◇中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 王 輝 蔡振華 張 震 陳 凱 朱建英 潘 彬

海上油田水平井控堵水一直是眾多油田攻關(guān)的難題，特別是在疏松砂巖底水油藏的開發(fā)上，不僅要面對高含水治理的難題，更要對出砂問題一并治理，這對防砂控水一體化工藝的研究提出更高的要求。本文以海上C油田的A1H1井為例，針對投產(chǎn)后的低產(chǎn)井出砂高含水治理的問題，介紹連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)，結(jié)合工藝與油藏動態(tài)分析的認識，開展防砂控水一體化技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用。A1H1井在措施后防砂和控水效果都比較明顯，取得了階段的成功和認識，在海上油田水平井防砂控水技術(shù)的推廣具有一定的參考意義。

1 前言

水平井防砂和控水的兩種技術(shù)種類較多，并且都比較成熟，但隨著工藝和工具的發(fā)展，和一體化施工能力的提升，以及油田生產(chǎn)面臨的的問題復(fù)雜程度提高，單一的技術(shù)已經(jīng)不能滿足油田生產(chǎn)的需求，因此一體化技術(shù)的推進是勢在必行的。

海上C油田屬于疏松砂巖底水油藏，采用水平井開發(fā)，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高，遞減速度快，無水采收期短，高含水的問題已經(jīng)嚴重制約到了油田的開發(fā)。高含水階段采取高液量穩(wěn)產(chǎn)的策略遇到了海上平臺流程處理量的限制，并且疏松砂巖采取高液量的生產(chǎn)，出砂現(xiàn)象已經(jīng)頻繁出現(xiàn)，不僅影響單井的產(chǎn)能，而且地面大量的泥砂對過濾設(shè)備造成嚴重影響，不斷的出砂更加劇的了電泵不穩(wěn)定生產(chǎn)，馬達堵轉(zhuǎn)卡泵等問題頻發(fā)，導(dǎo)致電泵運行壽命周期降低，檢泵工作增加帶來了成本的大大增加，如何有效防止儲層出砂和延緩底水上升成為油田急需解決的瓶頸問題。

2 連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)原理

防砂原理：連續(xù)封隔體和ICD聯(lián)合防砂控水技術(shù)是一種新型的防砂控水一體化技術(shù)，采用的新型充填顆粒具有輕質(zhì)密度，密度僅為1.05g/cm3，比常規(guī)充填的陶粒更輕，更容易被攜砂液充填，具有更高的充填效率和緊實的充填效果。連續(xù)封隔體顆粒不僅具有支撐井壁、避免泥巖垮塌的作用，還可以起到建立固定砂橋的作用，防止固相顆粒運移。因ICD篩管的限流作用，充填作業(yè)的排量被一定程度的限制，若采用常規(guī)陶?；蚴⑸皩l(fā)生橋堵而提前脫砂的問題，因此必須采用易攜帶的低密度顆粒充填。低密度顆粒對比常規(guī)顆粒因其流動性強必然實現(xiàn)更好的充填緊實程度和更高的充填率。采用循環(huán)充填，但對比礫石充填技術(shù)省去了中心管（沖管）。當以一定排量充填時，因為ICD篩管具有限流作用，跟端ICD篩管因流量限制而憋壓，會自然使攜砂液克服沿程摩阻向趾端引流，實現(xiàn)全水平段環(huán)空充填。

控水原理：水平井若水平段存在明顯的滲透率極差，在一定的生產(chǎn)壓差下在水平段的動用程度是不均衡的，井口產(chǎn)水達到90%以上時，也會存在局部高含水突破的情況，通常的控水措施限制了水平段的徑向方向流動，但對管外竄流的限制效果不理想，連續(xù)封隔體顆粒具有全水平段限制軸向竄流，減少在水平方向的流動，水平段分段采用ICD流入控制裝置可以給高滲產(chǎn)水段提供一個附加壓差，限制高滲段對應(yīng)的高速水流的徑向流入，可以有效減緩底水錐進的速度，并且根據(jù)水平段滲透率分布情況采用不同限流閥值，減少對原油流體的限制，原理示意如圖1所示。最終實現(xiàn)均衡產(chǎn)液剖面、抑制水產(chǎn)出的目的，消除井筒內(nèi)水竄導(dǎo)致的油水矛盾，提高產(chǎn)油量，從而實現(xiàn)降水增油的目標。

圖1 防砂控水一體化技術(shù)原理示意圖

3 低產(chǎn)井原因分析及治理對策

海上C油田A1H1井2018年投產(chǎn)，生產(chǎn)館陶組砂體，高孔高滲儲層，地層原油粘度3.6mPa.s，水平段長度276m，平均滲透率29.6%，平均滲透率5442mD，儲層鉆遇率83.3%，防砂方式采用優(yōu)質(zhì)篩管礫石充填。A1H1井投產(chǎn)初期有出砂跡象，現(xiàn)場取樣出砂量較少，生產(chǎn)情況：油壓4.61MPa，流壓5.6MPa，頻率35Hz，日產(chǎn)液219m3，日產(chǎn)油100.8m3，含水54.1%，生產(chǎn)壓差1.6MPa。2018年4月19日，頻率從40Hz提至45Hz，出現(xiàn)欠電壓停泵，再次試啟失敗，報警馬達阻轉(zhuǎn)，反轉(zhuǎn)測試仍然馬達阻轉(zhuǎn)，經(jīng)過多次試啟不成功，懷疑井下出砂沉降導(dǎo)致電泵遇卡；該井從環(huán)空補液生產(chǎn)，產(chǎn)出基本為注入水，4月28日關(guān)停下線，進行吸水能力測試；4月29日從套管反擠生產(chǎn)水，井口打壓10MPa，壓力基本不降，推測井下已經(jīng)砂埋與地層無法溝通，故障前正常生產(chǎn)日產(chǎn)液551m3，日產(chǎn)油112m3，含水80%，頻率40Hz，油壓2.5MPa，流壓6.1MPa，生產(chǎn)壓差1.1MPa，生產(chǎn)曲線見圖2所示。

圖2 A1H1井生產(chǎn)曲線

原因分析：關(guān)停前取砂樣進行粒度分析，主要以中砂和細砂為主，粒徑分布在125～250μm，防砂篩管管柱采用120μm防砂精度的橋式符合篩管，充填顆粒采用20/40目的人造支撐劑，通過實驗結(jié)果和防砂方式對比分析，判斷出砂的原因為篩管出現(xiàn)破損，并且關(guān)停前生產(chǎn)壓差較之前有減少趨勢，說明地層存在泄壓點。水平段鉆遇46m你巖層，當井筒見水后，地層水攜帶泥質(zhì)在井筒中運移，逐步堵塞篩管，篩管上承受更大的壓差，存在篩管破損的可能性。

治理措對策：采取大修治理重新防砂，需要取出原破損篩管，重新礫石充填完井，存在篩管無法取出的風(fēng)險，根據(jù)礦場經(jīng)驗成功率較低。采用重新下入小尺寸篩管二次防砂，對產(chǎn)能通道影響較大，影響油井產(chǎn)能較明顯，不但成本高，而且會再次出現(xiàn)泥堵出砂問題。采取側(cè)鉆其他層會導(dǎo)致該井位儲量無法控制，A1H1井剩余潛力較大，不建議放棄該井位。因此采用新型防砂控水一體化技術(shù)可以滿足該井的需求，不僅可以重新防砂控制地層出砂情況，并且該井投產(chǎn)含水50%，生產(chǎn)一個月時間含水上升至80%，存在底水突破的優(yōu)勢通道，有控制含水上升的需求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2018年11月開始進行防砂控水措施作業(yè)，方案設(shè)計思路在本井原防砂管內(nèi)下入控水篩管，在控水篩管和防砂篩管之間充填封隔體，進行分段控水。水平段下入ICD控水管柱四段，共計長度314m，連續(xù)封隔體開始充填排量458L/min，返出排量250 L/min，充填起始壓力2.4MPa，充填最高壓力4.4MPa；充填結(jié)束排量118 L/min，返出排量110 L/min，充填壓力3.8MPa，基本符合地層循環(huán)測試后，充填參數(shù)優(yōu)化后的結(jié)束壓力和排量（設(shè)計充填結(jié)束壓力4MPa，充填結(jié)束排量100L/min）。設(shè)計加砂量0.86m3，充填過程中加砂量2.28m3，充填結(jié)束后，反循環(huán)洗井，返出砂量0.1m3，實際充填砂量2.18m3。

A1H1井施工順利完成，措施后A1H1井井口取樣基本不出砂，初期有少量返排出來砂礫，后期不存在出砂現(xiàn)象，化驗含水從80%下降至68%，下降幅度15%，控制含水有效期3個月總有，含水趨勢曲線見圖3。由于下入控水裝置后生產(chǎn)壓差較措施前擴大至3.6MPa，產(chǎn)液量下降至163m3，產(chǎn)油量下降至57m3。

圖3 A1H1井措施前后含水對比

5 結(jié)論

（1）隨著油田開發(fā)至中后期，含水上升至高含水期，換大泵生產(chǎn)的趨勢是在所難免的，面臨高含水、高液量、高沖刷，出砂現(xiàn)象將會頻發(fā)，防砂控水一體化技術(shù)在水平井上的應(yīng)用在油田開發(fā)上將會越來越多，目前的一體化技術(shù)仍處在發(fā)展階段，成熟應(yīng)用和推廣的技術(shù)仍然較少，需要進一步完善技術(shù)和工具的研發(fā)工作。

（2）連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)在海上C油田取得了階段的成功，在低產(chǎn)井A1H1上措施后不在出砂，含水也下降了12%左右，這在僅進行水平井控水措施上都屬于效果較好的案例，但是由于控制液量的范圍超過預(yù)期，生產(chǎn)壓差過大，導(dǎo)致產(chǎn)液量無法恢復(fù)至措施前，日產(chǎn)油量損失較明顯，在增油方面工作仍需要繼續(xù)深入研究，優(yōu)化控水的力度，以達到措施的經(jīng)濟性。