礁灰岩油田水平井微粒充填ICD均衡控水技术

2019-07-25谢日彬李海涛杨勇刘远志孙常伟

石油钻采工艺 2019年2期

谢日彬李海涛杨勇刘远志孙常伟

1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司；2.西南石油大学

流花油田是南海珠江口盆地的块状生物礁滩底水稠油油田，孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔、非选择性溶孔为主，储层平均孔隙度21.3%，平均渗透率为 651×10-3μm2，属中～高孔隙度、中～高渗透率储层［1］。流花油田原油属高密度、高黏度、低含蜡、低凝固点、低硫、低溶解气油比的重质原油。该油田1996年投产，是世界上第1个在一个油田内全部使用水平井开发的油田［2］，初期20口开发井动用含油面积14.2 km2，水平段全部采用打孔管完井，单井平均日产油量 1 025.8 m3/d。

随着开发的进行，部分井出现水淹、产量递减快、经济效益差的问题，自1998年开始通过老井侧钻试图改善油田开发效果，至2002年初侧钻了7口水平井，水平段采用裸眼完井，平均单井初增油仅为160 m3/d，且迅速水淹，经济效益差。自2003年开始逐渐将侧钻井位布置在未动用的3井区。

主开发区探明储量采出程度只有16.1%，剩余8口未侧钻的早期开发井平均累产油93×104m3，生产稳定。为改善新井的开发效果，2013年优选2口构造高部位调整井采用封隔器分段ICD控水完井，投产初期含水85%，且迅速水淹，累产均小于2.5×104m3，控水效果差。

目前主开发区处于特高含水开发阶段，采出程度仅为17.3%，16口在产井综合含水为98%，8口早期开发井产油量占总产量的83%。为了提高主开发区的采收率，迫切需要合适的控水技术延缓新井的含水上升速度，提高开发效果。

1 目标井概况

X5井为流花油田边部构造最低位置的一口水平井，该井附近断层及裂缝发育，周围3口历史井投产初期平均含水62.9%，最低含水42.5%，含水上升快，开发效果差，井平均寿命低于2年。

高精度成像测井解释成果证实，X5井水平井段可见37条高角度成组集中分布的裂缝，裂缝走向为北西—南东向，次生溶蚀相对发育的有4个层段，次生溶蚀比例最大可达7.0%，平均溶蚀孔径约1.5 mm。溶蚀类型主要为蜂窝状溶蚀，也可见斑杂状溶蚀和沿裂缝溶蚀，裂缝渗透率为孔隙渗透率的10～15倍。

流花油田水平井产出剖面示踪剂解释成果证明，流花油田水平井产出不均匀现象较为明显，优势渗流通道为主要的产水层段，但是受礁灰岩储层成岩机理的影响，非均质性强，密闭取心显示岩心孔隙度、渗透率变化大，与随钻测井资料存在较大差异，优势渗流通道和出水位置难确定。

2 微粒充填ICD均衡控水管柱

微粒充填ICD均衡控水技术是通过在控水筛管与地层的环空内和近井地带充填微粒颗粒制造人工井壁，保证控水筛管与人工井壁的紧密贴合，在控水管外形成均匀孔隙介质，减少管外横向窜流的一种均衡控水技术。

2.1 管柱结构

微粒充填ICD控水管柱与常规的砾石充填防砂管柱［3］基本相同，由封隔器、充填总成、盲管、筛管串、双级过滤浮鞋构成；不同的是筛管串由基管、ICD限流阀［4-6］、过滤筛网、筛网保护套组成,ICD限流阀均匀安装在基管上(图1)。

图1 水平段微粒充填ICD控水管柱示意图Fig.1 Sketch of particle filling based ICD water control string in the horizontal section

2.2 工作原理

(1)微粒充填地层的高渗透条带或裂缝，封堵地层水的优势渗流通道，起到堵水的作用。

(2)微粒充填控水筛管与井壁之间的环空，保持井壁与控水筛管紧密贴合，以此来增加流体在环空的流动阻力，减少高产能段流体在环空内的横向窜流，代替机械封隔器起到连续封隔环空的作用。

(3)控水管柱均匀安装ICD限流阀。ICD限流阀可以提高高产能段管柱的附加压降损失，降低高产能段流量；而低产能段因流量低，管柱的附加压降小，作用在地层上的压差大，产液量相对增加。

(4)因环空内充填有微粒颗粒，流体横向窜流的摩阻增大，窜流量减少，进一步均衡水平段的产液量，起到控水的作用。

2.3 技术优势

(1)基管上均匀安装限流阀，不受储层非均质及含油性影响，且能够规避因随钻测井资料误差导致的控水段划分不合理的问题。特别是对于礁灰岩油田，储层非均质性强(变异系数0.8、突进系数6.3、级差77.6)，近井地带储层物性变化大，常规砂岩油田的ICD设计思路不适用，通过均匀安装限流阀可以有效规避该问题。

根据试验数据：用DPS数据处理系统对垦鉴稻6号穗头各部分之间连接力的回归模型进行计算机模拟可以得出[12]：

(2)筛管与地层的环形空间及地层大孔隙或裂缝内充填有微粒颗粒，且微粒颗粒介质的渗透率近似于地层渗透率，能有效降低近井地带地层非均质性。

3 微粒充填ICD均衡控水技术参数设计

3.1 限流阀安装距离及孔径设计

水平井生产时受水平段非均质性及流体流动的影响，水平段动用不均，流花油田前期ICD控水完井设计时主要是通过储层物性及裂缝解释成果确定分段长度及ICD孔数，投产后控水效果并不明显，且多口井存在控水后液量低、高含水期无经济效益的问题。

借鉴流花油田早期开发井打孔管完井的矿场经验，在基管上均匀安装限流阀，降低高产能段的产液贡献，以达到均衡控水的目的。假设油井水平段长度为L，设计最大产液量为Q，限流阀允许的最大过流量为q，则限液阀数量为Q/q，限流阀距离h为L/(Q/q)。根据限流阀的过流量实验确定孔径为8 mm限流阀在 6 MPa压差下最大过流量为 28 m3/d，目前流花油田水平井水平段有效长度850 m，设计产液量为 2 385 m3/d，需要安装 85 个限液阀，每 10 m安装一个限液阀。

3.2 颗粒粒径设计

颗粒充填的目的是利用高分子颗粒封堵控水管外环空及地层大孔隙或裂缝，降低近井地带的非均质性，因此颗粒粒径应与地层岩石骨架颗粒粒径吻合。通过对该井钻井岩屑的粒度分析(表1)，优选高分子颗粒的粒径为0.225～0.45 mm。

3.3 微粒充填施工参数设计

充填施工参数是保证充填效果的关键，其主要包括地面泵入压力、泵入流量、加砂比。针对油藏地质特征，微粒充填主要分为3个阶段。

(2)中期充填近井地带地层阶段。该阶段的充填流量降低到早期充填流量的一半，加砂比逐渐提高到6%，微粒颗粒随着充填流量的降低在近井地带迅速堆积，保证近井地带的高分子颗粒的浓度，提高微粒颗粒对近井地带优势渗流通道的封堵性。

(3)晚期充填筛管外环空阶段。该阶段的充填流量降低到原始充填流量的1/4，加砂比逐渐提高到12%，微粒颗粒随着充填流量的降低在筛管外环空迅速堆积，自趾端逐步向跟端埋没筛管［7］，流量降低，压力升高［8］。待井口充填压力升高到4 MPa，流量下降到150 L/min时充填完毕。

表1 X5 井水平段岩屑粒径分析结果Table 1 Analysis results on the particle sizes of cuttings in the horizontal section of Well X5

4 现场试验及效果分析

4.1 清水注入试验

为了确定合理的充填压力，准确计算地层摩阻，颗粒充填之前需要进行清水注入试验［9］。通过逐步调整注入压力，确定注入压力不稳定的起始点，作为微粒充填的起始压力，以达到最大程度提高充填颗粒量的目的。图2为流花油田清水注入试验施工曲线，当地面注入压力高于8 MPa时，压力在稳定注入流量下存在明显波动，与地漏试验对比后确定该压力为地层破裂临界压力，即颗粒充填起始压力。

图2 X5井清水注入试验施工曲线Fig.2 Construction curve of fresh water injection experiment of Well X5

4.2 现场压裂充填施工及曲线分析

该井水平段平均实测井径0.165 m，控水筛管外径为 0.12 m，需要充填的井筒环空体积为 9.67 m3，充填压差高于地层破裂压差5.5 MPa，实际充填体积为 22.6 m3。充填初期采用 1 200 L/min 的高流量注入，地面注入压力逐渐上升，扩大近井地带优势渗流通道孔径，细粒高分子颗粒(直径 0.225～0.45 mm)进入大孔隙和优势渗流通道，有效均衡近井地带孔隙度和渗透率。充填中后期逐渐降低充填压力，增大加砂比，保证水平井段环空有效充填，减少水平井段横向窜流，X5井颗粒充填压力与排量变化如图3所示。根据微粒实际充填量与环空容积计算得到充填到近井地带地层裂缝的微粒体积V为12.93 m3，计算方法如下：水平段井径d1为 0.165 m，水平段实钻长度850 m，地层孔隙度φ为24.3%，根据试井资料确定水平段有效动用长度h1为实钻长度的35.9%，即h1为305.15 m，假定优势渗流通道占储层总孔隙度的比例A为10%，则根据体积公式计算得到充填颗粒进入地层深度约0.67 m，形成以水平井为圆心、直径1.5 m的均质几何体。

图3 X5井微粒充填压力与排量变化Fig.3 Filling pressure and displacement change of particles in Well X5

4.3 效果分析

X5井投产后无水采油期10 d，投产第3个月测试含水16.9%，产油228 m3/d；投产第6个月测试含水 75.3%，产油 159 m3/d(图4)，根据 X5 井附近 300 m范围内的邻井不同含水的累产油数据表(表2)可知，使用微粒充填ICD均衡控水技术后，X5井和X4井的投产初期的含水明显低于周围3口井，与2013年调整井X3相比，含水降低62%，初期累增油超过2.5×104m3，开发效果明显好于周围3口邻井。