咼 義， 高曉飛， 易會安， 代 玲， 徐立前， 劉 佳

（1. 中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000；2. 思達(dá)斯易能源技術(shù)（集團）有限公司，北京 100101）

為了提高海上油田開發(fā)速度，近年來在海油開發(fā)中越來越多地采用了水平井[1]。不過，對于海上砂巖底水油藏，在采用水平井開發(fā)過程中也出現(xiàn)了見水早的問題，一定程度上影響了油井生產(chǎn)效果[2-5]。因此，為了延緩海上油井的含水率上升速度，國內(nèi)外開始嘗試采用控水完井工藝進行完井。

近年來，流入控制裝置（inflow control device，ICD）控水完井技術(shù)和自動流入控制裝置（autonomous inflow control device，AICD）控水完井技術(shù)逐步應(yīng)用于底水油藏開發(fā)，在一定程度上延緩了油井含水率上升速度[6-9]。ICD控水完井技術(shù)，初期通過抑制高滲段，實現(xiàn)均衡水平井水平段供液剖面；AICD控水完井技術(shù)，中后期通過“自動控制流量”抑制水平段高含水段出液，實現(xiàn)自動控水。但是，ICD和AICD控水完井技術(shù)都有一定局限性，無法實現(xiàn)油井全壽命周期控水?；谏鲜銮闆r，嘗試結(jié)合ICD和AICD控水完井技術(shù)的優(yōu)點，研究出海上油田全壽命控水完井技術(shù)。為此，筆者分析了ICD和AICD控水完井技術(shù)的優(yōu)勢與不足、全壽命控水完井技術(shù)的基本原理，結(jié)合海上底水油藏的具體特征，提出了水平段分段設(shè)計、分段控水工具設(shè)計原則，然后在南海珠江口盆地X油田H油藏W1井進行了現(xiàn)場試驗，并對試驗情況進行了分析總結(jié)。

1 ICD和AICD控水完井的優(yōu)勢與不足

1.1 ICD控水完井技術(shù)

ICD中篩管配合封隔器分段[10-13]，將水平井分為若干供液單元，根據(jù)水平段供液強弱，通過調(diào)整各單元孔眼數(shù)目來調(diào)節(jié)供液通道大?。ㄈ鐖D1所示），使油藏向井筒供液時均衡推進。但隨著開發(fā)時間推移，油井很容易發(fā)生底水錐進或高滲、低滲井段間差異性程度變化，導(dǎo)致ICD完井技術(shù)不能匹配儲層生產(chǎn)動態(tài)的變化，油井不可避免地被快速水淹，如圖2所示。

圖1 地層流體在孔眼型ICD中的流動示意Fig. 1 Formation fluid flow in ICD with eyelet

1.2 AICD控水完井技術(shù)

AICD控水完井技術(shù)，即流體流動自動制閥智能控水技術(shù)，是一種水平井機械堵水方法[14-16]。AICD的使用方法與ICD一致，都是作為完井硬件設(shè)施的一部分安裝在地層與井筒之間，不需要電纜或紅外線控制，施工方案簡單，可操作性高。

圖2 地層流體在ICD篩管外的流動示意Fig.2 Formation fluid flow out of ICD sieve tube

AICD和ICD的主要不同點在于，AICD能“自動控制流量”，對進入井筒的流體施加阻力，不同黏度流體流經(jīng)AICD閥體時對應(yīng)的開度不同，產(chǎn)生的附加阻力也不同。流經(jīng)AICD閥體的流體黏度越高，開度越大，附加阻力越??；反之，開度越小，附加阻力越大[17]。當(dāng)高黏度油通過AICD閥體時，閥體內(nèi)浮盤上部壓力增大，推動浮盤向下移動，閥體開度增大，附加阻力減小，油流量增大；當(dāng)?shù)宛ざ人ㄟ^AICD閥體時，閥體內(nèi)浮盤上部壓力降低，浮盤上浮，流動空間減小，開度變小，附加阻力增大，阻止水的產(chǎn)出，實現(xiàn)自動抑制水平段高含水段出液（見圖3）。

當(dāng)高含水段閥體流道開度減小時，水向低滲區(qū)驅(qū)替，可提高波及效率，達(dá)到調(diào)節(jié)水平段產(chǎn)液剖面的作用，實現(xiàn)控水穩(wěn)油的目的（見圖4）。

圖3 地層流體流經(jīng)AICD閥示意Fig. 3 Formation fluid flow through AICD valve

從采出程度的角度分析，AICD完井明顯好于ICD完井和裸眼完井，在處于高含水率或特高含水率階段的油田都具有較好的應(yīng)用前景。但在水平井投產(chǎn)初期，無法起到均衡供液剖面的作用，對抑制油井含水率上升作用有限，容易快速見水。

圖4 地層流體在AICD篩管外的流動示意Fig.4 Formation fluid flow out of AICD sieve tube

2 全壽命控水完井技術(shù)原理與優(yōu)化設(shè)計原則

2.1 基本原理

針對ICD和AICD控水技術(shù)的優(yōu)勢與不足，將AICD閥體內(nèi)置于ICD篩管中，研究了全壽命控水完井技術(shù)。流體流經(jīng)全壽命控水完井工具的情況如圖5所示。

圖5 流體流經(jīng)全壽命控水完井工具示意Fig.5 Formation fluid flow through life-long water control completion tool

流體流經(jīng)ICD和AICD流道時流量與壓差的關(guān)系可分別表示為：

式中：Δp為壓差，Pa；ρ為流體密度，kg/m3；Q為流量，m3/s；d為ICD孔眼直徑，m；CD為流量系數(shù)；p1為AICD進口處壓力，Pa；v1為AICD進口處流速，m/s；Δpl為流體流過AICD的壓力損失，Pa；p2為AICD出口處壓力，Pa；v2為AICD出口處流速，m/s。

全壽命控水完井技術(shù)在水平井的工作原理：投產(chǎn)初期，油井含水率低，調(diào)節(jié)ICD孔眼直徑大小，發(fā)揮均衡供液剖面的作用（Δp主要與過篩管流量和ICD孔眼尺寸有關(guān)）；生產(chǎn)中后期，含水率逐漸升高，水平段局部可能已經(jīng)見水，ICD無法抑制高含水段供液，來水后AICD會根據(jù)流體黏度調(diào)節(jié)閥體的開度大?。?Δpl主要與流體的黏度、密度及流速有關(guān)），抑制高含水段出液?？傊?，全壽命控水完井技術(shù)在油井投產(chǎn)初期能起到均衡水平段供液剖面的作用，中后期根據(jù)流體特征的變化自動抑制高含水段出液（見圖6），從而實現(xiàn)全壽命周期的穩(wěn)油控水，達(dá)到更好的控水效果。

圖6 地層流體在全壽命控水完井工具篩管外的流動示意Fig.6 Formation fluid flow out of life-long water control completion tool sieve tube

2.2 優(yōu)化設(shè)計原則

考慮海上底水油藏水平井水平段井眼軌跡控制需求和儲層物性、含油性分布方面的差異，結(jié)合水平段實鉆情況，進行水平段分段設(shè)計、分段控水工具設(shè)計。

具體的優(yōu)化設(shè)計原則為：水平段井眼軌跡相對較低、儲層物性相對較好和含油性相對較低區(qū)域，通過減少控水工具數(shù)量或控水工具開孔數(shù)，增大供液阻力，減少優(yōu)勢滲流通道來液；反之，保證供液通暢。

3 現(xiàn)場試驗

海上油田全壽命控水完井技術(shù)在X油田W1井進行了現(xiàn)場試驗。W1井是部署在X油田的一口調(diào)整井，目的是提高H油藏開發(fā)效果。H油藏儲層膠結(jié)疏松，屬于高孔隙度、高滲透率儲集層。W1井挖潛H油藏區(qū)域物性好，夾層薄且不連續(xù)，油井生產(chǎn)過程中有含水率上升快的風(fēng)險。

3.1 全壽命控水完井技術(shù)基本設(shè)計及優(yōu)化

為了延緩底水上升進度，保證W1井的生產(chǎn)效果，結(jié)合井眼軌跡和水平段鉆遇儲層的物性、含油性，對該井全壽命控水完井方案進行了優(yōu)化：

1）全壽命控水完井工具的下入長度。W1井水平段實鉆水平段長度290 m，因此設(shè)計控水完井工具的下入長度為290 m。

2）水平段分隔的段數(shù)。水平井水平段供液剖面，主要受油井水平段鉆遇儲層物性和井眼軌跡與油水界面的距離影響。根據(jù)W1井水平段物性和井眼軌跡與油水界面的距離，考慮水平段分段供液能力，將其水平段分為5段。

3）分段控水完井工具的下入情況?？紤]水平段分隔的段數(shù)，同時結(jié)合控水完井工具下入長度，保

持單根基管長度為11.5 m不變，對控水完井工具用量進行了優(yōu)化，共下入25根基管，每段控水完井工具的用量分別為4，5，5，5和6根。

4）每段控水完井工具的開孔數(shù)。采用普通篩管完井的模擬結(jié)果顯示，W1井第一段（跟端區(qū)域）、第三段和第五段（趾端區(qū)域）產(chǎn)液量比較大。因此，為了防止油井局部來水錐進，調(diào)節(jié)控水完井工具孔眼開孔數(shù)，來均衡水平段供液剖面。

通過模擬優(yōu)選，得到了如下分段、孔眼打開方案，見表1。

表1 W1井全壽命控水完井方案Table 1 Life-long water control completion plan for Well W1

根據(jù)W1井水平段分段和控水工具開孔數(shù)，模擬了各段優(yōu)化前后水平段的供液剖面。優(yōu)化前后供液剖面的對比情況如圖7所示。

圖7 W1井水平段各段優(yōu)化前后供液剖面對比Fig.7 Comparison of liquid supply profile of Well W1 before and after optimization of each horizontal section

3.2 現(xiàn)場試驗結(jié)果分析

W1井投產(chǎn)初期含水率為3%，日產(chǎn)油量228 m3。由于該井所處H油藏距離油水界面僅5.60 m，隨后油井含水率快速上升。該井投產(chǎn)半個月后，在工作制度不變的情況下，含水率從70.3%降至43.0%；投產(chǎn)近2個月后，含水率又緩緩上升，后逐步提液，含水率逐漸穩(wěn)定；投產(chǎn)8個月后，累計產(chǎn)油量3.2×104m3。截至目前，測試日產(chǎn)油量144 m3，含水率88.7%。W1井投產(chǎn)8個月內(nèi)的生產(chǎn)曲線如圖8所示。

圖8 W1井投產(chǎn)8個月內(nèi)的生產(chǎn)曲線Fig.8 Production performance curve of Well W1 within eight months after the start of production

W1井生產(chǎn)指標(biāo)如圖9所示。分析圖9認(rèn)為，W1井投產(chǎn)半個月后含水率下降，產(chǎn)能降低，附加壓差增加，表明全壽命控水完井工具起到了一定的控水效果；W1井投產(chǎn)近2個月后，含水率上升，與此同時產(chǎn)能上升，表明該井與水的通道中來水強度變強。

圖9 W1井投產(chǎn)8個月內(nèi)的生產(chǎn)指標(biāo)曲線Fig.9 Production index curve of Well W1 within eight months after the start of production

水平井開發(fā)底水油藏時的生產(chǎn)效果受水平井與油水界面的距離影響較大。H油藏共部署了7口水平井，分別為W1井、W2井、W5井、W9井、W15井、W21井和W22井。通過對比W1井同層其他油井的相關(guān)情況（見表2），認(rèn)為W9井、W22井與其各方面條件接近，具備一定的可比性。

與W9井、W22井對比可知，W1井的油柱高度僅5.60 m，距離油水界面較W9井、W22井近，與W9井相對差別較大，油井生產(chǎn)效果差于W9井，與W22井接近。W1井在油柱高度低于W22井的情況下，W1井初期含水率上升速度較W22井慢。

表2 H油藏7口水平井的相關(guān)情況Table 2 Statistical information of seven horizontal wells in Reservoir H

對比了W1井、W9井和W22井累計產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線，結(jié)果如圖10所示。

圖10 W1井、W9井和W22井累計產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線Fig.10 Relationship curves for cumulative oil production and water cut of Well W1,W9, and W22

由圖10可知，W1井的含水率較預(yù)測值低5.5%，累計產(chǎn)油量較預(yù)測值高0.6×104m3；對比W1井與同層生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)可以看出，采用全壽命控水完井技術(shù)可在一定程度上延緩底水錐進。

4 結(jié)論與建議

1）海上油田全壽命控水完井技術(shù)通過將AICD控水工具內(nèi)置于ICD篩管，實現(xiàn)油井投產(chǎn)初期均衡水平井水平段供液，中后期降低水平井水平段高含水段出液，來提高水平井開發(fā)效果。

2）結(jié)合精細(xì)地質(zhì)油藏研究，評估了水平井采用控水完井技術(shù)的必要性和適應(yīng)性，鉆井過程中緊密跟蹤油井實際鉆遇情況，確?？厮昃桨概c水平井實鉆地層情況相適應(yīng)，保證了油井開發(fā)效果。

3）W1井為國內(nèi)第一口采用全壽命控水完井技術(shù)的油井，取得了較好的增油降水效果。海上油田全壽命控水完井技術(shù)為調(diào)整挖潛、水平井穩(wěn)油控水提供了一種新方式，建議后續(xù)繼續(xù)推進該技術(shù)的現(xiàn)場試驗，結(jié)合現(xiàn)場試驗情況不斷完善該控水完井技術(shù)，最終實現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用。