水平井在各类油气藏开发中具有显著的经济效益。目前，海上油田水平井的数量越来越多，水平井开发技术已经在底水油藏、薄层油藏及低渗透油气藏的开发中得到了广泛的应用。在我国渤海、南海东部海域，边底水油藏分布广泛，各油田主要的开发井型都是以水平井开发为主。以渤海曹妃甸某油田为例，该油田目前共有油井68口，其中水平井或水平分支井有65口。水平井的开发大幅提高了海上油田的采收效率，但水平井开发中所面临的一个普遍及最大问题就是一旦生产井见水，含水率会迅速上升，日产油量急剧下降，不但降低了采收率，还增加了油田污水处理的成本，影响油田开发的整体经济效益。
1， 海上油田水平井出水现状
目前，我国海上新开发油田水平井的数量逐年递增，随着油田开采时间加长，一些边底水油藏在开采过程中，由于水锥突进的原因会导致油井快速进入含水期，目前一些老油田已经处于高含水期。实际生产过程中，油井见水后，含水率会迅速上升。以渤海油田某井为例，该井投产20d后，含水从初期的5% 迅速上升到80%，日产油量从450立方米下降到不到100立方米。
油井含水过高，会降低采收率，对开发过程中的很多环节也会造成不良的影响。例如局部见水后，冲蚀防砂管柱使防砂功能失效（如图１所示）、侵蚀电泵造成停产以及对平台水处理设备要求较高。
2 ，水平井出水原因
1）水平井跟趾效应对水锥突进有积极影响。地层流体沿水平段轴向流动时，由于井筒压降使得跟端生产压差较大，造成跟端水脊速度高于趾端，从而会引发跟部出水。
２）油藏的非 均质性是水平井出水的重要因素，研究大量事实表明油藏渗透率大，水锥很容易推进到井底，油藏渗透率小，流体运动阻力大，水锥锥进到井底的速度会有效降低。
３）水平段井眼轨迹也是油井出水的一项关键因素，如果钻井作业时部分水平井段已进入底水区，则后期极易造成油井高含水。
４）作业过程中的人为因素也不容忽视，例如在开发作业中人为因素造成的储层污染、酸化压裂造成油层裂缝而发生的后期水窜、采油速度过快导致生产压差过大以及开发方案或开采措施不当等都有可能对水平井出水产生影响。
3 ，水平井控水技术的产生
针对油田开发中水平井出水的问题，国内外形成了多种控水、堵水技术，主要从 ３ 个方面采取措施：①通过调节水平井段的净生产压差，使油水平面均匀推进；②通过人工隔板、采水控锥或注入氮气泡沫，延缓或抑制底水锥进；③通过化学试剂或分段完井，在油井见水后对油井进行堵水。
根据海上油田开发的特有特点，其控水难点主要包括２个方面。
１）水平井井段较长，油藏的精细认识难度大，出水位置难以准确判断，单纯的堵水施工风险较大，有效期短。
２）海上油田常采用裸眼筛管完井，筛管外基本无分隔，出水之后处理措施难度大。目前海上油田开发中所采取的控水技术主要包括控制 生产压差、定向井设计避射、变密度筛管、中心管技术、平衡装置（ICD）控水技术及智能完井（AICD）控水技术等等。其中，中心管技术及平衡装置（ICD）控水技术应用较多。
4 ，海上油田水平井控水完井工艺技术现状
4.1 中心管控水技术
中心管控水完井技术于20世纪90年代早期由Brekke&Lien（挪 威 能 源 和 铝 业 集 团 NorskHydro）首次提出。控水原理是在常规井筒水平段插入小直径油管，通过改变根部流体流通路径，增加环空流动阻力，抑 制 跟趾效 应，改 善水平段 生产剖面，延缓水锥锥进。中心管控水原理如图２所示。
中心管控水技术优点是简单方便，能够有效控制根部出水，但仅适用于均质油藏，不能实现均衡控水，需要准确详细的地质油藏数据、水平段测井和生产动态数据等来指导模拟设计。中心管控水技术可在一定程度上改善生产剖面，延缓出水，但一次下井后不能调整生产参数，油井实际出水后，控水效果一般。目前中心管控水技术在南海东部 XJ23-1、渤海QK7-2等油田进行了应用，对 于 延缓和控 制底水锥进起到了一定作用。
4.2 ICD（Inflow Control Device）控水技术
ICD 控水技术的主要原理是通过各种形式的ICD 控水工具增加流经流体的流动阻力，进而增大压差，均衡各段的生产压力。ICD 控水工具通常与“遇油遇水膨胀封隔器”组合使用（如图３所示），可调节流体流入水平井井筒的流入剖面，合理分布水平段的径向流量，限制高渗层产业量，使整个水平段产液均衡产出，防止早期水窜和气窜，延缓边水、底水的锥进，提高油井采收率。
目前常见的ICD结构有：螺旋流道式（channel－type）、喷嘴式（nozzle－type）及长管式（tubing－type）（如图４所示）。流道式控水工具主要通过流道表面产生的摩阻压降达到限压节流的作用，对于流体黏度依赖性较大。后两种控水工具主要通过孔眼、喷嘴或者喷管的节流作用，起到平衡压降的作用。
ICD属于一种被动控制装置，控水能力比较强，缺点也显而易见。①工 具 入 井以后不能调整，在ICD设计和安装之前，必须掌握油藏的情况，包括渗透率分布、（油气水）饱和度分布等；②油井一旦见水以后，就不能起到控水的作用。2009－10 南海东部XJ23－1油田首次采用了ICD完井技术，结果证实，ICD 在该油田底 水 油藏有效地延缓了油井出水速度，提高一定的采收效率。
4.3 AICD（Autonomous Inflow Controdevice）控水技术
近年来，随着石油钻采工艺的逐步发展，油田开发日益趋向智能化。AICD 就是在ICD 的基础上进行升级形成的智能完井控水技术。该技术目前已初步投入使用，具有智能防水、控水、增油等多项优点，应用前景良好。
海上油田所应用的 AICD 工具主要为碟片式流量控制阀（如图５所示），安装时一般安装在筛管连接处，也可以不配合筛管，将 AICD 流量控制阀作为短节安装在油管连接处。碟片式流量控制阀的原理主要是基于伯努利方程，当低黏度流体流经阀门时，由于流体流动性能好，流动速度很快，导致浮盘外侧的压力会下降，使盘体内外侧存在压差，内侧的高压会将盘体向外推，从而减小流动区域。流体的黏度不同时其流动性能不同，当流体为高黏度流体时，其摩擦损失较大，入口速度较小，使入口压力变大，驻点压力会低于入口压力，使盘体下移，让流体通过。当流体黏度低时，其摩擦损失较小，入口速度较大，使入口压力变小，驻点压力会高于入口压力，使盘体上移，封堵流道，流体无法通过。
以渤海某油田应用的一口生产井为例，该井于2004－08投产，初期最高日产油450.96立方米，含水1.68%，目前该井综合含水率为95.6%，含水较高，油井产量下降。2016 年 初，该井进行修井，下入AICD管柱，恢复生产后，从图 6中可以看出，含水率由综合含水率95.6%降低到了90.4%左右。日产油量略有增加，由约 45.4立方米增加到约 51.5立方米，说明AICD管柱能够实现稳油控水，甚至一定程度上增油目的 。
5 ，水平井控水技术的应用前景及发展趋势
我国渤海、南海东部边底水油藏分布广泛，以目前开发趋势来看，水平井的数量将会越来越多。在油井已经大幅度出水以后再采用一定的找水、堵水作业，作用有限，无法从根本上解决油井的出水问题。完井控水技术能够有效地预防或者抑制水平井出水、延缓水平井的见水时间，延长油田寿命，因此，在油井完井阶段就采取有效的稳油控水措施十分必要，意义重大。随着石油钻采工艺的逐步发展，油田开发日益趋向智能化，智能完井控水技术是未来水平井控水技术发展的主要方向，具有很大的开发价值，推广应用前景良好。
6， 结论
１）水平井见水快、含水高是一个普遍性的问题。海上油田单井产液量高，见水周期短，高含水带来的问题更加突。
２）目前海上油田完井控水技术仍以中心管控水、ICD 控水等几种常规控水技术为主。
３）在油井完井阶段采取有效的稳油控水工艺技术十分必要。
４）智能完井控水技术是未来水平井控水技术发展的主要方向，具有很大的开发价值，推广应用前景良好。
（来源：海洋油气网）
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