梁 丹康曉東楊俊茹王旭東

(中海油研究總院海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室,北京100028)

水平井控氣技術在海上氣頂油藏應用研究

梁 丹,康曉東,楊俊茹,王旭東

(中海油研究總院海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室,北京100028)

由于氣頂油藏氣頂氣的產量不穩(wěn)定,逐年衰竭較快,無法作為平臺燃氣透平電站的燃料使用,且海上油田儲集運輸成本高,因此在海上氣頂油藏開發(fā)過程中盡量采用控氣穩(wěn)油的開發(fā)方式,降低能源浪費。AICD流入控制裝置基于伯努利原理,在延緩氣頂錐進的同時具備油井見氣后對低黏度氣相流入井筒的限制功能。AICD在挪威Troll油田進行了成功的礦場應用,在同一時間段,生產氣油比僅為未使用AICD油井的1/3,累產油量增加了20%。針對渤海Q油田的氣頂?shù)姿碛陀筒?應用ECLIPSE軟件的多段井模型,對AICD水平井控氣技術進行了數(shù)值模擬計算。計算結果表明,AICD裝置有效地將氣油比從1 000～2 500 m3/m3控制到500～1 000 m3/m3,累產油提高12%～15%。

海上氣頂油藏; 水平井; AICD裝置; 控氣機理

氣頂油藏由于自身的復雜性,使其在開發(fā)中遇到的問題較多,其中氣錐是面臨的主要問題之一[1-3]。隨著開發(fā)的進行,地層壓力降低,使得油氣界面下移,最終將會導致油井氣錐,由于氣相黏度較低,將在錐進處形成快速通道,使得產油量急劇下降,氣油比升高,油藏采收率低[4-7]。而且對于海上油田來說,這部分氣頂氣的產量不穩(wěn)定,逐年衰竭較快,無法作為平臺燃氣透平電站的燃料使用,若進行外輸,單獨鋪設天然氣管線的費用較高、不經濟,常常通過火炬燃燒或冷放空,造成能源浪費、環(huán)境污染。因此,海上氣頂油田開發(fā)需要采用控氣穩(wěn)油的開發(fā)方式,盡量減少和限制氣頂氣的產出,實現(xiàn)節(jié)能減排、降低能源浪費。

為了滿足海上氣頂油藏的開發(fā)需求,提出了水平井結合流入控制裝置的控氣技術。針對水平井因“趾跟效應”、儲層非均質性和流體流變性差異產生的氣錐現(xiàn)象,在完井段上安裝流入控制裝置,通過產生附加壓降來保證流入剖面沿整個水平段的均勻性,從而實現(xiàn)了延緩氣體錐進、延長油井生產周期和提高油藏采收率的目的。

1 控氣穩(wěn)油技術機理

在均質氣頂油藏中,氣頂錐進主要受沿水平井筒方向壓力降的影響,容易在水平段跟部發(fā)生氣錐現(xiàn)象。在非均質氣頂油藏中,氣頂錐進主要受沿水平井筒方向地層非均質性和壓力降的雙重影響,從而造成氣體從水平井的部分井段突破。通過安裝流入控制裝置在跟部或者高滲透區(qū)域形成一個附加壓力降來平衡油藏與井筒之間的壓力不均勻性,使得近井筒油藏壓力近似呈直線變化,從而實現(xiàn)水平井各井段均勻的流入剖面,減緩氣頂錐進的速度。目前國內外已研制出各種不同的流入控制裝置,主要分為被動流入控制裝置(ICD)和自動流入控制裝置(AICD)兩大類。

ICD在下井投入生產之后,不能再進行調節(jié),且ICD只能延緩氣頂?shù)腻F進速度,推遲見氣時間,當氣一旦突破后,ICD不能減小或阻止突破的影響[8]。AICD裝置在兼顧ICD裝置原有功能的基礎上,同時具備油井見氣后對氣相流入井筒的限制功能,從而達到控氣穩(wěn)油的目的。

AICD控氣裝置主要包括浮片型和浮動圓盤型(見圖1)[9-11]。平衡片型AICD利用浮力原理,即油氣的密度差來控制平衡片的開啟或關閉。由于氣體的密度小于油的密度,當氣體流經井內某一區(qū)域時,該區(qū)域內流體密度減少,導致浮片無法繼續(xù)完全開啟,造成流動面積減少、流動阻力增加;當井筒內全部充滿氣體時浮片關閉;當油流過時,浮片在浮力作用下又會打開。浮片型AICD僅處在室內研究階段,還未在現(xiàn)場進行應用。

圖1 不同類型AICD裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of different types of AICD devices

浮動圓盤型AICD裝置,又被稱為RCP(Rate Controlled Production)閥,其主要依據(jù)伯努利方程中流體動態(tài)壓力與局部壓力損失之和恒定的理論,流經裝置的不同流體黏度的變化影響裝置內圓盤的開度。當相對黏度較高的油流經裝置時,圓盤開度較大;當相對黏度較低的氣或水流經裝置時,圓盤因黏度變化引起的壓降自動減小開度。油、氣、水三相分別流過RCP閥的典型流速剖面如圖2所示。從圖2中可以看出,在同一壓力下,油相的流速明顯高于水相和氣相,說明RCP閥對低黏的水相和氣相起到了很好的限制作用。

圖2 油氣水三相流過AICD的流速剖面圖(μo=460 mPa·s)Fig.2 Oil-gas-water three-phase flow through the AICD flow profile(μo=460 mPa·s)

式中,ρmix為混合相密度,kg/m3;μmix為混合相黏度, m Pa·s;ρo、ρw、ρg分別為油、水、氣的密度,kg/m3;μo、μw、μg分別為油、水、氣的黏度,mPa·s;ao、aw、ag分別為油、水、氣的體積分數(shù);ρcal為校準密度,kg/

基于大量的室內實驗數(shù)據(jù)回歸出RCP閥的壓力降方程(式(1)),不同流體通過RCP閥的壓力降主要與流體性質(密度和黏度)和流速有關。m3;μcal為校準黏度,mPa·s;y為黏度指數(shù),無量綱;q為混合相體積流速,m3/d;x為流量指數(shù),無量綱;aAICD為AICD強度,針對不同油田設計特定類型的RCP閥,AICD強度取值與RCP類型和流體性質有關,0.1 MPa/[(kg·m-3)(m3·d-1)x]。

2 AICD水平井控氣技術礦場應用效果

AICD水平井控氣技術主要在挪威Troll油田進行了現(xiàn)場試驗和應用[12]。Troll油氣田位于挪威西海岸60 km的Horda地區(qū),目前是北海最大的油氣田,油藏厚度薄且?guī)в泻駳忭?。其中西部油區(qū)(TWOP)油層厚度為22～26 m,西部氣區(qū)(TWGP)油層厚度為11～13 m。油田開發(fā)面臨最大的挑戰(zhàn)就是避免氣頂氣錐進,因此為了獲得較好的采油效果,該油田主要應用水平井進行開發(fā)。

由于受到平臺天然氣處理能力和運輸困難的限制,要求在提高原油產量的同時控制天然氣的產出,因此從2008年11月開始,該油田先后在3口(Q-21、P-13和P-21)水平分支井中安裝了RCP閥, RCP閥以嵌入式的方式和篩管合為一體構成智能控氣短節(jié)并與其他管柱鏈接,從現(xiàn)場的應用效果來看,3口井都獲得成功,RCP閥有效地抑制了氣體產出,保證了原油穩(wěn)定生產。

圖3為P-13水平分支井的井眼軌跡圖,該井有BY1H和BY2H 2個分支,2分支相距191 m,其中僅BY2 H分支安裝了RCP閥。

圖3 Troll油田P-13水平分支井的井眼軌跡圖Fig.3 Well trajectory of P-13 horizontal eell in Troll field

由于安裝了RCP閥的原因,導致BY1H和BY2H兩個分支的生產動態(tài)發(fā)生了明顯的區(qū)別(見圖4和圖5)。

圖4 Troll油田P-13井的生產氣油比Fig.4 Production gas oil ratio of well P-13 in Troll field

圖5 Troll油田P-13井生產氣油比與累產油的關系Fig.5 The relationship between gas oil ratio and cumulative oil production of Well P-13 in Troll field

從圖4和圖5中可以看出,BY1H分支發(fā)生了明顯的氣錐現(xiàn)象,氣體突破后,井筒的氣油比快速上升,最高達到1 500 m3/m3左右,而BY2 H由于安裝了RCP閥,生產氣油比也有所抬升,但相對較為穩(wěn)定,2012年4月的生產氣油比僅為BY1 H分支的1/3,同時,由于限制了天然氣的產出,累產油也得到了很大的提升,BY2H累產油相比BY1H分支提升了20%,達到了穩(wěn)油控氣的目的。

3 AICD技術在渤海氣頂油田的應用探索

渤海Q油田的H砂體為氣頂?shù)姿碛陀筒?見圖6),油藏中部埋深1 082 m,地層原油黏度342 mPa·s,油層平均有效厚度為7.0 m,油柱高度為9 m,氣柱高度15 m,氣頂厚度在1.2～1.8 m,氣頂儲量大,底水能量弱,僅為0.5倍水體。目前該油田處于整體開發(fā)方案編制階段,應用2注5采的水平井井網模式。由于砂體油層厚度薄,氣頂能量足,氣錐是開發(fā)方案編制過程中油井面臨的主要問題之一。砂體5口生產井中預計2口井會發(fā)生氣錐現(xiàn)象,在投產6個月左右,氣頂將會在A3 H井發(fā)生突破,生產氣油比最高達到2 500 m3/m3,氣頂突破后,導致產油量也急劇下降,油井累產油量低。

圖6 渤海Q油田H砂體油藏剖面圖Fig.6 Reservoir profile of H sand body in Bohai Q field

為了研究AICD技術控氣穩(wěn)油的作用,應用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件建立多段井模型,對安裝和不安裝AICD裝置的情況進行模擬。對于方案中預計會發(fā)生氣錐的2口水平生產井,按照1節(jié)/20 m的頻率安裝AICD。模擬計算結果如圖7和圖8所示。

從圖7、8中可以看出,應用AICD裝置后,有效控制了氣體錐進速度和氣體產出量,生產氣油比控制在500～1 000 m3/m3,單井累計產油量預期提高12%～15%,有效改善了水平井開發(fā)效果。

圖7 安裝和不安裝AICD條件下的生產氣油比對比Fig.7 The comparison of production gas oil ratio with and without ACID

圖8 安裝和不安裝AICD條件下的累產油對比Fig.8 The comparison of cumulative oil production with and without ACID

4 結論

(1)氣頂油藏在開發(fā)過程中容易發(fā)生氣錐現(xiàn)象,氣錐后,氣油比大幅上升,產油量急劇下降,控氣穩(wěn)油技術已成為海上氣頂油田開發(fā)中的重要技術難題。

(2)AICD裝置在實現(xiàn)ICD減緩氣頂錐進功能的基礎上,同時具備油井見氣后對氣相流入井筒的限制功能,從而達到控氣穩(wěn)油、提高最終采收率的目的,為海上氣頂油藏開發(fā)探索出了一條新的思路。

(3)AICD裝置種類很多,其中應用較為成熟的是浮動圓盤型AICD裝置,其控氣機理主要是依據(jù)伯努利方程來實現(xiàn)對高黏油相的放行而對低黏氣相的限制作用。

(4)在對儲層流體高壓物性和沿水平井段的儲層滲透率分布進行準確分析的基礎上,對AICD裝置進行選型設計,并通過數(shù)值模擬優(yōu)化AICD的安裝位置和數(shù)量,然后現(xiàn)場安裝施工,確保每個環(huán)節(jié)的準確無誤才能保證AICD技術在現(xiàn)場成功應用。

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(編輯 王亞新)

Study on Horizontal Well Gas Control Technology Applied to Offshore Gas Cap Reservoir

Liang Dan,Kang Xiaodong,Yang Junru,Wang Xudong
(State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation,Research Center of CNOOC,Beijing100028,China)

Because gas production in gas cap reservoirs is not stable,it can't be used as the fuel of platform gas turbine power station,so the storage and transportation cost of offshore oil field is high.Therefore,in the process of developing offshore gas cap reservoirs,the development mode of gas control should be used to reduce energy waste.The AICD inflow control device, based on the Bernoulli principle,can delay the gas break through,and after the well gas break through,it can restrict gas flow into the wellbore.AICD technology in Norway Troll oil field is applied successfully.At the same time,the production gas oil ratio of the AICD wells is one-third that of the unused AICD wells,and cumulative oil production is increased by 20%.Aiming at the gas cap and bottom water heavy oil reservoirs in Bohai Q oilfield,the multi-well model of ECLIPSE is used to simulate the AICD technology of horizontal wells.The calculation results show that the ACID device effectively reduces the gas oil ratio from 1 000～2 500 m3/m3to 500～1 000 m3/m3,and the accumulated oil increases by 12%to 15%.Horizontal well combined with AICD gas control technology can provide a new way for the development of offshore gas cap reservoir,and it has broad application prospects.

Offshore gas cap reservoir;Horizontal well;AICD device;Gas control mechanism;Application exploration

TE53

:A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.01.011

1006-396X(2017)01-0049-05投稿網址:http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-19

:2016-11-28

中海油資助項目“秦皇島33-1南油田I期開發(fā)可研、ODP研究”(2016FS-12)。

梁丹(1982-),女,碩士,高級工程師,從事油氣田開發(fā)方面的研究;E-mail:liangdan@cnooc.com.cn。