渤海油田水平裸眼井控水工艺技术研究*

2020-06-30马英文张启龙肖文凤

中国海上油气 2020年3期

龚宁马英文李进张启龙肖文凤

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司天津 300459； 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室天津 300459)

水平井以其独特的开发优势，在渤海油田的应用规模不断扩大，井数和产量占比超40%，但含水率上升问题也日益凸显，导致部分油田含水率高达90%[1-3]。水平井高含水问题危害严重，如严重降低油井产量、增加平台水处理负荷、冲蚀造成防砂失效和砂堵等，甚至导致油井关停，严重影响油井正常生产和油田采收率[4-8]。据分析，高含水问题已成为渤海油田低产低效井和长停井的首要成因，稳油控水迫在眉睫。随着技术的发展，渤海油田先后采用了变密度筛管、中心管、ICD等控水技术，虽然各个控水工具都取得了一定的效果，但对于不同控水工具的适用性缺乏认识，控水工具选择多以经验决策为主，亟需进行各个工具的适用性分析。

本文深入开展水平井控水工艺适用性研究，进一步明确不同控水工具的特点及适用范围，同时综合考虑含水率、渗透率和避水高度等因素，提出了一套控水分段综合优化方法，可供渤海油田水平井的控水方案设计借鉴，对实现渤海油田3 000×104m3稳产目标具有重要意义。

1 控水工艺适用性研究

1.1 ICD控水工具适用性

ICD工具控水原理是通过对高渗层段提供附加压降，降低高渗层地层流体进入井筒的流量，以达到调整井底流动剖面的目标，从而均匀产液剖面，降低单井的产水率。ICD工具根据提供压降的方式可分为喷嘴型、螺旋通道型和喷管型等[9-11]3类。各类型ICD工具提供的压降量级直接影响其控水能力，而变密度筛管工具的控水原理与ICD类似，因此可通过产生附加压降的大小来对比各种类型ICD工具和变密度筛管的压降等级。喷嘴型ICD、螺旋通道型ICD、喷管型ICD和变密度筛管的附加压降计算公式如式(1)～(4)所示。根据计算公式，对比相同流量下不同工具的压降大小，计算结果如图1所示。由图1可知，变密度筛管产生压降非常小，接近于零，远小于ICD工具，控水效果不明显，因此后面将不再分析讨论。在大流量条件下，喷嘴型ICD的控水效果最优，喷管型次之，螺旋通道型最小；在小流量下正好相反，因此流量是优选ICD工具类型的关键指标。

喷嘴型ICD附加压降公式为

(1)

图1 不同控水工具压降计算结果Fig .1 Pressure drop calculation results of different water control tools

螺旋通道型ICD附加压降公式为

(2)

喷管型ICD附加压降公式为

(3)

变密度筛管附加压降公式为

(4)

式(1)～(4)中：Δp为压降，MPa；Cu为单位转换系数，无量纲；ρ为流体密度，g/cm3；Cv为无因次流动系数，无量纲，取值范围1.0～1.5；A为截面面积，m2；q为流量，m3/d；d为喷嘴直径，m；ρcal为校准流体密度，g/cm3；μcal为校准流体黏度，mPa·s；ρmix为混合流体密度，g/cm3；μmix为混合流体黏度，mPa·s；aSICD为ICD筛管控水强度。

邹伟林等[12]利用有限元数值模拟软件，建立了3种ICD控水工具的有限元模型，这些 ICD 都具备 1个出口和 2个入口，环空入口和中心管入口均设定为速度入口条件，出口设定为出流条件，其他默认设定为壁面条件。相同流量条件下，流体密度、流体黏度对ICD节流压降的敏感性影响如图2所示。由图2可以看出，流体密度对压降的影响远小于流体的黏度，随着黏度的升高，3种类型ICD的压降都随之增大，其产生压降的大小排序为：螺旋通道型>喷管型>喷嘴型。

图2 流体密度和流体黏度对压降的敏感性(据文献[12])Fig .2 Sensitivity of fluid density and viscosity to pressure drop (according to reference[12])

根据上述分析，流量和黏度是影响ICD工具压降和控水效果的关键因素，因此选择以“流量、黏度”为ICD优选关键指标，对ICD工具类型的适用性进行分析。ZENG Quanshu[13]综合考虑各ICD的流体参数敏感性、抗冲蚀和防堵塞性，结合模糊综合评判方法，通过变权理论的算法，计算并比较了不同ICD在不同储层条件的优属度，构建了 ICD 优选图版，如图3所示。由图3可知，喷嘴型ICD适合低流量稠油油藏，螺旋通道型ICD适合高流量低黏原油油藏，喷管型ICD适合高流量稠油油藏，而渤海油田投产后期的水平裸眼生产井具有流量大、低黏度、含水率高等特点，因此根据图3图版渤海油田更适合应用螺旋通道型的ICD工具。

进行盾构穿越掘进时，盾构姿态要避免反复蛇形纠偏；利用盾构主推油缸各分区压力差及行程差来控制其纠偏量，保持姿态趋势稳定，每环推进油缸分区的行程差控制在30mm以内，盾构水平/垂直姿态在±30mm以内，纠偏量控制在5mm以内。

图3 不同ICD工具类型的选择图版(据文献[13])Fig .3 Selection plates of different ICD tool types (according to reference[13])

利用上述图版对渤海X1井的ICD工具进行选择。该井原油黏度为180 mPa·s，产液量为200 m3/d，属于高黏度、高流量类型，适合选用喷管型ICD。选用ICD投产后，与没有考虑控水方案的初始配产进行对比，结果如图4所示。由图4可以看出，选用喷管型ICD投产后，X1井实际含水率较初始配产含水率有明显的下降，其中X1井的等效增油量为19 759.6 m3，平均增油速率为7 400.6 m3/a。

图4 渤海X1井ICD投产结果Fig .4 ICD production results of Well X1 in Bohai oilfield

1.2 AICD控水工艺适用性

AICD工具与ICD工具不同，它是一种自适应性的控水工具，是根据含水率和黏度的变化自动调整附加阻力，因此无法定量计算其对流体产生的附加压力，有限元模拟和室内实验是目前主要的研究方法[14]。根据产生摩阻方法的不同主要包括旋道型和碟片型，以旋道型AICD为例，实验研究含水率和原油黏度对AICD控水规律的影响。实验装置如图5所示，通过调整油槽和水槽的开度改变其含水率，用压力降表征控水工具的控水强度。黏度和含水率对AICD压降大小的影响结果如图6[15]所示。

图5 AICD控水效果评价试验装置(据文献[15])Fig .5 AICD water control effect evaluation test device (according to reference[15])

图6 黏度和含水率对AICD压降影响的实验结果 (据文献[15])Fig .6 Influence of viscosity and water content on pressure drop of AICD(according to reference[15])

由图6可以看出，原油黏度越高，通过AICD的流量越大，即产生的流动阻力越小，因此AICD更适用于原油高黏度储层；含水率越高，通过AICD装置的流量越小，即产生的流动附加摩阻越大，对纯水有较强的抑制作用，因此AICD工具更适合高含水率井段。

选取渤海X2井作为AICD试验井，该井当前含水率达到95.23%，属于高含水率的生产井，常规开采方式难以取得经济效益，因此利用AICD进行控水作业。投产一年间，相同频率下，含水率下降2.5%，增油量14 m3，日降水23 m3，取得了较好的控水效果，验证了AICD在高含水率井段的控水效果。

1.3 中心管控水工艺适用性

中心管控水工艺是指将油管插入水平井段，增加跟部油藏流体进入油管产出所经过的流程，从而增加摩阻，抑制长水平段的跟趾效应，防止井段跟部过早见水。中心管控水技术一般与其他控水工具一起使用，如变密度筛管、ICD和AICD等，建议跟趾效应明显的井下入中心管，如相对均质的油藏和跟端渗透率较大的非均质油藏。对于中心管下深主要通过经验决策，缺乏理论支撑。基于跟趾效应分析，提出了一套以最小生产压差为目标的中心筛管下入深度确定方法，其过程如图7所示。利用该方法对CFD-X1井进行最优中心管下入深度设计，计算结果如图8所示。根据最大生产压差最小原则，确定该井中心管的最优下入深度为100 m。

图7 中心管下入深度优化设计方法Fig .7 Optimization design method for the depth of the central pipe

图8 CFDX1井不同中心管下入深度压差计算结果Fig .8 Calculation results of differential pressure of different central pipe running depth in Well CFDX1

采取上述方法，利用单因素变量法对影响中心管下深的水平段长度、井眼尺寸和流体黏度开展敏感性分析。利用均值油藏模型，结合近井流体计算软件，具体输入基础参数如下：水平井眼长度为200～700 m；原油黏度为100～700 mPa·s；井眼尺寸为φ114.3、φ152.4、φ215.9和φ244.475 mm；单井产量为500 m3/d；井眼粗糙度为4 mm；中心管尺寸为φ73.025 mm。模拟结果如图9所示，水平段越长，跟趾效应越强，中心管的最优下入长度越长；水平井眼尺寸越大，中心管摩阻越小，中心管最优下入长度越长；原油黏度越大，中心管产生的摩阻越大，中心管下入长度越短。

图9 井眼长度、井眼尺寸、原油黏度对中心管下入深度的影响Fig .9 Effect of borehole length，hole size and oil viscosity on the depth of central pipe

2 控水分段综合优化方法

水平井控水工艺的关键环节就是分段，将水平段根据出水的难易程度，利用生产封隔器进行分段，对较易出水的井段采取控水措施，对不容易出水的井段加大生产力度，从而整体降低单井的含水率，因此如何对水平井进行分段对控水效果有着重要的作用[16]。之前的分段方法是依据水平段渗透率大小划分控水井段，但该方法存在一定的弊端，就是没有综合考虑渗透率、避水高度和含水饱和度的影响，因此提出一种综合优化方法，即尽可能把沿水平段物性相近(渗透率、避水高度和含水饱和度)的储层划分为同一控流单元。

2) 然后进行含水饱和度的划分：参考水平控水段含水饱和度情况，进一步优化水平段控水分段，将含水饱和度差不多的划分至同一控流段，与渗透率分段方法类似。

3) 最后根据避水高度的划分：根据不同水平井段避水高度对控水分段作进一步优化，将避水高度不同的段划分开，方法与渗透率分段方法类似。

通过以上过程，综合考虑了各个因素对控水效果的影响，比之前的方法更加全面和准确。

3 控水工艺技术应用

以CFD-A井为例进行分析，该井为馆陶组储层的1口水平井，采用φ215.9 mm裸眼完井，裸眼段1 666.95～1 964.00 m，水平段储层渗透率为198～4 223 mD，平均孔隙度21.1%，储层段含水饱和度为68.2%，原油黏度3.6 mPa·s，采用φ177.8 mm筛管防砂，设计配产为60 m3/d。按照图4所示ICD工具优选图版，CFD-A井属于低黏度、低流量类型，适合选用螺旋通道型ICD。因此，CFD-A井选用φ177.8 mm 螺旋通道型ICD均衡筛管、分4段进行控水。采用传统渗透率单一因素分段方法和水平井综合分段优化方法，对CFD-A井进行划分对比，结果如图10所示。由图10可以看出，采用单一渗透率方法可划分为4段，采用综合分段优化方法可划分为5段。

图10 传统分段(虚线所示)和优化分段(阴影所示)对CFD-A井控水分段的结果对比Fig .10 Comparison of the results of the traditional sections(dotted line) and the optimization sections(shaded) for the water control sections of Well CFD-A

采用近井流体模拟软件进行计算，对比优化5段控水和传统4段控水的效果，结果如图11所示。由图11可以看出，优化分段后的含水率63.7%，较原含水率67.7%降低了4个百分点，优化分段后的控水效果更好。这是因为优化方法可将出水/出油情况相近的井段划分到一起，保证每段内部出水特性较为统一，更有利于控水工具参数优选，对各段控制更具针对性。