陳 蘭，陳德飛，劉 敏，于志楠，王 鵬，蘇 州，吳紅軍，劉己全

(中國石油塔里木油田公司，新疆 庫爾勒 841000)

哈得遜油田整體以水平井開發(fā)為主，水平井井?dāng)?shù)占比83%，綜合含水85.3%，大部分水平井已進(jìn)入高含水階段，穩(wěn)油控水難度越來越大。在高含水階段，堵水和控水是主要的增產(chǎn)手段。受油藏高溫、高礦化度的影響，化學(xué)堵水劑篩選和研發(fā)難度大，哈得遜油田從2013年即開始嘗試水平井堵水現(xiàn)場試驗，總體堵水增油效果均不理想。因此，控水措施將成為哈得遜油田高含水油井增產(chǎn)的重要措施。

1 H27井油藏控水方案研究

1.1 含水上升規(guī)律

該井2013年8月8日電泵投產(chǎn)，投產(chǎn)初期含水48%，投產(chǎn)后含水快速上升，含水特征分析屬于邊水推進(jìn)見水模式，見圖1。沒有無水采油期?？厮鳂I(yè)前日產(chǎn)油21.6 t，日產(chǎn)水78.4 t，含水78.4%，累產(chǎn)油4.3×104，累產(chǎn)水12.9×104t。

1.2 剩余油潛力分析

根據(jù)甲型水驅(qū)曲線(見圖2)計算可采儲量42.86×104t，目前采出程度僅10%，剩余油潛力較大。

1.3 RPM飽和度測試

2019年11月25日應(yīng)用RPM飽和度測井技術(shù)對水平段5 260～5 560 m/300 m井段進(jìn)行測試，測試結(jié)果表明水平段水淹程度均不一致，有3段高水淹，其它井段中水淹，見表1，中水淹井段剩余油均較為富集，調(diào)流控水潛力較大，RPM飽和度測試結(jié)果為后期堵水工藝分段提供依據(jù)。

表1 H27井RPM測井解釋統(tǒng)計表

1.4 產(chǎn)液剖面測試

為檢查水平段產(chǎn)出情況，為下步水平井段分段提供依據(jù)，采用氣舉方式供液，采用連續(xù)油管輸送方式下放儀器至水平段，監(jiān)測水平段5 350～5 572 m/222 m產(chǎn)出情況，見表2。

表2 H27井產(chǎn)液剖面測試結(jié)果統(tǒng)計表

2 H27井工藝控水方案研究

2.1 AICD控水技術(shù)原理

AICD調(diào)流控水技術(shù)可以根據(jù)儲層生產(chǎn)過程中含水上升黏度變化自動選擇性地控制油氣水出液速度，從而合理科學(xué)分配水平段各點(diǎn)產(chǎn)出，延緩邊底水單點(diǎn)錐進(jìn)速度，降低單井含水率，提高長井段整體產(chǎn)出程度。不同地層流體黏度對比流速圖如圖3所示，H27本井含水高，油、液黏度差較大(油水黏度比11.7)，比較適合調(diào)流控水技術(shù)。

2.2 控水方案工藝論證

根據(jù)產(chǎn)液剖面、飽和度測試結(jié)果，將水平井按易出水段、潛力段分成小段?？紤]油藏特征、隔夾層分布、井眼軌跡、水平段物性分布規(guī)律、固井質(zhì)量以及射孔盲段，將本井井段分為4個小段(見圖4)，5350～5 404 m、5 404～5 450 m、5 450～5 501 m、5 501～5 541 m，下4個封隔器分隔(見圖5)。每段分別安裝1個AICD閥。

3 先導(dǎo)試驗效果評價

H27井調(diào)流控水作業(yè)于2020年1月1日現(xiàn)場順利實施完成，該井控水作業(yè)后，日產(chǎn)液量下降60 t，綜合含水下降40%(見圖6)，成為哈得油田水平井首次調(diào)控效果顯著的油井，為其它井控水提供了技術(shù)指導(dǎo)。

4 結(jié)論及建議

1)為確保水平井控水效果，應(yīng)充分做好油藏研究與工程分段相結(jié)合，從含水上升規(guī)律分析、剩余油飽和度分布、產(chǎn)液剖面測試出水層段等多方面著手，為工程分段提供依據(jù)，確保措施在現(xiàn)場的成功應(yīng)用。

2)H27井調(diào)流控水先導(dǎo)性試驗取得了較好的增油降水效果，AICD調(diào)流控水技術(shù)為哈得油田其它井調(diào)流控水提供依據(jù)。