渤海油田水平生产井控水及泥岩封堵技术创新应用

2020-10-09石张泽刘国振龙江桥杨子张帅

石油工业技术监督 2020年6期

石张泽，刘国振，龙江桥，杨子，张帅

中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300459）

水平井作为油藏开发新技术，可以通过扩大油层泄油面积来提高油井产量，改善油田开发经济效益。然而，水平井也有其固有的缺陷，因为井身与油藏平行，水平井见水后，含水率迅速上升，产油量急剧下降，就有可能使油井形成“水淹”。因此如何精确地找出出水层位，并对其采取行之有效的控水措施则变得尤为重要[1]。而利用常规堵塞的方式卡堵泥岩段，或采用射孔、酸化等方式解堵，或是采用常规控水方法，均不能从根本上解决问题，因而尝试应用连续封隔体控水及泥岩封堵技术。经现场作业实践验证，该技术能成功实现防砂、控水增油和防堵等目的。

1 井况概述及生产状况分析

1.1 井况信息

BZ34-1X 井是渤中34-1油田主体块2/3井区的一口水平生产井，自2015 年投产后，频率由30 HZ逐渐提高至50 HZ后，其产液量明显提升的同时，含水率也迅速突破，由提频前的2%涨至75%，化验氯根为721 mg/L，判断油井产水为地层水，且生产期间流压持续下降。根据油藏地质资料分析，该砂体储量规模小，且衰竭开发。经静压测试，基准面静压较原始地层静压下降2.21 MPa。单井计量曲线如图1所示。

1.2 生产状况分析

由图1 可知，产液量持续降低至80 m3/d 且生产压差高达11 MPa；在末期生产中含水率高达88%，直接导致该井采出程度低，浪费大量剩余油潜能。经分析原因可能有以下几个方面。

1）地层物性差。生产段油层厚度178 m，其中170 m渗透率为2.5×10-3μm2，属于高渗、特高渗储层。该井测井解释成果详见表1。

2）地层能量不足。关井时静压能恢复到接近地层原始压力。该井检泵作业后，流压持续下降至3.59 MPa。由于该井所属砂体储量规模小，且衰竭开发，经进行静压测试：基准面1 450 m处静压12.29 MPa，较原始地层静压下降2.21 MPa。

图1 BZ34-1X油井单井计量曲线

表1 BZ34-1X井测井解释成果

3）筛管堵塞。投产初期同样产液量80 m3/d 情况下，生产压差减小至1.7 MPa，产液量急剧下降，井底流压也急剧下降，也即生产压差反而急剧增加。可见提液加重了堵塞。测井解释结果显示：裸眼段的趾端有大量泥岩段，生产段趾端也有30 m 泥岩段。生产过程中，泥岩被地层水携带，沿井筒轴向运移，在地层水被产出的过程中，泥岩不断堵塞筛管。

2 技术思路及概况

2.1 传统技术

常规防止堵塞方法有：卡掉泥岩段，使生产段中的泥岩段没办法封卡；射孔、酸化等解堵，但是有效期短，未解决根本问题（泥质运移）；常规控水方法，找到出水点，然后封卡，但不知原井出水点具体位置，同时筛管外的窜槽无法封卡。

2.2 难点分析

该井水平段筛管长度达240 m，原裸眼段尾部钻遇133 m 泥岩且未有效封固，油井出泥严重；且于停泵生产前期含水呈台阶式上升，推测局部出水可能性大。

2.3 水平井ICD控水技术

ICD（Inflow Control Device）控水工艺技术通过延缓和控制底水锥进来实现提高最终采收率的目的，并在油田开采中取得了良好的效果[2]。它是一种被动的井筒流入控制设备，通过在环形空间与基管之间产生流体过流的附加压降，调节水平段的砂面压力分布，从而获得相对均衡的产液剖面，最终达到调剖控水的目的[3]。

目前国内外有很多种不同类型的ICD，其控水原理为利用增大流体摩擦阻力或者限流来实现降低流体压力的结果[4]。ICD 对水平井进行分段，段与段之间通过封隔器隔开，形成彼此独立的流动单元、压力单元，每段的总压差ΔPTOT由2部分组成：一个是ICD产生的流量调节摩阻ΔPTCD，另一个是实际流动压差ΔPFLW，越大则该段流量越大，反之越小[5]。

式中：ΔPTOT为各段的总压差，大小等于油藏压力与水平井筒内部压力之差，MPa；ΔPTCD为某段 ICD 产生的附加摩阻，大小与该段的流量成正比，MPa；ΔPFLW为某段实际流动压差，大小等于ΔPTOT与ΔPTCD之差，MPa；CU为控制阀的限流常数；ρ为混合流体的密度，kg/m3；qm为混合流体的流速，m3/s；AC为控制阀的过流面积，㎡；CV为控制阀的无量纲流动系数。

式（1）可变形为：

式（3）是ICD 技术调节流量平衡的基础原理关系式。ICD 根据每段摩阻特征曲线和流入流量的大小，调整该段摩阻ΔPICD的大小，从而达到调整该段实际流动压差ΔPFLW的目的。

3 现场应用

该井水平段筛管长度达240 m，原裸眼段尾部钻遇133 m 泥岩且未有效封固，油井出泥严重；且于停泵生产前期含水呈台阶式上升，推测局部出水可能性大，计划对该井水平泥岩段进行封堵并对剩余井段实施控水，以解决油井出泥和油井高含水问题。该井完井采用筛管完井方式，当进入中高含水阶段后，基于当前海上油田控水技术发展状况，创新引入ICD 控水技术，施工步骤及结构如图2、图3、图4所示。

在起出原井普通合采生产管柱，在原井Φ177.8 mm 优质筛管中进行射孔作业，再在其内腔下入Φ88.9 mm ICD 控水筛管。连续封隔体控水防砂管柱结构包括：Φ88.9 mm 裸眼循环阀+Φ88.9 mm 控水筛管+Φ88.9 mm 盲管+定位延伸筒+下部延伸筒+滑套密封筒+充填滑套+上部延伸筒+顶部封隔器+坐封工具。并充填较常规陶粒比重小且比原井筛管挡砂精度更高的陶粒，最后再下入新的普通合采生产管柱。

图2 地层泥堵塞防砂管

图3 射孔后ICD控水

图4 控水筛管阻挡泥质运移

BZ34-1X 井封隔体控水防砂作业，施工顺利完成。连续封隔体开始充填，排量510 L/min，返出排量284 L/min，充填起始压力4.37 MPa，充填最高压力5 MPa；充填结束排量101 L/min，返出排量56 L/min，充填压力5 MPa，符合设计要求。累积加砂量5.9 m3，反循环砂量0.7 m3，实际充填砂量5.2 m3。理论计算环空容积4.8 m3，充填率100%。施工曲线如图5所示。

4 关键技术及创新点

图5 BZ34-1X井连续封隔体充填作业施工曲线

4.1 筛管内射孔

为保障油井投产后的产能，尽可能增大井筒渗流通道，减少机械表皮影响及流体流经筛管时产生的压降，创新采用了筛管内射孔措施。原完井时下入Φ177.8 mm优质筛管，其内腔最小内径为Φ157.1 mm，考虑到该井筛盲管均出入水平段（最大井斜91.4°），且水平长度较大，为保障射孔作业后能及时将长达约200 m 的射孔枪安全起出水平段，防止卡枪造成复杂事故，遂采用Φ88.9 mm 射孔枪（孔密20 孔/m，相位60°/120°；GH40RDX25-2 射孔弹，孔径16 mm，穿深560 mm）。经现场作业实践，该小尺寸枪既规避了卡枪造成的工程风险，又达到了油井增产的目的。

4.2 充填陶粒优选

陶粒支撑剂是以传统制陶工艺为基础制备的球状颗粒，主要以铝矾土为原料，添加其他辅料，经制粒、烧结而成，是一种人造支撑剂[6]。而体积密度作为陶粒压裂支撑剂的主要性能指标之一，有其重要的意义。陶粒压裂支撑剂的主要性能指标详见表2，作业采用了比常规陶粒体积密度更小的陶粒，1.04 g/cm3。

4.3 形成一套适用于渤海油田的稳油控水技术

考虑海上油气田的特殊性，结合渤海油田非均质性强、油层较厚、原油黏度大、油水流度差异大等特点，结合实践经验，初步形成一套适用于渤海油田的稳油控水大修技术方案。该方案从深化地质油藏认识、射孔方案优化、储层保护、投产管理等方面入手，包括了从前期调研、方案编制、工艺细化、技术实施到开发管理等全过程，形成了一个具有井下作业特色的稳油控水方法，为以后类似井况作业拓宽了作业思路。

表2 陶粒压裂支撑剂的主要性能指标

4.4 形成一套控水及泥岩封堵作业流程

通过多口井成功实施，目前已形成一整套控水及泥岩封堵作业流程。收集作业区域概况、构造情况，获得“孔、渗、饱”资料，从钻井资料得到物性、流体性质、井的参数及预测产能等，再通过软件模拟井筒渗流状况，选择合适的工艺及施工方案，经过现场施工、投产并跟踪反馈，改进软件模拟参数及设计方案，对后续作业进行优化。作业流程如图6所示。