均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法.pdf

1958西南石油大学学报（自然科学版）2023 年 8 月 第 45 卷 第 4 期Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）Vol.45 No.4 Aug.2023DOI：10.11885/j.issn.1674 5086.2021.05.13.02文章编号：1674 5086（2023）04 0094 09中图分类号：TE341文献标志码：A均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法刘成林1*，任 杨1，裴柏林2，赵 威21.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 5180522.安东柏林石油科技（北京）有限公司，北京 昌平 102200摘要：均衡流量控水完井技术在新投产水平井中的控水效果多采用“邻井”对比法进行对比评价，评价结果受干扰程度大。基于此类技术原理的控水效果评价方法，可对现有的评价方法进行补充。此类技术控水原理是通过控流装置和分段工具调节各生产段井壁处的回压，从而均衡产液剖面。短时间关井将使得井壁附近回压重新分配，在压力平衡的过程中出现高含水饱和度生产段的流体倒灌进入低含水饱和度生产段的现象。因此，此类技术的生效与倒灌现象的发生有一定的相关性。以应用此类技术的 LFY132A7 井为例，关井前含水稳定在 85.00%，再次开井出现含水率从 90.81%逐渐降至 85.69%后保持稳定且略有下降的“倒灌”现象。该现象与此类技术原理吻合，结合已有的“邻井”对比法结果，进一步证实该技术在 LFY132A7 井中发挥了控水作用。关键词：均衡流量控水完井技术；“邻井”对比法；水平井控水；控水效果评价Evaluation Method of Water Control Effect of Conformance FlowWater Control TechnologyLIU Chenglin1*,REN Yang1,PEI Bailin2,ZHAO Wei21.CNOOC China Limited,Shenzhen Branch,Shenzhen,Guangdong 518052,China2.Anton Bailin Petroleum Technology(Beijing)Co.Ltd.,Changping,Beijing 102200,ChinaAbstract:The evaluation of conformance flow water control technology in newly commissioned horizontal wells is usuallyverified by a single comparison with the offsets,but the comparison results could be greatly unreliable.Water control effectevaluation methods based on the principles of such technology can complement the existing evaluation methods.Conformanceflow technology equalizes the output flow profile in each production section of horizontal well,making the axial pressureprofile along the wellbore unbalanced.A short shut-in results in the redistribution of axial pressure in the wellbore,and in theprocess of pressure balance,the fluid in the production section with high water saturation flows out and backflows into theproduction section with low water saturation.Therefore,there is a correlation between the effectiveness of such techniquesand the occurrence of backflow.For example,in Well LFY132A7,where the conformance flow technology water controltechnology was applied,the water cut was stable at 85%before the well was shut in,and after the well was opened again,thewater cut gradually decreased from 90.81%to 85.69%and then remained stable and slightly decreased.This phenomenon,together with referring to the data of the existing adjacent well comparison method,is fully consistent with the mechanism ofthe conformance flow water control technology,so it proves that this technology has played a role in water control in WellLFY132A7.Keywords:conformance flow water control completion;adjacent well comparison method;water control in horizontal well;evaluation of water control effect网络出版地址：http：/ 杨，裴柏林，等.均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法J.西南石油大学学报（自然科学版），2023，45（4）：94 102.LIU Chenglin,REN Yang,PEI Bailin,et al.Evaluation Method of Water Control Effect of Conformance Flow Water Control TechnologyJ.Journal ofSouthwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2023,45(4):94102.*收稿日期：2021 05 13网络出版时间：2023 03 25通信作者：刘成林，E-mail：第 4 期刘成林，等：均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法95引言海上水驱油藏开发过程中的水平井出水问题是一个普遍存在的世界性难题。在油井生产过程中，受储层非均质性及油水黏度差异的影响，油水界面非均匀推进。当油水前缘沿着水源与生产井之间的优势渗流通道突破水平井部分井段后，油井含水率快速上升，产油量快速递减。同时，优势产水渗流通道中水的流量大流速高，使得孔隙中的岩石胶结物或砂粒被冲出，进一步提高了产水通道的渗透率，从而使得油井出水问题加剧，过多的产水不仅影响油井产油量，也增加了海上平台水处理的压力。此外，局部高速水流量会对筛管造成冲蚀破坏，使得油井出砂躺井1。均衡流量控水完井技术是 ICD（流入控制装置）控水完井技术、AICD（自适应流入控制装置）控水完井技术及连续封隔体控水完井技术（封隔体颗粒+ICD）等的统称。传统控水技术需经历“先找水”“再堵水”的工艺过程，工艺实施过程复杂，对测试仪器和井身条件要求严格2 6。均衡流量控水完井技术凭借着工艺流程简单、无需找水的特点以及良好的控水效果在油田现场得到广泛的应用7 13，其工艺可靠性已经在多个油田应用过程中得到验证14 19。此类技术在新投产的水平井中的控水效果评价多采用“邻井”对比法（与对比对象之间具有相似油藏条件相近投产时间的井间生产动态对比），对比过程易受砂体认识差异、对比井选取差异及剩余油分布差异等主客观因素的干扰，导致对比结果存在一定的不确定性和多解性。亟需新的评价方法对现有评价结果进行补充和验证。1 现阶段已有控水效果评价方法现阶段在矿场实践过程中，各类控水技术在油井的控水作用评价主要采用生产动态对比方法20 21，生产动态对比法可以分为两类：1）相似地质油藏条件的“邻井”对比分析法；2）与本井生产历史对比的“本井”对比分析法。“邻井”对比分析法是将目标井与相似地质油藏条件的未控水井进行对比，从而判断出控水工艺在油井中是否发挥控水作用。例如，在相同采油速度的条件下，对比相同区域、相同油层、相同构造内的控水井与未控水井的含水率上升速度（对比曲线包括：日产油曲线、累产油曲线、含水率曲线以及累产油含水率曲线），观察控水井相较于未控水井而言是否存在高产油低含水率的现象，从而判断控水技术在控水井中是否发挥控水作用。此方法优点是适用范围广，它既可以用于该技术在新投产水平井中的控水效果评价，也可用于该技术在有生产历史的老井中二次完井后控水效果评价；缺点是由于对比井与目标井之间的对比基础不同，因此，其评价结果具有一定的不确定性。“邻井”对比分析法的应用关键是找到合适的未控水对比井，然而，在选取合适的未控水对比井的过程中可能存在以下 3 大问题：1）对比井选取过程中存在人为干扰因素，主观意识的选择可能造成对比基础不同（储层的非均质性、沉积相分布、沉积微相、孔渗饱等差异），从而影响客观评价结果；2）对比井通常与目标井存在投产时间的差异，这种差异使得不同井之间储量动用程度不同、油水界面位置不同、油水关系不同、剩余油分布不同从而使得两井之间无相同的对比基础；3）对于某些只有一口油井生产的独立断块，无法找到对比井。这些问题使得控水作用的评价结果存在多解性，不利于正确认识控水技术在油井中发挥的控水作用。“本井”对比分析法是以控水技术作业实施时间为分界线，直接对比应用控水技术前后相同工作制度下的生产动态，从而判断控水是否发挥作用。此种方法的优势在于不用选取其他对比井，采用“本井”对比方法彻底规避了“邻井”对比法中因选取对比井而带来的 3 大问题。同时，由于控水前后油井停产时间相对较短，因此，可认为施工前后目标井地下油水关系基本一致。这种方法可信度和准确度较高，但目前仅可用于有生产历史的老井控水作用评价。综上，“邻井”对比分析法具有应用范围宽、准确度较低的特点；而“本井”对比分析法具有应用范围窄、准确度较高的特点。2 均衡流量控水技术的控水机理2.1 水平井局部出水原理水平井相对于垂直井来说，具有采油指数高、生产压差小和无水采油期长等优势22。但是在储层非均质性、油水黏度差异及避水高度等因素影响下，随着开发时间的延长，沿水平井生产段存在96西南石油大学学报（自然科学版）2023 年产液剖面不均衡的问题，即存在高流速段及低流速段。高流速段的油水界面推进快，容易造成水平井局部见水。见水后由于地层中油水渗流速度的差异巨大，造成水平井出水问题愈发严重。同时受实钻水平段井眼轨迹各段垂深差异过大或构造变化等的影响，沿水平生产段的避水高度呈现非均匀分布，避水高度较低的部分更易提前见水，加剧局部出水问题。局部见水在增加了油井含水率的同时降低了采收率，即使小规模的局部见水，也会对油井含水率造成很大的影响。假设地层中油水分段产出，各生产段压力梯度相同，且流动过程服从达西定律。水相在地层中的流动可表示为Qw=KwApwL=MwApL(1)油相在地层中的流动可表示为Qo=KoApoL=MoApL(2)在某一时刻，出水段长度占比为 n，出油段长度占比为 m，则油井含水率 fw可以表示为fw=nQwnQw+mQo=11+mMonMw(3)此时只考虑地层非均质性及油水黏度差异对油井含水率的影响，计算局部出水规模及水油流度比对含水率的影响（图 1）。0204060801000100200300400500&/%()*%/+,-15%10%5%!#$%图 1不同出水段占比下水油流度比与含水率关系Fig.1The relationship between WCT and water-oil mobility ratiounder different proportion of water production section如图所示，在地层出水段占比相同的条件下，随着水油流度比增大（即地层非均质性增强，油水黏度差异增大），油井含水率快速上升；在水油流度比相同的条件下，随着出水段占比的提高，油井含水率逐渐增大。因此，根据理论计算的结果可以发现，在水油流度比较大时，极小的出水段占比也能引起油井高含水；而且在水油流度比小于 100 时，不同出水段占比的油井含水率对水油流度比的变化十分敏感。因此，在已知水油流度比较高的区块内，且实钻水淹段占比较低或无水淹段的水平井中，开井后井口检测含水率高达 90.00%以上，表现出显著的水平井局部见水特征。2.2 均衡流量控水技术的控水机理分析均衡流量控水技术的控水原理包括两个方面：1）通过径向均衡产液剖面；2）轴向划分独立生产单元。它避开了找水作业带来的不确定性及影响，直接通过地层中油水之间黏度或流速差异“识别”油水。径向利用控流装置可以实现“节流”高速或低黏流体而“开源”低速或高黏流体，同时由于井筒环空轴向的划分生产层段，使得生产段之间互不干扰，被节流的流体也不会窜流至其他生产段。两者相互配合以达到增大出水段压降损失而不增加出油段压降损失的目的，从而实现限水不限油。径向限流方式主要分为两大类：1）通过摩擦作用增加过流压降，该类型主要包括曲径式 ICD、螺旋式 ICD 及长管束式 ICD 等；2）通过限流作用增加过流压降，该类型主要包括短管束式 ICD、喷嘴式ICD、孔板式 ICD 及混合式 ICD 等23 24。在沿水平段轴向上划分独立生产单元方面，此类技术的基本思路是通过增加环空中轴向流动流体的过流压降，从而达到减少或防止流体轴向窜流的目的。此轴向限流方式主要可以分为两大类：1）环空中下入封隔器实现轴向封隔；2）环空中填满连续封隔体颗粒实现轴向封隔。3 均衡流量控水技术控水作用评价方法原理根据均衡流量控水技术原理，通过沿井筒轴向和径向的相互调配作用，可使沿井筒轴向井壁压力势能非均匀分布，从而达到减小出水段的地层压降而增加出油段地层压降的目的。因此，在明确油井存在局部出水可能性的前提下，可通过判断油井生产段轴向压力势能是否呈现非均匀分布，从而判断均衡流量控水技术在该油井中是否发挥控水作用。以连续封隔体技术为例，压力势能有 3 种状态（图 2）：1）采用普通筛管完井的不控水油井中，第 4 期刘成林，等：均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法97井筒中径向不限液环空轴向不防窜，水平段可近似为一个等压体，沿水平段轴向上压力势能分布均匀；2）对于使用均衡流量技术而轴向封隔失效的井，环空轴向不具备防窜流能力，水平段环空同样可近似为一个等压体，沿水平段轴向上压力势能分布依旧均匀；3）对于使用均衡流量技术且径向限流及轴向防窜同时发挥作用时，井筒环空窜流阻力大，沿水平段轴向压力势能呈现明显的非均匀分布。由此可见，只有在径向限流与轴向防窜同时成立的时候才会出现压力势能非均匀分布的现象。图 2不同状态下的水平段轴向压力势能分布Fig.2Axial pressure potential energy distribution in horizontal section under different states在新井中，由于 ICD 控流强度在入井之前就已经设置完毕，且入井后不可调节，同时封隔体颗粒充填完毕后，环空轴向窜流阻力基本保持不变。因此，新井投产后无有效手段关闭控水系统的作用来模拟压力势能均匀分布条件下的生产动态，进而也无法对比这两种情况下的生产动态差异。ICD 控流是根据流速大小来发挥作用的，在正常生产阶段控流系统正常工作，油井水平生产段各段独立产出，ICD 对低黏高速的出水段流体产生额外附加阻力（4 MPa），而对高黏低速的出油段流体产生的额外附加阻力为 0，造成沿生产段轴向压力势能非均匀分布；而当油井关井后井口无液采出，此时无论是出油段还是出水段，流过 ICD 的流量很小，因此，ICD 对全井段流体产生的额外附加阻力接近 0，此时形成了控流系统关闭的状态。由于控流系统关闭后瞬间的生产段轴向压力势能仍然与控流系统开启时状态保持一致，因此，关井后在生产段井壁压力势能产生的 4 MPa 压差的作用下，出水段的水逐渐倒灌至出油段近井地带，直至近井地带压力回到平衡状态，倒灌过程结束（图 3）。!#$#%&图 3关井后倒灌过程示意图Fig.3Schematic diagram of backfilling process after shut-in倒灌过程会导致部分出油段地层近井地带含水饱和度逐渐升高。当油井以相同的工作制度再次开井生产时，倒灌进入产油段地层的水在生产压差的作用下逐渐被产出（图 4）。再次开井投产初期，相较于关井前地层中产水量增多，反映在生产动态上即是含水率明显高于关井前。生产一段时间后，倒灌进产油段的水逐渐被采出，导致地层中产油段增多产水段减少，反映在生产动态上即是含水率逐渐98西南石油大学学报（自然科学版）2023 年回落。当倒灌的水被全部采出后，地层中产水段和产油段占比恢复到关井前水平，反映在生产动态上即是含水率与关井前基本持平。!#$#%&图 4倒灌结束后再开井过程示意图Fig.4Schematic diagram of well opening process after thecompletion of backflow因此，在评价均衡流量控水技术应用新井中是否产生的控水效果时，可通过短暂关井后再复产的整个过程中，油井在均衡控流作用下，井壁压力是否出现非均匀分布来判断。对于控水见效的井来说，再次开井后生产动态表现为含水率开井后突升，随后下降至关井前水平。而对于控水未见效的井来说，由于轴向封隔效果不好，或储层本身不存在非均质性，则不会出现井壁压力非均匀分布的现象，继而不存在明显的倒灌现象，因此，关井前后的含水率并不会有明显变化。4 均衡流量控水技术控水作用评价方法应用连续封隔体控水完井技术（封隔体颗粒+ICD）相较于封隔器分段控水完井技术（封隔器+ICD）25在工艺施工、封隔作用及控水效果等方面都有明显的优势。主要包括封隔器对井眼条件要求较高，存在封隔不严的风险，为避免影响试验结果，本文以连续封隔体控水完井技术为例进行现场试验。该评价方法在实际应用过程中步骤如下：1）将目标井保持一个固定的工作制度下生产一段时间后短时间关井；2）开井后使目标井保持与关井前相同的工作制度生产一段时间；3）记录待评价井关井前后的生产动态变化情况；4）如若出现开井后含水突升随后下降至关井前水平的生产动态特征，排除高含水夹层的存在可能性，进而可以认为倒灌现象发生，最终补充证明待评价井控水见效。4.1 目标井基本信息LFY132油田是珠江口盆地一个典型的海相高渗砂岩稀油油藏，主力生产层 D 层物性较好，孔隙度 20.4%，渗透率 1 323 mD，有效油层厚度 12.5 m，地下原油黏度 1.5 mPas。目前采出程度 67.2%，综合含水率 96.90%。为进一步挖潜剩余油，延缓油田产量递减，2020 年，在 D 层东北部部署一口加密调整井 LFY132A7。主要风险在于目标区域属于强水淹区和油富集区共存，存在较高局部见水风险。同时，考虑到邻井 LFY132A1 井关井前含水率高达 99.00%且累产油量高达 157104m3，LFY132A7 井投产后有极高的快速见水风险。因此，计划采用连续封隔体控水完井技术对实施控水，最大限度延缓底水锥进速度。LFY132A7 井设计水平段长 550 m。根据油藏地质要求，进行井身结构设计，LFY132A7 井在原井眼中 1 200 m 处开窗侧钻，使用 81/2（1=2.54 cm）钻头钻至 3 282 m，7尾管下至 3 277 m，最后使用 6钻头钻至 3 862 m 处完钻。筛管顶部封隔器顶深为 3 217 m，裸眼井段预留 5 m 口袋，筛管下深 3 857 m，设计理论环空体积约为 4.400 m3。在井眼实际钻进的过程顺利，上部套管固井质量良好，且层内未见高含水夹层。水平段钻进过程中因储层构造下倾变陡，实际轨迹钻遇大段泥岩，油柱高度仅有 3.4 m，实钻水平段长度 196 m，其中，砂岩段长度 120 m，泥岩段长度 76 m。此时，理论环空容积 2.340 m3，实际颗粒充填量达到 2.335 m3，充填率达到 99.8%。4.2 目标井投产后生产动态LFY132A7 井于 2019 年 7 月开井投产，生产动态曲线见图 5。0204060801000100200300400500600184167250333+,-/d!#$!%&416!#,!%/,!(./tmm33)%*,&,#$/%Hzmm!()%*图 5LFY132A7 井的生产动态曲线Fig.5Dynamic production curve of Well LFY132A7该 井 是 一 口 新 投 产 的 水 平 井，开 窗 深 度1 200 m，水平段长度 196 m（设计 550 m），有效砂体段长度 120 m（设计 550 m），由于该井无生产历史第 4 期刘成林，等：均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法99可进行对比，因此对其生产动态进行分析：1）该井投产仅 10 d 含水率即升至 90.00%，且期间尝试放大油嘴和提频，均促使含水率上升，这也与其仅 3.4 m油柱高度特征相吻合。2）在该井投产前，LFY132油田综合含水率高达 97.50%，而 LFY132A7 井投产后含水率上升至 91.00%后保持稳定，含水率无再次上升的趋势。3）在邻井高采出、自身井位构造位置较邻井低（位于构造鞍部）、实际避水高度较低、生产段大幅度缩短等多重不利因素的影响下，LFY132A7 井在生产一段时间后生产动态能达到并超过钻前设计水平。4）水平段有效砂体较钻前设计短 430 m 的不利前提下，从第 6 个月开始日产油超过钻前预测，从第 8 个月开始超过钻前控水预测水平（两倍），且含水率逐渐由 92.00%降至 83.00%，控水效果明显。投产后在日产液较钻前设计大幅减少的情况下，LFY132A7 井在高含水期达到了超设计预期的降水增油的效果，且有效期延续至今，连续封隔体控水在大底水薄油层情况下起到了显著的控水效果（表 1）。以上生产动态分析结果可间接说明连续封隔体控水完井技术在LFY132A7 井中发挥明显的控水作用。表 1LFY132A7 井生产动态与设计对比Tab.1Comparison of dynamic production and design第 3 月日产油/m3第 3 月日产液/m3第 3 月含水率/%设计实际设计实际设计实际44.1138.111 980.00429.8197.6991.13第 6 月日产油/m3第 6 月日产液/m3第 6 月含水率/%设计实际设计实际设计实际31.7532.542 385.00426.2198.6792.37第 12 月日产油/m3第 12 月日产液/m3第 12 月含水率/%设计实际设计实际设计实际23.1579.992 385.00465.7099.0382.824.3 措施效果评价4.3.1“邻井”对比法评价LFY132A7 井在极端劣势的完钻条件下，依然保有较好的生产效果，连续封隔体控水完井技术在其中发挥的作用得到很好的证明。但是从“邻井”对比法作用评价方法来看，LFY132A7 井的投产效果并不理想。LFY132A7 井仅有一口同层开发邻井 LFY132A1，因此，选取同区域的未控水邻井 LFY132A1 与目标井 LFY132A7 井进行对比，对比结果见表 2。目标井 LFY132A7 的初期平均日产油量只 有 未 控 水 邻 井 LFY132A1 的 4.47%，而 目标 井 LFY132A7 井 的 产 液 量 为 未 控 水 邻 井LFY132A1 井的 49.4%，目标井 LFY132A7 井的含水率远远高于未控水邻井 LFY132A1 的含水率。根据“邻井”对比法判断 LFY132A7 井未见到控水效果。表 2LFY132A7 井与 LFY132A1 井投产初期生产效果对比Tab.2Comparison of production effect between WellLFY132A7 and Well LFY132A1 at the initialstage of production井号日产油/m3日产液/m3含水率/%LFY132A738.38424.1490.95LFY132A1858.51858.510本次“邻井”对比法未考虑两口井的投产日期的差异，即未考虑两口井储量动用程度、油水界面位置、油水关系及剩余油分布等差异。为了消除对比对象间的基础差异，采用标准化含水率对比法，这种方法的基础是认为含水率相同情况下，目标井与对比井之间的井下油水比例相同，包括含油饱和度和出油段长度占比两个维度。本次以油井含水率 89.00%时为起点，对比 LFY132A7 井与同层井之间在相同投产天数及相同累产油量条件下的含水上升趋势（图 6，图 7），最大程度减小上述差异带来的影响，同时，比较目标井和对比井的含水率为89.00%时的日产油变化情况（图 8）。图 6含水率到达 89.00%后油井含水率随生产时间的上升趋势对比Fig.6Comparison of rising trend of WCT with time afterWCT reaching 89.00%对比结果显示，目标井无论是在相同投产时间还是在相同累产油量条件下，含水均低于同层其他井，表现出明显的控水效果。目标井相较于同层其他井存在含水平台期，且含水平台期表现出 3 大特征：1）平台期相较同层其他井“低”；2）平台期相较于同层其他井更“平”；3）平台期稳定时间“长”。从日产油量对比结果看，目标井基本无递减趋势，100西南石油大学学报（自然科学版）2023 年且日产油量还略有上升。02468108084889296100#$/%&(/)(10 m43LFY13 2 A2-!LFY13 2 A1-!LFY13 2 A4-!LFY13 2 A10-!LFY13 2 A7-!图 7含水率到达 89.00%后油井含水率随累产油量的上升趋势对比Fig.7Comparison of rising trend of WCT with accumulativeoil production after WCT reaching 89.00%图 8含水率到达 89.00%后油井日产油随生产时间的上升趋势对比Fig.8Comparison of rising trend of daily oil productionwith time after WCT reaching 89.00%4.3.2“本井”对比法评价在使用“邻井”对比法过程中，发现在考虑剩余油差异的条件下前后对比得出的结论完全不同，因此，考虑使用前文提到的“本井”对比方法对上述结果做进一步判断和分析。针对均衡流量控水技术原理的特殊性，利用短时间的关井，判断油井在关井期间是否出现倒灌现象，从而判断油井在正常生产期间是否存在井筒轴向压力分布不均衡的现象。使用“本井”对比法来评价 LFY132A7 井的控水作用。2020 年 4 月中下旬目标井按原计划关停至 2020 年 5 月初，进行为期两周设备维修改造。再次开井后，工作制度与关井前工作制度相同，对比关井前后的生产动态发现，LFY132A7 井关井前含水率稳定在 85.00%，再次开井 15 d 内含水率从90.81%逐渐降至 85.69%后保持稳定且略有下降。此现象说明 LFY132A7 井关井后出水段的水在关井期间倒灌至出油段地层，且在再次开井后产水。目标井含水率在关井前后稳定在 85.00%，关井期间发生倒灌现象，再次开井后倒灌的水被采出至地面。倒灌的水量为Vfb=fwiQli(4)计算表明，在关井两周的时间内，总倒灌水量为 261 m3。在开井后 15 d 内，倒灌水量被采出至地面。其中，倒灌所用时间与采出所用时间基本一致。进一步说明在关井前，目标井井筒轴向存在压力分布不均匀的现象。由此可以判断连续封隔体控水完井技术在该井中发挥了均衡产液剖面的作用从而实现油井降水增油。5 结论1）“邻井”对比法在应用的过程中，未考虑由投产时间和位置空间差异等因素带来的地下油水关系差异。同时，在选取对比井时存在未控水邻井不存在及未控水邻井不唯一的情况，这两种情况会导致无法对比及对比结果存在多解性的问题。2）根据均衡流量控水技术的原理，此类技术应用井在关井时会出现出水段的水向出油段“倒灌”现象，再通过关井前后的含水率变化特征捕获“倒灌”现象，从而对均衡流量控水效果进行判断。此方法规避了“邻井”对比法应用过程中的多解性，继承了“本井”对比法高准确度的特点。3）应用实例中表明，LFY132A7 井已从生产动态上判断控水效果好，均衡流量在油井生产时发挥了控水作用。该评价结果与传统生产动态评价结果吻合。4）提出的控水效果评价方法可作为已有评价方法的一种补充，该方法紧扣均衡流量控水技术原理，可为相关领域研究人员提供新的视角，为均衡流量控水技术的发展提供新的可能。符号说明Qw出 水 段 产 水 量，mL/s；Qo出 油 段 产 油 量，mL/s；Kw出 水 段 水 相 的 渗 透 率，D；Ko出 油 段 油相 的 渗 透 率，D；A渗 流 面 积，cm2；p生 产 压 差，atm（1 atm=101.325 kPa）；L渗流长度，cm；w水相的地下黏度，mPas；o油相的地下黏度，mPas；Mw水相的地下流度，D/（mPas）；Mo油相的地下流度，D/（mPas）；n出水段长度占水平段长度比例，%；m出油段长度占水平段长度比例，%；fw油井含水率，%；Vfb关井期间的倒灌水量，m3；fwi复产后第 i 天的每日含水率与关井前含水率差值，%；Qli再次开井后第 i 天的产液量，m3。第 4 期刘成林，等：均衡流量控水完井技术的控水效果评价方法101参考文献1孙昕迪，白宝君.国内外水平井控水技术研究现状J.石油勘探与开发，2017，44（6）：967 973.doi：10.11698/PED.2017.06.15SUN Xindi,BAI Baojun.Comprehensive review of watershutoff methods for horizontal wellsJ.Petroleum Exp-lorationandDevelopment,2017,44(6):967973.doi:10.-11698/PED.2017.06.152吴乐忠.水平井堵剂及堵水技术研究D.北京：中国石油大学，2009.WU Yuezhong.Study on agent and technique of water-shutoff for horizontal wellD.Beijing:China Universityof Petroleum,2009.3聂飞朋，石琼，郭林园，等.水平井找水技术现状及发展趋势J.油气井测试，2011，20（3）：32 34，76.doi：10.3969/j.issn.1004-4388.2011.03.012NIE 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horizontalwellwater-controlcompletiontechnology foroffshoreoil-fieldJ.Oil Field Equipment,2020,49(3):8693.doi:10.3969/j.issn.1001-3482.2020.03.0157谢日彬，李海涛，杨勇，等.礁灰岩油田水平井微粒充填 ICD 均衡控水技术J.石油钻采工艺，2019，41（2）：160 164.doi：10.13639/j.odpt.2019.02.007XIE Ribin,LI Haitao,YANG Yong,et al.Particle fillingbased ICD isostatic water control technology used for ho-rizontal wells in limestone reef oilfieldsJ.Oil Drilling&Production Technology,2019,41(2):160164.doi:10.-13639/j.odpt.2019.02.0078龚宁，马英文，李进，等.渤海油田水平裸眼井控水工艺技术研究J.中国海上油气，2020，32（3）：136 142.doi：10.11935/j.issn.1673-1506.2020.03.017GONG Ning,MA Yingwen,LI Jin,et al.Study on the wa-ter control technology in horizontal openhole wells of Bo-hai OilfieldJ.China Offshore Oil and Gas,2020,32(3):13614