龔 寧 馬英文 李 進(jìn) 張啟龍 肖文鳳

(1. 中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459； 2. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 天津 300459)

水平井以其獨(dú)特的開發(fā)優(yōu)勢(shì)，在渤海油田的應(yīng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大，井?dāng)?shù)和產(chǎn)量占比超40%，但含水率上升問題也日益凸顯，導(dǎo)致部分油田含水率高達(dá)90%[1-3]。水平井高含水問題危害嚴(yán)重，如嚴(yán)重降低油井產(chǎn)量、增加平臺(tái)水處理負(fù)荷、沖蝕造成防砂失效和砂堵等，甚至導(dǎo)致油井關(guān)停，嚴(yán)重影響油井正常生產(chǎn)和油田采收率[4-8]。據(jù)分析，高含水問題已成為渤海油田低產(chǎn)低效井和長(zhǎng)停井的首要成因，穩(wěn)油控水迫在眉睫。隨著技術(shù)的發(fā)展，渤海油田先后采用了變密度篩管、中心管、ICD等控水技術(shù)，雖然各個(gè)控水工具都取得了一定的效果，但對(duì)于不同控水工具的適用性缺乏認(rèn)識(shí)，控水工具選擇多以經(jīng)驗(yàn)決策為主，亟需進(jìn)行各個(gè)工具的適用性分析。

本文深入開展水平井控水工藝適用性研究，進(jìn)一步明確不同控水工具的特點(diǎn)及適用范圍，同時(shí)綜合考慮含水率、滲透率和避水高度等因素，提出了一套控水分段綜合優(yōu)化方法，可供渤海油田水平井的控水方案設(shè)計(jì)借鑒，對(duì)實(shí)現(xiàn)渤海油田3 000×104m3穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)具有重要意義。

1 控水工藝適用性研究

1.1 ICD控水工具適用性

ICD工具控水原理是通過對(duì)高滲層段提供附加壓降，降低高滲層地層流體進(jìn)入井筒的流量，以達(dá)到調(diào)整井底流動(dòng)剖面的目標(biāo)，從而均勻產(chǎn)液剖面，降低單井的產(chǎn)水率。ICD工具根據(jù)提供壓降的方式可分為噴嘴型、螺旋通道型和噴管型等[9-11]3類。各類型ICD工具提供的壓降量級(jí)直接影響其控水能力，而變密度篩管工具的控水原理與ICD類似，因此可通過產(chǎn)生附加壓降的大小來對(duì)比各種類型ICD工具和變密度篩管的壓降等級(jí)。噴嘴型ICD、螺旋通道型ICD、噴管型ICD和變密度篩管的附加壓降計(jì)算公式如式(1)～(4)所示。根據(jù)計(jì)算公式，對(duì)比相同流量下不同工具的壓降大小，計(jì)算結(jié)果如圖1所示。由圖1可知，變密度篩管產(chǎn)生壓降非常小，接近于零，遠(yuǎn)小于ICD工具，控水效果不明顯，因此后面將不再分析討論。在大流量條件下，噴嘴型ICD的控水效果最優(yōu)，噴管型次之，螺旋通道型最??；在小流量下正好相反，因此流量是優(yōu)選ICD工具類型的關(guān)鍵指標(biāo)。

噴嘴型ICD附加壓降公式為

(1)

圖1 不同控水工具壓降計(jì)算結(jié)果Fig .1 Pressure drop calculation results of different water control tools

螺旋通道型ICD附加壓降公式為

(2)

噴管型ICD附加壓降公式為

(3)

變密度篩管附加壓降公式為

(4)

式(1)～(4)中：Δp為壓降，MPa；Cu為單位轉(zhuǎn)換系數(shù)，無量綱；ρ為流體密度，g/cm3；Cv為無因次流動(dòng)系數(shù)，無量綱，取值范圍1.0～1.5；A為截面面積，m2；q為流量，m3/d；d為噴嘴直徑，m；ρcal為校準(zhǔn)流體密度，g/cm3；μcal為校準(zhǔn)流體黏度，mPa·s；ρmix為混合流體密度，g/cm3；μmix為混合流體黏度，mPa·s；aSICD為ICD篩管控水強(qiáng)度。

鄒偉林 等[12]利用有限元數(shù)值模擬軟件，建立了3種ICD控水工具的有限元模型，這些 ICD 都具備 1個(gè)出口和 2個(gè)入口，環(huán)空入口和中心管入口均設(shè)定為速度入口條件，出口設(shè)定為出流條件，其他默認(rèn)設(shè)定為壁面條件。相同流量條件下，流體密度、流體黏度對(duì)ICD節(jié)流壓降的敏感性影響如圖2所示。由圖2可以看出，流體密度對(duì)壓降的影響遠(yuǎn)小于流體的黏度，隨著黏度的升高，3種類型ICD的壓降都隨之增大，其產(chǎn)生壓降的大小排序?yàn)椋郝菪ǖ佬?噴管型>噴嘴型。

圖2 流體密度和流體黏度對(duì)壓降的敏感性(據(jù)文獻(xiàn)[12])Fig .2 Sensitivity of fluid density and viscosity to pressure drop (according to reference[12])

根據(jù)上述分析，流量和黏度是影響ICD工具壓降和控水效果的關(guān)鍵因素，因此選擇以“流量、黏度”為ICD優(yōu)選關(guān)鍵指標(biāo)，對(duì)ICD工具類型的適用性進(jìn)行分析。ZENG Quanshu[13]綜合考慮各ICD的流體參數(shù)敏感性、抗沖蝕和防堵塞性，結(jié)合模糊綜合評(píng)判方法，通過變權(quán)理論的算法，計(jì)算并比較了不同ICD在不同儲(chǔ)層條件的優(yōu)屬度，構(gòu)建了 ICD 優(yōu)選圖版，如圖3所示。由圖3可知，噴嘴型ICD適合低流量稠油油藏，螺旋通道型ICD適合高流量低黏原油油藏，噴管型ICD適合高流量稠油油藏，而渤海油田投產(chǎn)后期的水平裸眼生產(chǎn)井具有流量大、低黏度、含水率高等特點(diǎn)，因此根據(jù)圖3圖版渤海油田更適合應(yīng)用螺旋通道型的ICD工具。

進(jìn)行盾構(gòu)穿越掘進(jìn)時(shí)，盾構(gòu)姿態(tài)要避免反復(fù)蛇形糾偏；利用盾構(gòu)主推油缸各分區(qū)壓力差及行程差來控制其糾偏量，保持姿態(tài)趨勢(shì)穩(wěn)定，每環(huán)推進(jìn)油缸分區(qū)的行程差控制在30mm以內(nèi)，盾構(gòu)水平/垂直姿態(tài)在±30mm以內(nèi)，糾偏量控制在5mm以內(nèi)。

圖3 不同ICD工具類型的選擇圖版(據(jù)文獻(xiàn)[13])Fig .3 Selection plates of different ICD tool types (according to reference[13])

利用上述圖版對(duì)渤海X1井的ICD工具進(jìn)行選擇。該井原油黏度為180 mPa·s，產(chǎn)液量為200 m3/d，屬于高黏度、高流量類型，適合選用噴管型ICD。選用ICD投產(chǎn)后，與沒有考慮控水方案的初始配產(chǎn)進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如圖4所示。由圖4可以看出，選用噴管型ICD投產(chǎn)后，X1井實(shí)際含水率較初始配產(chǎn)含水率有明顯的下降，其中X1井的等效增油量為19 759.6 m3，平均增油速率為7 400.6 m3/a。

圖4 渤海X1井ICD投產(chǎn)結(jié)果Fig .4 ICD production results of Well X1 in Bohai oilfield

1.2 AICD控水工藝適用性

AICD工具與ICD工具不同，它是一種自適應(yīng)性的控水工具，是根據(jù)含水率和黏度的變化自動(dòng)調(diào)整附加阻力，因此無法定量計(jì)算其對(duì)流體產(chǎn)生的附加壓力，有限元模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)是目前主要的研究方法[14]。根據(jù)產(chǎn)生摩阻方法的不同主要包括旋道型和碟片型，以旋道型AICD為例，實(shí)驗(yàn)研究含水率和原油黏度對(duì)AICD控水規(guī)律的影響。實(shí)驗(yàn)裝置如圖5所示，通過調(diào)整油槽和水槽的開度改變其含水率，用壓力降表征控水工具的控水強(qiáng)度。黏度和含水率對(duì)AICD壓降大小的影響結(jié)果如圖6[15]所示。

圖5 AICD控水效果評(píng)價(jià)試驗(yàn)裝置(據(jù)文獻(xiàn)[15])Fig .5 AICD water control effect evaluation test device (according to reference[15])

圖6 黏度和含水率對(duì)AICD壓降影響的實(shí)驗(yàn)結(jié)果 (據(jù)文獻(xiàn)[15])Fig .6 Influence of viscosity and water content on pressure drop of AICD(according to reference[15])

由圖6可以看出，原油黏度越高，通過AICD的流量越大，即產(chǎn)生的流動(dòng)阻力越小，因此AICD更適用于原油高黏度儲(chǔ)層；含水率越高，通過AICD裝置的流量越小，即產(chǎn)生的流動(dòng)附加摩阻越大，對(duì)純水有較強(qiáng)的抑制作用，因此AICD工具更適合高含水率井段。

選取渤海X2井作為AICD試驗(yàn)井，該井當(dāng)前含水率達(dá)到95.23%，屬于高含水率的生產(chǎn)井，常規(guī)開采方式難以取得經(jīng)濟(jì)效益，因此利用AICD進(jìn)行控水作業(yè)。投產(chǎn)一年間，相同頻率下，含水率下降2.5%，增油量14 m3，日降水23 m3，取得了較好的控水效果，驗(yàn)證了AICD在高含水率井段的控水效果。

1.3 中心管控水工藝適用性

中心管控水工藝是指將油管插入水平井段，增加跟部油藏流體進(jìn)入油管產(chǎn)出所經(jīng)過的流程，從而增加摩阻，抑制長(zhǎng)水平段的跟趾效應(yīng)，防止井段跟部過早見水。中心管控水技術(shù)一般與其他控水工具一起使用，如變密度篩管、ICD和AICD等，建議跟趾效應(yīng)明顯的井下入中心管，如相對(duì)均質(zhì)的油藏和跟端滲透率較大的非均質(zhì)油藏。對(duì)于中心管下深主要通過經(jīng)驗(yàn)決策，缺乏理論支撐?；诟盒?yīng)分析，提出了一套以最小生產(chǎn)壓差為目標(biāo)的中心篩管下入深度確定方法，其過程如圖7所示。利用該方法對(duì)CFD-X1井進(jìn)行最優(yōu)中心管下入深度設(shè)計(jì)，計(jì)算結(jié)果如圖8所示。根據(jù)最大生產(chǎn)壓差最小原則，確定該井中心管的最優(yōu)下入深度為100 m。

圖7 中心管下入深度優(yōu)化設(shè)計(jì)方法Fig .7 Optimization design method for the depth of the central pipe

圖8 CFDX1井不同中心管下入深度壓差計(jì)算結(jié)果Fig .8 Calculation results of differential pressure of different central pipe running depth in Well CFDX1

采取上述方法，利用單因素變量法對(duì)影響中心管下深的水平段長(zhǎng)度、井眼尺寸和流體黏度開展敏感性分析。利用均值油藏模型，結(jié)合近井流體計(jì)算軟件，具體輸入基礎(chǔ)參數(shù)如下：水平井眼長(zhǎng)度為200～700 m；原油黏度為100～700 mPa·s；井眼尺寸為φ114.3、φ152.4、φ215.9和φ244.475 mm；單井產(chǎn)量為500 m3/d；井眼粗糙度為4 mm；中心管尺寸為φ73.025 mm。模擬結(jié)果如圖9所示，水平段越長(zhǎng)，跟趾效應(yīng)越強(qiáng)，中心管的最優(yōu)下入長(zhǎng)度越長(zhǎng)；水平井眼尺寸越大，中心管摩阻越小，中心管最優(yōu)下入長(zhǎng)度越長(zhǎng)；原油黏度越大，中心管產(chǎn)生的摩阻越大，中心管下入長(zhǎng)度越短。

圖9 井眼長(zhǎng)度、井眼尺寸、原油黏度對(duì)中心管下入深度的影響Fig .9 Effect of borehole length，hole size and oil viscosity on the depth of central pipe

2 控水分段綜合優(yōu)化方法

水平井控水工藝的關(guān)鍵環(huán)節(jié)就是分段，將水平段根據(jù)出水的難易程度，利用生產(chǎn)封隔器進(jìn)行分段，對(duì)較易出水的井段采取控水措施，對(duì)不容易出水的井段加大生產(chǎn)力度，從而整體降低單井的含水率，因此如何對(duì)水平井進(jìn)行分段對(duì)控水效果有著重要的作用[16]。之前的分段方法是依據(jù)水平段滲透率大小劃分控水井段，但該方法存在一定的弊端，就是沒有綜合考慮滲透率、避水高度和含水飽和度的影響，因此提出一種綜合優(yōu)化方法，即盡可能把沿水平段物性相近(滲透率、避水高度和含水飽和度)的儲(chǔ)層劃分為同一控流單元。

2) 然后進(jìn)行含水飽和度的劃分：參考水平控水段含水飽和度情況，進(jìn)一步優(yōu)化水平段控水分段，將含水飽和度差不多的劃分至同一控流段，與滲透率分段方法類似。

3) 最后根據(jù)避水高度的劃分：根據(jù)不同水平井段避水高度對(duì)控水分段作進(jìn)一步優(yōu)化，將避水高度不同的段劃分開，方法與滲透率分段方法類似。

通過以上過程，綜合考慮了各個(gè)因素對(duì)控水效果的影響，比之前的方法更加全面和準(zhǔn)確。

3 控水工藝技術(shù)應(yīng)用

以CFD-A井為例進(jìn)行分析，該井為館陶組儲(chǔ)層的1口水平井，采用φ215.9 mm裸眼完井，裸眼段1 666.95～1 964.00 m，水平段儲(chǔ)層滲透率為198～4 223 mD，平均孔隙度21.1%，儲(chǔ)層段含水飽和度為68.2%，原油黏度3.6 mPa·s，采用φ177.8 mm篩管防砂，設(shè)計(jì)配產(chǎn)為60 m3/d。按照?qǐng)D4所示ICD工具優(yōu)選圖版，CFD-A井屬于低黏度、低流量類型，適合選用螺旋通道型ICD。因此，CFD-A井選用φ177.8 mm 螺旋通道型ICD均衡篩管、分4段進(jìn)行控水。采用傳統(tǒng)滲透率單一因素分段方法和水平井綜合分段優(yōu)化方法，對(duì)CFD-A井進(jìn)行劃分對(duì)比，結(jié)果如圖10所示。由圖10可以看出，采用單一滲透率方法可劃分為4段，采用綜合分段優(yōu)化方法可劃分為5段。

圖10 傳統(tǒng)分段(虛線所示)和優(yōu)化分段(陰影所示)對(duì)CFD-A井控水分段的結(jié)果對(duì)比Fig .10 Comparison of the results of the traditional sections(dotted line) and the optimization sections(shaded) for the water control sections of Well CFD-A

采用近井流體模擬軟件進(jìn)行計(jì)算，對(duì)比優(yōu)化5段控水和傳統(tǒng)4段控水的效果，結(jié)果如圖11所示。由圖11可以看出，優(yōu)化分段后的含水率63.7%，較原含水率67.7%降低了4個(gè)百分點(diǎn)，優(yōu)化分段后的控水效果更好。這是因?yàn)閮?yōu)化方法可將出水/出油情況相近的井段劃分到一起，保證每段內(nèi)部出水特性較為統(tǒng)一，更有利于控水工具參數(shù)優(yōu)選，對(duì)各段控制更具針對(duì)性。

圖11 優(yōu)化方法和傳統(tǒng)方法分段控水的模擬結(jié)果對(duì)比Fig .11 Comparison of simulation results between traditional method and optimization method

4 結(jié)論

1) 通過對(duì)ICD、AICD、中心管等3種控水工藝進(jìn)行適用性分析，認(rèn)為噴嘴型ICD適合高黏度、高流量井，AICD適合高含水率井，中心管適合跟趾效應(yīng)明顯井。

2) 綜合考慮水平段滲透率、含水飽和度、避水高度差異等因素，建立控水分段綜合優(yōu)化方法，與不同控水工具適用條件相結(jié)合，形成水平裸眼井控水工藝技術(shù)。

3) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，基于工具適用范圍優(yōu)選控水工藝，結(jié)合采用控水分段綜合優(yōu)化方法，能夠有效控水，降低單井產(chǎn)水率，滿足高含水油田開發(fā)生產(chǎn)需求。