油田开发过程按含水率变化分为四个开发阶段^[1] ：即低含水阶段（含水率≤20%）、中含水阶段（20%＜含水率≤60%）、高含水阶段（60%＜含水率≤90%）和特高含水阶段（含水率＞90%）。我国大部分油藏属于陆相沉积，储层非均质性强，油水黏度比高，低－中含水期生产时间短、含水上升快、采出程度低。含水大于60%的高含水期是重要的生产阶段，约60%~70%的可采储量要在此阶段采出^[2~4]。以渤海某高含水开发油田为例，针对高含水油田开发中面临的问题，结合高含水油田特点及实践经验，通过多学科、动静态结合的精细油藏描述认识剩余油，井网、层系重组，更新、分层开发及分层注水等措施完善注采关系；利用成熟及创新技术不断改善开发效果，提高老油田开发效益。

1 油田基本概况

渤海某油田构造为一北东－南西向展布的狭长带状断裂背斜，在构造内部，一条北西向断层将构造分割成主体区和东块两个部分，主体区内部断层不甚发育。油田由多个油气藏复合而成，主要油藏类型为边水层状构造油气藏，存在多个油气水系统。储层岩性主要为中－细砂岩，储集空间以粒间孔为主。孔隙度较高，分布在26%~36％之间；渗透率中到高，渗透率分布在100×10^-3~3 361.9×10^-3 μm²，平均渗透率为790.0×10^-3 μm²。油田原始压力梯度为1.07，为正常压力系统。

油田已开发生产多年，先后经历了无水采油阶段、低含水采油阶段、中含水采油阶段和高含水采油阶段，目前综合含水70%以上，采出程度15.76%，根据地质油藏研究，剩余油主要分布在油田构造高部位及油田边部井网不完善区，储量动用程度有待进一步提高。

2 完井施工难点分析 2.1 储层压力衰竭

综合调整油田原始压力梯度为1.07，为正常压力系统，但已生产多年，目前地层压力有所下降，根据静压测试结果（图 1），储层压力系数为0.79。对于压力衰竭较大的区域，调整井作业需考虑防漏及压力衰竭条件下的储层保护。

2.2 强水淹、高含水

图 2显示平台逐年开发生产概况，表明油田开发已进入高含水采油阶段，综合含水71%，由于注采不平衡，井网不完善，从而导致多数层出现不同程度的水淹，加密井钻遇油层中可能存在不同程度水淹。如何对强水淹层位采取有效的针对性措施、控制油井含水率上升，以防止前期生产过程中由于油井过早见水导致产能下降，这对完井作业提出了极高的要求和挑战。

2.3 防砂精度高

构成砂岩的各种大小不同颗粒含量通常用百分数来表示，在累计分布曲线上，上升段直线越陡说明岩石粒度组成越均匀，分选型越好。通过对油田储层段地层砂粒度分析曲线（图 3）分析可知，该油田储层段地层砂粒度分布不均，油田主力储层东营组d₅₀主要集中分布在60~150 μm范围内，以d₅₀=60 μm进行设计，根据Saucier方法，计算油田充填防砂砾石尺寸为40~60目，优质筛管挡砂精度为60 μm。对于充填防砂作业，防砂精度越高，充填砾石尺寸越小，一趟多层防砂充填作业风险越高。

3 完井技术措施及对策 3.1 井网完善

综合调整油田整体进入了高含水阶段，综合含水71%，采出程度15.76%。根据剩余油的分布呈现局部富集的特点，优化加密井网，提高单井控制程度^[2]。目前针对油藏剩余油相对富集的区块小、类型分散且多样的特点，宜采取不均匀加密钻井的方式，新老井相结合，综合考虑完善产层注采关系，调整平面注采关系，扩大注水波及范围，提高剩余油的采出程度。主体区内部采用井间加密，增大主体区井网密度，降低单井井控储量，以达到提高油田采油速度、深度挖掘井间剩余油的目的；边部采用水平井完善边部井网，提高整体动用程度，以达到提高油田最终采收率、高效高速开发油田的目的^[5]。

3.2 储层保护

设计阶段应充分考虑综合调整油田已生产多年，地层压力有所下降。对于压力衰竭较大的区域，综合调整井作业需考虑防漏及压力衰竭条件下的储层保护。

完井液体系应与钻井液优选作为一个整体考虑，完井液体系不仅要对储层特性具有很好的适应性和优良的储层保护效果。作业前期优选工作液，经过与钻井液、地层岩心、地层原油的配伍性试验，优选防水锁隐形酸完井液体系，该体系与油田储层所用钻井液体系配伍性较好，不会与地层原油形成稳定的乳状液，该体系对地层具有较强的进攻性，对碳酸盐类不溶物具有较强的溶解性，能实现解除近井地带的污染，相对于初期开发阶段的隐形酸完井液体系加大了隐形酸HTA用量，对储层有一定的酸化、解堵效果。油田储层敏感性评价实验结果见表 1。

施工过程中配置的工作液采用二级过滤（10 μm/ 2 μm）的过滤海水；由于储层压力亏空，为防止封堵材料对地层的伤害，地层静态漏失量达到15 m³/h则考虑使用简易PRD（Protecting Reservoir Drill-in Fluid，无固相储层保护钻井液）进行屏蔽暂堵，最大限度降低完井工作液对储层的污染^[6]。

3.3 射孔段优选与射孔参数选择

优化射孔参数及射孔弹选型，保证穿深和孔径满足作业要求。由于目前油田单井含水已接近80%，加密井钻遇油层中可能存在不同程度水淹，因此，新井完井作业时选择避射高含水层，防止前期生产过早见水。射孔设计数据见表 2。

3.4 射孔负压值选择

从减小射孔孔道压实程度和射孔液侵入地层，提高产能、降低表皮系数的角度出发，应尽量选择最大的负压值，但过大的负压值可能导致砂粒的移动使井眼附近地区的渗透率下降。因此，负压值的选择要合理，既能把射孔碎屑及压实层消除干净，又不会破坏地层结构。负压放喷前后效果对比见图 4。

根据《海上油气田完井手册》射孔负压值计算方法^[7]，致密地层和非致密地层最小负压值： P_min=6.89×3.5/K^0.37 ；非致密地层的油层最大负压值： P_max=(3 600-20×ΔT)×6.89×10^-3。其中，K为储层渗透率，10^-3 μm²；ΔT为储层声波时差值，μs/ft。

渤海地区常用最佳负压值计算： P_rec=0.8 P_min+0.2 P_max。考虑储层压力衰竭，优化后最佳负压值=0.4×P_min+0.6×P_max。

为了保证充填防砂井的作业安全，钻井时在套管浮鞋之上需至少预留70 m防砂口袋，根据油田完井作业时对各井射孔放喷负压值与射孔后出砂情况统计分析（图 5），在施工设计阶段适当扩大的负压值，既能有效的清洗射孔孔道，清除钻完井过程造成的储层污染，又能降低由于负压值过大地层大量出砂的风险，确保后续防砂作业的安全。

3.5 防砂工艺的优选

采用一趟多层砾石充填工艺，细分防砂段，在防砂隔层条件允许的（没有底水或气顶）情况下，依据循环测试和挤注测试的结果，选取刚好压破地层的排量再附加2.65~5.3 L/s作为充填排量，控制环空返速不大于2.65 L/s，控制裂缝规模，控制裂缝高度不突破隔层段（防止沟通强水淹层、水层），裂缝长度突破污染带且有足够的横向延伸，保证足够的缝宽，以制造近井地带较高的导流能力。现场根据测试结果优化设计，进行砾石充填作业参数为：平均砂比0.06 g/cm³，泵速1.3~0.64 m³/min，平均泵压8.85 MPa，平均套压7.77 MPa，环空返速0.08~0.25 m³/min，累计泵入40/60目陶粒2 580 kg后停止加砂，共顶替完井液13.63 m³后，排量0.64 m³/min时起脱砂压力16.63 MPa，停泵，反循环冲砂。反循环冲砂结束，为了验证充填防砂的效果，需下放管柱至充填位置验防砂段充填系数： 0.32 m³/min时泵压7.59 MPa，对比循环测试和验充填时相同排量下的压差，通过达西公式计算盲管外埋高3.17 m，净射孔段充填系数为131 kg/m。充填作业施工曲线见图 6。

4 应用效果及推广应用前景 4.1 应用效果

通过充分认识油藏地质风险和应用高效开发技术，钻完井作业效率提高20%左右，费用节省11%，且油田初期实际投产效果良好（图 7），基本设计配产888 m³/d，投产初期日产原油1 068.24 m³/d，单井产量均达到或超过初期配产。

4.2 推广应用前景

目前我国的绝大部分油田经历了几十年的开发与调整已进入注水开发后期，多数油井含水率高达95%以上，面临着油藏压力衰竭、油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题。针对高含水油田调整开发的难度和特点，在完井作业过程中应打破惯性思维制定合理的作业思路，在施工阶段根据储层特性采取有效的储层保护措施、优选射孔和防砂方案，在完井阶段提前实现后续生产管理的控水措施，最大限度延长油井寿命释放油井产能。高效完井技术在渤海高含水油田的开发实践证明，在特高含水阶段通过合理而有效的技术措施改善微观驱油效果，提高水驱采收率仍有较大潜力。

5 结论与建议

（1）在完井前期设计阶段应加强与油藏和开发部门的沟通，优化射孔数据，细分防砂段，优化管柱结构，便于注水井分层配注和采油井产液结构调整。

（2）在射孔设计阶段，应从提高产能、降低表皮系数的角度出发，通过科学对比和计算适当放大射孔放喷负压值，既能有效的清洗射孔孔道、清除钻完井过程造成的储层污染，又能确保作业的安全性，最大限度释放油井产能。

（3）在防砂施工阶段，应通过对方案和施工参数的优选，保证充填防砂井的充填效果，有效改善近井地带的渗流通道，在井筒与地层间建立良好的流通通道从而使油、气层所受的损害最小。

（4）在钻完井作业过程中应采用储层保护措施，完井作业结束后及时返排漏失的工作液，减小各种工作液对储层的污染。