%。雖然含水已突升到98%，但通過經(jīng)驗(yàn)公式法、驅(qū)油效率-波及系數(shù)法和油藏?cái)?shù)值模擬法確定了館陶組主力層采收率為36%，認(rèn)為該井仍有進(jìn)一步挖潛的物質(zhì)基礎(chǔ)。接下來具體分析油井含水突升到98%后的剩余油分布規(guī)律，以及強(qiáng)邊底水能量(達(dá)到75倍以上)情況下的穩(wěn)油控水對(duì)策。

圖1 高含水水平井綜合治理研究思路流程

1.2 剩余油分布規(guī)律研究

運(yùn)用Petrel地質(zhì)建模軟件，綜合地震、地質(zhì)、測(cè)井、油藏等信息，建立了精細(xì)的三維地質(zhì)模型，其中，在儲(chǔ)層參數(shù)模型建立過程中，采用沉積微相控制下的相控建模方法，該方法更準(zhǔn)確地描述了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，為油藏?cái)?shù)值模擬及油田動(dòng)態(tài)分析提供了更精確的地質(zhì)模型。在地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行網(wǎng)格粗化得到油藏模型。在粗化過程中，盡可能保留地質(zhì)模型中反映出的儲(chǔ)層非均質(zhì)性、韻律性等信息，同時(shí)把儲(chǔ)層內(nèi)部泥巖隔夾層平面分布規(guī)律盡量展現(xiàn)出來，以更符合油田實(shí)際情況。在精細(xì)歷史擬合的基礎(chǔ)上，得到了館陶組剩余油分布(見圖2)。隨著油田的開發(fā)，邊底水逐步推進(jìn)，發(fā)現(xiàn)A井僅在靠近根部及中部的高滲透位置出現(xiàn)水淹，其他部位剩余油仍然比較富集。

圖2 A井剩余油分布

1.3 水平井出水特征研究

結(jié)合館陶組地質(zhì)油藏特征，建立典型機(jī)理模型判斷水平井見水位置，分析見水規(guī)律的動(dòng)態(tài)特征。分別建立了3種機(jī)理模型：均質(zhì)底水油藏、有1條高滲條帶的底水油藏和有2條高滲條帶的底水油藏。假設(shè)3類油藏均采用水平井開采。

通過分析得出以下結(jié)論：均質(zhì)底水油藏在開采過程中存在2個(gè)含水穩(wěn)定段，水油比導(dǎo)數(shù)曲線存在1個(gè)周期；有1條高滲條帶的底水油藏在開采過程中存在3個(gè)含水穩(wěn)定段，水油比導(dǎo)數(shù)曲線存在2個(gè)周期；有2條高滲條帶的底水油藏在開采過程中存在4個(gè)含水穩(wěn)定段，水油比導(dǎo)數(shù)曲線存在3個(gè)周期；高滲條帶數(shù)為N，含水率曲線存在N+2個(gè)含水穩(wěn)定段，水油比導(dǎo)數(shù)曲線存在N+1個(gè)周期。

對(duì)照A井的含水率曲線(見圖3)及水油比導(dǎo)數(shù)曲線(見圖4)發(fā)現(xiàn)：含水率曲線存在4個(gè)含水穩(wěn)定段，水油比導(dǎo)數(shù)曲線存在3個(gè)周期，可推測(cè)該井有2個(gè)高滲透段已經(jīng)水淹，并結(jié)合該井的水平段測(cè)井曲線，判斷出水位置分別位于靠近根部及中部的高滲透位置，這與剩余油研究的分析結(jié)論一致。這種水平井水淹位置綜合識(shí)別方法既能定量分析剩余油挖潛潛力，又能定性判斷出水位置，為高含水水平井綜合治理及挖潛提供了依據(jù)。

圖3 A井含水率曲線

圖4 A井水油比導(dǎo)數(shù)曲線

1.4 中心管控水工藝技術(shù)

L油田館陶組邊底水能量充足，水體倍數(shù)在75～125倍，但是受流體性質(zhì)較好、提液幅度等因素的影響，單純提液增油效果不明顯，為此引入中心管控水輔助提液技術(shù)。中心管控水的原理是在常規(guī)井眼中再加入一根小于井眼直徑的油管(見圖5)，降低水平井跟端附近壓差，改善流入剖面，使整個(gè)流入剖面較為均勻。

圖5 中心管示意

為了更進(jìn)一步落實(shí)出水位置，利用軟件進(jìn)行了水平段流量剖面計(jì)算。從水平段流動(dòng)剖面看，水平段流量不均勻(見圖6)。距根部200 m附近位置，流量最大，與剩余油研究結(jié)果吻合。明確了采用中心管控水技術(shù)，改善流量剖面。對(duì)中心管長(zhǎng)度開展了優(yōu)化設(shè)計(jì)，為了充分動(dòng)用水平段末端剩余油，中心管末端帶孔管位置設(shè)計(jì)在盲管位置。實(shí)施中心管控水后，流量和壓力剖面得到改善，水平段末端的流量明顯得到提高。

圖6 A井水平段流量剖面

2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐

2012年5月，A井應(yīng)用中心管控水及大泵提液技術(shù)后，日產(chǎn)液量由220 m3提高到490 m3，含水率下降17%，實(shí)現(xiàn)日增油82 m3(見圖7)，截至2018年6月累計(jì)增油達(dá)5.53×104m3，相當(dāng)于該油田目前一口調(diào)整井的增量。同樣，利用該技術(shù)在油田又實(shí)施了一口井，堵水后含水率由99%降低至81%，增油效果顯著。截至目前，兩口井合計(jì)增油6.30×104m3。

圖7 A井實(shí)施效果

3 結(jié)論

(1)地質(zhì)、油藏、工藝等多方面結(jié)合，形成了邊底水油田高含水水平井綜合治理技術(shù)，包括水平井水淹規(guī)律及見水特征研究和中心管控水輔助提液技術(shù)研究，為水平井高含水期穩(wěn)油控水探索出一條新的技術(shù)思路。

(2)邊底水油田高含水水平井綜合治理技術(shù)在L油田取得了很好的應(yīng)用效果，實(shí)現(xiàn)了降水增油，改善了開發(fā)效果。