井下流量平衡器完井技术在疏松砂岩底水油藏水平井开发中的应用

曾显磊 罗东红 陶 彬 高晓飞 陈维华

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司； 2.中海石油（中国）有限公司番禺作业公司）

井下流量平衡器完井技术在疏松砂岩底水油藏水平井开发中的应用

曾显磊1罗东红1陶 彬2高晓飞1陈维华1

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司； 2.中海石油（中国）有限公司番禺作业公司）

针对南海珠江口盆地疏松砂岩底水油藏水平井开发中底水快速锥进问题，采用了新型完井工具，即井下流量平衡器（简称ICD）完井。阐述了ICD延缓底水锥进的原理以及应用中ICD下入长度、水平段分隔段数、ICD用量和开孔数等参数基本设计及其优化。XJG231油田应用效果表明，ICD完井可明显延缓底水锥进，挖潜效果明显，可为类似油田开发提供借鉴。

ICD完井技术 疏松砂岩底水油藏 水平井 XJG231油田

水平井技术以其能够提高油气井产能、增加泄油面积等优越性已在油气田开发中越来越受到重视[13]。对于海上油气田来说，由于受平台设施的限制，水平井开发方式更具有无可比拟的优势，已受到国内外油田作业者的青睐，但对于埋深较浅的疏松砂岩底水油藏（尤其是油藏比较薄）来说，水平井开发方式也遇到了新的挑战。

因压实和成岩作用不足，埋深较浅的疏松砂岩油藏，储层胶结强度低、岩性疏松、砂岩均质性强、渗透性良好，在利用水平井开发时，不仅会出现油井出砂的现象，而且由于流体沿水平段产生的摩擦损失，使得水平井跟端生产压差较大，很容易引起水平井过早、过快见水，造成油井产量迅速降低，而采取提液增产措施又会加剧油井出砂程度。因此，油井出砂和底水快速锥进一直是困扰疏松砂岩底水油藏水平井开发的难题[4－5]。

近几年随着完井技术的发展，一种新型的完井工具——井 下 流 量 平 衡 器[6]（Inflow Control Device，以下简称ICD）已受到越来越多油田作业者的关注，它不但能起到防砂的作用，而且可以降低水平井跟端的生产压差，并且可以控制高水饱区或裂缝的产能来延缓底水的过快锥进，最终达到平衡水平段生产压差的效果。本文是在ICD理论分析的基础上，对2009年底在南海珠江口盆地XJG231油田18H井中下入ICD的设计内容、优化过程和应用效果进行总结，旨在为其他类似油田开发提供借鉴。

1 ICD延缓底水锥进的原理

ICD通常与封隔器配合使用，将水平段分为若干部分，通过调节各部分的液量来调节水平段的压降，实现均衡开采。ICD控制压降是通过2种方式来实现的，即控制流动面积（喷嘴或孔眼型）和增长流体过道（流道型），也有把这2种方式结合使用的，本文主要分析孔眼型ICD。ICD完井和普通筛管完井时，沿水平段压降的分布特征如图1所示。

在使用ICD完井时，流体从地层流入井壁与ICD之间的环空，然后经过ICD流入到井筒内部。流体在通过ICD时会产生一个沿井筒逐渐变小的附加压降ΔpICD，使得整个井筒中环空压力（ΔpDD）保持平衡（图1a）。这样，ICD就起到了调整压降变化的作用，实现了整个油藏向井筒供液的均衡推进。而普通筛管完井中沿水平井筒的生产压差剖面是渐变的（图1b），从趾端到跟端，生产压差逐渐增大，使得底水在水平井跟端更容易快速锥进，导致油井过早见水，产油量迅速降低。

图2为流体在某孔眼型ICD中的流动示意图，流体流动顺序可分为：①从筛管流入到筛管与基管间的间隙，由于本段基管上并无流入通道，流体只能沿着此间隙流入ICD；②流体通过ICD的孔眼进入ICD内部，产生紊流，然后紊流通过基管上的孔进入基管内部；③流体通过基管上的孔进入基管内部，最后流入井筒。

流体经过孔眼时，流量和压差的关系可由公式（1）[8]表示

公式（1）是由伯努利方程演化而来，其中：CD是流量系数，它取决于孔板结构；Δp是压差，Pa；ρ是流体密度，kg/m3；Q是流量，m3/s；d是孔眼直径，m。

根据伯努利方程可知：当流体由大通道流经小孔眼时流速变快，压力降低，压差变大。如果每段的ICD孔眼打开数目相同，则ICD在每段产生的附加压差应接近；但在某个特殊井段（如高渗透段）的ICD孔眼打开数目减少时，相当于该井段总的孔眼直径在减小，这样该井段的流速则变得更快，压差也变得更大，但液体流过的总量在减少。这样就实现了通过调节不同井段的ICD孔眼打开数目来控制生产压差的目的。

2 ICD在珠江口盆地XJG231油田18H井的应用

2.1 18H井概况

18H井是2009年底在珠江口盆地XJG231油田部署的一口调整井，目的是挖潜HJ3B油藏剩余油。该油藏先期投产的4口水平井生产动态显示：油井含水上升速度比较快，油井开发效果不理想。分析认为，该油田HJ3B油藏埋深田J3B m左右，储层岩性主要为细—中粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，储层胶结疏松，胶结物含量占岩石总成分的3%～5%；油藏油层最大厚度约11 m，纵向上夹层分布较少，且底水能量强。这样的油藏条件很容易导致底水在水平井局部的快速锥进，油井开发效果差。因此，决定在18H井应用ICD完井技术。

2.2 ICD应用基本设计

ICD应用基本设计主要是确定以下参数：ICD的下入长度、水平段被分隔的段数、每段中ICD的用量和孔眼打开数目。

HJ3B油藏的具体参数如下：储层厚度41.1 m，储层宽度914.5 m，垂向渗透率与水平渗透率比值为0.1，油藏压力18.61 MPa，油藏温度82.2℃，原油密度0.849 g/cm3，原油地下粘度5.56 mPa·s，泡点压力0.51 MPa。18 H井信息如下：水平段长度500 m，井眼尺寸φ215.9 mm，ICD外径114.3 mm。油藏模型使用稳态Joshi模型，最大目标产液量3180 m3/d（此液量为后期高含水期的液量，而不是初期液量），油藏和ICD之间的环空渗透率假设为1000 mD。采用NETool软件进行模拟分析。ICD完井模型如图3所示。

图3 ICD完井模拟示意图

（1）ICD设计下入长度 18H井水平段设计长度510 m（3030～3540 m），一般情况下ICD的下入长度与水平段一致，因此18H井ICD的下入长度为510 m。

（2）水平段被分隔的段数 水平段被分隔的段数与长度由渗透率各向异性决定，并根据渗透率变化曲线来决定封隔器的位置。HJ3B油藏前期已有4口水平井，因此设计时借用与18 H井距离较近的3H井作参考，用其水平渗透率来做初步设计。根据预测的18H井水平渗透率分布结果，将18H井水平段分隔为5段（封隔器下入5个，长6.1 m，膨胀后外径304.8 mm）。图4为18H井3000～3350 m井段预测的水平渗透率的分布结果。

图4 XJG231油田18H井水平段预测的水平渗透率分布图

（3）ICD的用量 每个被分隔的井段中都由若干个ICD单元（基管单根）组成，而每个ICD单元由单个ICD和筛管构成。ICD的设计用量＝（水平段长度－封隔器总长）/基管单根长。设计阶段18 H井基管单根长为10 m，其中ICD长度约1 m。据此设计下入48个ICD，每段ICD的用量分别为8、10、10、10、10个。

（4）孔眼尺寸和每段ICD的开孔数 选用威德福公司生产的孔径为φ3.175 mm的ICD下入18H井。综合考虑摩阻、地层表皮系数、孔眼数量与尺寸等因素对压降和流量影响，同时满足足够的附加压降和最大目标产液量要求，经过模拟分析，最终确定每段ICD的10个孔全部打开（表1）。

表1 XJG231油田18H井钻前ICD应用的基本设计结果

2.3 ICD应用基本设计优化

18H井完钻后，根据随钻测井数据对水平段进行了快速ELAN解释，并根据实际钻井轨迹对ICD应用的基本设计进行优化。

（1）ICD下入长度 由于18H井水平段的尾端（3350～3501 m）轨迹控制不理想，距离油水界面比较近，因此对ICD原设计下入长度进行了调整：3350～3501 m井段用盲管封堵，其余360 m（2990～3350 m）有效井段下入ICD。

（2）水平段分隔段数 图5为18H井2990～3350 m井段钻后水平段渗透率分布图，据此将水平段分为6段。图5中浅蓝色指示线示意封隔器的下入深度。

图5 XJG231油田18H井钻后水平段渗透率分布图

（3）每段ICD用量 根据ICD下入长度和水平井段分隔段数优化结果，维持基管单根长度10 m不变，对ICD用量进行优化，共下入33个ICD，每段ICD的用量分别为5、6、6、6、6、4个。

（4）每段ICD开孔数 模拟结果显示：在普通筛管完井条件时，18 H井第一段（跟端区域）产水量比较大，平均在3.6 m3/（d·m），是其它各段的3.5倍（图6左），而产油量仅为其它各段的50%（图6右），因此需要在ICD完井时调节孔眼的打开数目来限制高产水井段的贡献。

18H井设计的最大流量为3180 m3/d。根据公式（1），在流量一定的情况下，可计算出最优的过流面积与通过每节ICD的压降值。单节ICD的过流面积除以每孔的孔眼面积，就可得出开孔数。

通过模拟优选得出如下孔眼打开方案：第1段ICD的孔眼打开数为1，其余各段孔眼全部打开（表2）。模拟结果显示：第1段产水量约为1.5 m3/（d·m），同比降低60%（普通筛管完井方式），与其它各段的产水量基本相同；从产油量上看，虽然第1段的贡献降低了30%，但其它各段的产油量增加约30%，水平井总体产油量增加28%左右，效果明显得到改善（图7）。

图6 XJG231油田18H井普通筛管完井水平段产油、产水量贡献图

表2 XJG231油田18H井钻后ICD应用基本设计优化结果

图7 XJG231油田18H井ICD完井水平段产油、产水量贡献图

2.4 应用效果评价

（1）生产动态描述 2009年12月5日，18H井自喷投产，在投产后的前70天中，平均日产油量330 m3，含水率稳定在3%左右，初期效果已明显优于其它老井。2010年2月10日后，该井含水率才开始缓慢上升，启泵前含水率仅为27.7%。2010年5月25日，该井启泵生产，日产油量从230 m3上升到650 m3，含水并没有大幅增加；2010年10月底，该井平均日产油量508 m3，含水64%。截至2010年10月底，该井已累计生产原油13万m3。

（2）开发效果对比 18 H井位于1 H井和3 H井的尾端中部，与2口邻井的平面距离大约180 m。18H井投产时，1 H井和3H井已连续生产约600天，分别采出原油14.1万m3和24.0万m3，含水率达到94%和88%。

图8为HJ3B油藏各生产井累积产油量与含水率对比图，可以明显看到，5口井在达到相同累积产油量时，18 H井含水率较低。如累积产油量为8万m3时，18 H井（图8中绿线）的含水率为45%，而其余4口井则达到70%或90%（图8中3 H、4 H井的部分点含水率突然大幅度降低是因为台风关停后测试的数据异常）。

图8 XJG231油田HJ3B油藏各生产井累积产油与含水率对比图

同时应注意到，在HJ3B油藏目前的5口生产井中，1H—4H井分别于2008年4月投产，而18H井则是2009年12月投产；因此，当18H井投产时，已不具备优势，此时该油藏的采出程度已达23%。但就是在这种情况下，18H井投产后效果能超过前期投产的开发井，更体现了该井使用ICD的优越性。

（3）开发效果预测 目前18H井电潜泵的运行频率为42 Hz，而电泵最大频率60 Hz，因此仍有较大提液空间。由于该井还未真正进入递减阶段，生产预测时只是借助于油藏数模软件。

为了真实体现ICD在油藏模拟软件（Eclipse）中的效果，研究人员在油藏模型中引入了多段井和分支井技术，使得模型能在结构上反映ICD的特征。结果证明，用这种手段很好地实现了与18 H井的历史拟合（如图9中实际含水率与数模含水率基本吻合）。在历史拟合比较合理基础上，模型预测到2017年，18H井能累计采出原油49万m3。

图9 XJG231油田18H井数模历史拟合分析图

3 结束语

ICD完井技术在XJG231油田的成功应用表明，在利用水平井开采疏松砂岩底水油藏时，ICD不但能起到防砂的作用，更重要的可以平衡水平段的生产压差、降低水平井跟端或其它高渗带的产水量、改善油井的生产动态。当然，在使用ICD完井时，不但应在钻前进行认真的论证，还要根据实钻轨迹形状和测井解释结果对ICD应用基本设计进行优化，使其更具有针对性。

[1] 苏崇华.海上低幅背斜砂岩油田挖潜稳产技术[J].中国海上油气，2007，19（3）：176－178，183.

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[3] 高占京，王兴岭，郑淑坤.水平井技术在底水稠油油藏开发中的应用[J].中国海上油气（地质），2000，14（6）：442－444.

[4] 高晓飞，罗东红，闫正和，等.一种减缓底水锥进的新方法：中心管技术及其在西江23－1油田水平井开发中的应用[J].中国海上油气，2010，22（2）：114－118.

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[7] COLIN J，QUENTIN M，STEVE B，et al.孔型流入控制装置的设计、测试、认证和应用[C].IPTC 13292.

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Application of ICD completion technique in horizontal well for developing unconsolidated sand reservoir with bottom water

Zeng Xianlei1Luo Donghong1Tao Bin2Gao Xiaofei1Chen Weihua1
（1.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，518067；2.Pan Yu Operation Company of CNOOC Ltd.，Guangdong，518067）

As for the rapid coning of bottom water while the horizontal well is used to develop the unconsolidated sand reservoir，a new type of completion tool（ICD）is introduced.Included are the explanations of principle of delaying the bottom water coning as well as the design parameters and their optimization，such as the length of ICD in use，the number of compartmentation of horizontal section，the usage of ICD and the number of orifice openings.The application of inflow control device （ICD）in XJG2 3－1 Field demonstrates that the completion technology can effectively delay the bottom water coning，so that it provides the experience for developing the other similar fields.

inflow control device；completion technique；unconsolidated sand reservoir with bottom water；horizontal well；XJG23－1 oilfield

曾显磊，男，高级工程师，1997年毕业于原江汉石油学院石油地质专业，目前从事油气田开发工作。地址：广东省深圳市蛇口工业二路1号海洋石油大厦（邮编：518067）。E－mail：zengxl2＠cnooc.com.cn。

2010－12－10改回日期：2011－07－25

（编辑：孙丰成）