單彥魁 王丙剛 魏裕森 邢洪憲 張自印 季菊香

(1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518067； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300452)

海上油田水平井完井過程中常采用裸眼獨立篩管或裸眼礫石充填防砂的完井結(jié)構(gòu)[1-3]，由于水平井鉆遇儲層非均質(zhì)性較強，油水黏度差異較大易發(fā)生底水錐進(jìn)，局部出水后井筒內(nèi)易發(fā)生軸向竄流，導(dǎo)致井筒內(nèi)波及范圍變大，水平井筒的局部點位出水會導(dǎo)致單井含水率快速上升。裸眼礫石充填防砂完井的顆粒充填層雖一定程度上抑制了井筒內(nèi)流體的軸向竄流，但由于其完井管柱沒有控流裝置，因而無法對地層出水進(jìn)行限制，局部一旦出水則為高含水。渤海油田含水大于80%油井占比約為49%，水平井綜合含水高達(dá)87.5%，典型高含水油田包括曹妃甸油田、綏中油田等，控水需求迫切。

為了對水平井進(jìn)行控水，海上油田應(yīng)用了上百井次的被動式控流裝置(inflow control device，ICD)分段控水技術(shù)，借助管外封隔器進(jìn)行分段，各分段內(nèi)設(shè)置ICD等控流裝置，取得了一定的控水效果，但該控水工藝技術(shù)采用的機械式分段工具增大了礫石充填的難度，控水工藝無法兼顧礫石充填防砂需求，控水工具入井之后也無法針對油水動態(tài)變化進(jìn)行實時調(diào)整。

本文以渤海綏中油田的A1井為例，從控水分段方式和控流裝置2方面對現(xiàn)有ICD分段控水技術(shù)進(jìn)行了改進(jìn)升級，開發(fā)了基于油水黏度差異調(diào)流控水的自適應(yīng)控流裝置(autonomous inflow control device，AICD)和顆粒型材料阻流封隔技術(shù)，通過對控水工藝關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化及工藝現(xiàn)場實施，驗證了該控水工藝技術(shù)的工藝效果，為海上油田完井控水提供了一種新的解決思路。

1 疏松砂巖油藏水平井控水防砂存在問題

綏中油田屬于疏松砂巖油藏，水平井在開采過程中極易出砂，完井階段多采用裸眼獨立篩管或裸眼礫石充填防砂的完井方式。由于儲層的非均質(zhì)性較強，生產(chǎn)過程中大部分油井的含水率上升較快，導(dǎo)致油井采收率大幅降低。A井為綏中油田的φ215.9 mm裸眼水平井，開發(fā)層位為東二下段Iu-3油組，地層原油黏度252 mPa·s，平均孔隙度32.2%，平均滲透率2 400 mD，屬于高孔高滲儲層，采用裸眼獨立篩管防砂完井。A井于2015年12月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)液量291 m3/d，產(chǎn)油55.3 m3/d，含水率81%；3個月內(nèi)含水率迅速上升至93%，之后含水率在90%～95%保持相對穩(wěn)定，呈現(xiàn)出典型的“廠”字形含水率上升趨勢(圖1)。2017年5月A井過載故障停泵，檢泵期間發(fā)現(xiàn)其油管外壁附著大量油泥和地層砂。分析發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)場砂樣粒徑均大于該井篩管擋砂精度，表明防砂篩管已沖蝕破壞，防砂失效。A井實際生產(chǎn)約17個月，生產(chǎn)后期面臨高含水率和出砂的雙重問題，由于水平井篩管破損出砂后治理難度較大，且A井所在層位具有一定開發(fā)潛力，因此采用原層位側(cè)鉆方式設(shè)置調(diào)整井A1井。

圖1 綏中油田水平井A井生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curve of Well A in suizhong oilfield

2 控水防砂一體化工藝方案及其參數(shù)優(yōu)化

2.1 控水防砂一體化工藝方案

控水防砂工藝方案(圖2)采用礫石充填完井方式替代現(xiàn)有獨立篩管完井方式。完井階段結(jié)合測井解釋資料設(shè)計分段位置及各分段內(nèi)控流裝置數(shù)量，下入常規(guī)篩管并在分段位置設(shè)置密封筒，在篩管外部充填常規(guī)防砂陶粒，可在提高擋砂效果的同時形成一定的軸向阻流壓差，防止局部的產(chǎn)出水在井筒蔓延。篩管內(nèi)部采用單獨一趟管柱下入控水中心管柱，采用插入密封與密封筒配合在篩管內(nèi)分倉，各分段內(nèi)設(shè)置AICD，基于油水黏度差異自動調(diào)節(jié)油水生產(chǎn)剖面，從而實現(xiàn)控水作用，將防砂礫石與AICD結(jié)合，實現(xiàn)控水防砂的雙重作用。

圖2 控水防砂一體化工藝方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of integrated process scheme of water control and sand control

1) AICD裝置及其理論模型。

水平井開發(fā)過程中，高滲段流動阻力較小，因此儲層流體容易沿著高滲段推進(jìn)，控流裝置一定程度上可以平衡井筒不同位置的生產(chǎn)壓降差異，使得整個井段的流入剖面趨于均勻化，從而顯著延緩水錐?，F(xiàn)有控流裝置根據(jù)其流動阻力等級是否恒定，可分為ICD和AICD[4-7]，ICD不能針對油水差異產(chǎn)生不同的流動阻力，一旦油井見水，由于地層水的黏度較低，其進(jìn)入ICD后將占據(jù)整個流動空間并阻礙地層原油的流動，致使控水失效。與ICD相比，AICD基于油水黏度等物性差異自適應(yīng)調(diào)節(jié)開度或流動阻力，抑制地層水的產(chǎn)出，從而達(dá)到均衡流入剖面、控水增油的目的。

AICD主要由閥蓋、浮盤限位裝置、浮盤、閥底和螺栓等組成[8](圖3)。浮盤與浮盤限位裝置之間的間隙為流體過流通道，浮盤的位置取決于流體性質(zhì)與流動速度。

圖3 自適應(yīng)控流裝置示意圖Fig.3 Schematic diagram of autonomous inflow control device

伯努利方程為[9-10]

(1)

式(1)中：p1、p2為靜壓，MPa；ρ為流體密度，kg/m3；v1、v2為流體流速，m/s。

根據(jù)式(1)可知，沿著流體流線方向靜壓、動壓之和是恒定的，在初始狀態(tài)下，油和水以相同的壓力從入口進(jìn)入AICD，水的黏度較低、流速快，此時浮盤上部動壓較高，浮盤下部動壓較低，上部靜壓小于浮盤下部靜壓，浮盤受向上的力而向上移動，過流通道變小，水的流量減少；而油的黏度較高，受黏滯阻力影響其通過控流裝置的流速較低，其動壓較低，則靜壓降低幅度較小，浮盤上部靜壓與浮盤下部靜壓形成壓差較小，浮盤受正向流體推力作用向下移動，過流通道增大，油的流量增加。

AICD的理論模型是一個與油藏流體性質(zhì)、產(chǎn)液強度、工具性能相關(guān)的方程[6]。

(2)

式(2)中：ρmix為流體的密度，kg/m3；μmix為流體的黏度，Pa·s；ρcal為校準(zhǔn)密度，kg/m3；μcal為校準(zhǔn)黏度，Pa·s；a、x、y是AICD強度因子，無量綱常數(shù)；QAICD是混合體積流量，m3/s；ΔpAICD是工具產(chǎn)生的壓耗，MPa。

根據(jù)實驗室測試數(shù)據(jù)，回歸得到的AICD強度因子參數(shù)分別為：a=1.76×10-4，x=1.81，y=0.92[11-12]。分別代入式(2)，可得純水及50、100、150、200、250、300 mPa·s黏度油介質(zhì)條件下通過控流裝置的流量與壓差的對應(yīng)關(guān)系曲線，如圖4所示。

圖4 不同黏度流體條件下自適應(yīng)控流裝置流量壓差曲線Fig.4 Flow differential pressure curve of adaptive flow control device under different viscosity fluid conditions

AICD可對油水自動控制，因此能夠增加產(chǎn)水段的附加阻力，而產(chǎn)油段的附加阻力增量較小。從圖4可以看出，AICD可動態(tài)調(diào)節(jié)油井在整個生產(chǎn)周期內(nèi)各產(chǎn)液段入流剖面，例如在3 MPa壓差下，黏度為300 mPa·s油的流量為純水的8.5倍，調(diào)流控水效率得到大幅度提升。

2) 控水防砂工藝原理。

A1井所在儲層巖性疏松，原油黏度高，儲層非均質(zhì)性較強，泥質(zhì)含量較高，通常情況下，儲層見水后，砂巖儲層的膠結(jié)強度會大大下降，形成分散的砂粒，這將使地層出砂的可能性增大。A井生產(chǎn)后期有明顯的出砂和砂堵現(xiàn)象，根據(jù)粒度分析數(shù)據(jù)，地層砂粒度中值d50=116 μm，根據(jù)Saucier方法計算得到的擋砂精度D50為580～696 μm，對應(yīng)的20～40目的防砂陶粒，優(yōu)質(zhì)篩管擋砂精度選擇120 μm。

篩管與井眼環(huán)空通常采用陶粒等顆粒型材料進(jìn)行充填，其防砂原理為(圖5)：如果環(huán)空流體的徑向滲流長度短，滲流面積大，則徑向滲流壓差小；如果環(huán)空流體的軸向滲流長度長，滲流面積小，則軸向滲流壓差較大。這樣就可以在地層流體徑向流動基本不受影響的情況下，有效控制流體的軸向流動[13]。

圖5 篩管外環(huán)空顆粒充填軸向與徑向流動阻力示意圖Fig.5 Schematic diagram of axial/radial flow resistance of particle filling in outer annulus of screen

以海上油田常見的“φ215.9 mm裸眼+φ139.7 mm篩管” 充填20～40目輕質(zhì)顆粒的完井管柱尺寸為例，對水平井開發(fā)過程中的滲流流量進(jìn)行計算，相鄰2根篩管及環(huán)空顆粒充填層為計算目標(biāo)。根據(jù)達(dá)西定律可知，當(dāng)作用在顆粒充填層的壓差為0.1 MPa時，地層水從地層穿過單根篩管的顆粒充填層的徑向滲流量為Q徑向=1.32×106cm3/s；當(dāng)控水篩管設(shè)置的控流裝置遇水關(guān)閉后，水沿井筒從單個控水篩管流向相鄰控水篩管的滲流量Q軸向=40.15 cm3/s。

也就是說，當(dāng)作用在礫石充填層的壓差一定時，軸向滲流流量Q軸向遠(yuǎn)小于徑向滲流流量Q徑向，在油井局部出水后，充填于環(huán)空之間的顆粒型材料可以有效抑制水在不同篩管之間的軸向竄流，將地層出水限定在一定長度范圍內(nèi)，配合控水中心管柱上控流裝置的限流作用，實現(xiàn)精細(xì)化分段控水的功能。

2.2 工藝參數(shù)優(yōu)化

1) 控水管柱分段數(shù)量優(yōu)化。

A1井實鉆水平段長度310 m，根據(jù)鉆后測井解釋數(shù)據(jù)，采用均勻分布法設(shè)置AICD數(shù)量及分段工具，設(shè)置定產(chǎn)液量333 m3/d模擬該井設(shè)置不同分段數(shù)量的控水方案的控水效果，結(jié)果見表1。

表1 A1井AICD完井設(shè)置不同分段數(shù)量控水方案控水效果對比表Table 1 Comparison of water control effects of AICD completion schemes with different number of sections for well A1

通過表1可以看出，A1井分段數(shù)為4時的控水效果較明顯，繼續(xù)增大分段數(shù)量則控水效果遞增不明顯，同時設(shè)置過多的機械式分段工具也會在一定程度增加施工風(fēng)險及成本。因此，推薦A1井分為4段，根據(jù)滲透率及含水飽和度變化關(guān)系，設(shè)計4分段井深分別為2 070～2 130 m、2 130～2 214 m、2 214～2 310 mm、2 310～2 380 m。

2) 各分段內(nèi)AICD分布數(shù)量優(yōu)化。

設(shè)置A1井的定產(chǎn)液量為333 m3/d，模擬4段井深設(shè)置不同數(shù)量AICD個數(shù)的壓降、日產(chǎn)油量及含水率情況，結(jié)果見表2。

表2 各分段內(nèi)不同AICD分布數(shù)量控水效果對比表Table 2 Comparison of water control effect of different AICD distribution quantities in each section

從表2可以看出，A1井按照“1+6+6+3”的布置方案生產(chǎn)效果最優(yōu)，在原始測井解釋資料做為輸入條件下，產(chǎn)液量333 m3/d時的AICD壓耗為2.3 MPa，含水率降低3.22%。

3) 充填陶粒目數(shù)優(yōu)化。

按照油藏初期配產(chǎn)333 m3/d、不控水生產(chǎn)，含水率84.9%，井底流壓10.59 MPa，采用不同目數(shù)陶粒模擬控水效果和井底流壓，結(jié)果見圖6。通常情況下，陶粒目數(shù)越小則意味著顆粒充填層滲透率越低:①篩管外部充填陶粒的軸向阻流能力越強，單井的整體產(chǎn)出含水率越低(圖6a);流體在井筒內(nèi)的徑向滲流阻力越大，單井的井底流壓越低(圖6b)。陶粒目數(shù)的改變雖然在一定程度上影響了控水效果(84.91%～84.82%)和流動阻力(10.67～10.40 MPa)，但整體影響范圍較小。

圖6 充填陶粒目數(shù)對含水率(a)和井底流壓(b)的影響 Fig.6 Influence of filling ceramsite size on water cut (a)and bottom hole flow pressure(b)

3 控水防砂一體化工藝的現(xiàn)場應(yīng)用

A1井在2018年9月完井階段實施控水防砂一體化工藝技術(shù)后，其生產(chǎn)動態(tài)如圖7所示。A1井于2018年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期呈現(xiàn)出與原A井一致的“無低含水采油期”的生產(chǎn)規(guī)律，A1井投產(chǎn)1個月后開始逐步提高液量，含水率于2個月后逐漸下降至82%左右并保持相對穩(wěn)定，至2019年9月(投產(chǎn)1年后)，進(jìn)一步提高液量至500 m3/d左右，穩(wěn)產(chǎn)后最高日產(chǎn)油87 m3/d，含水率處于82%左右相對穩(wěn)定(圖7a)。從投產(chǎn)初期至2021年12月，A1井累計產(chǎn)油1.6萬m3以上，與鉆前配產(chǎn)油量對比累計增油4萬m3以上(圖7b)。

圖7 采用控水防砂一體化工藝技術(shù)的A1井生產(chǎn)情況Fig.7 Production condition of Well A1 after integrated water and sand control technology

4 結(jié)論

1) 對于埋深比較淺的疏松砂巖邊底水油藏，將顆粒型材料高效充填于篩管與井筒環(huán)空之中，在取得穩(wěn)定的防砂效果的同時，可有效提高軸向流動阻力，起到一定的軸向防竄流能力，并可實現(xiàn)一定的軸向精細(xì)化分段功能。

2) AICD能夠基于油水黏度差異自動調(diào)節(jié)徑向流動阻力，對生產(chǎn)過程中油水界面的動態(tài)變化具有更好的適應(yīng)性，進(jìn)一步提高控水增油效果。