海上油田全寿命控水完井技术研究及现场试验

呙 义， 高晓飞， 易会安， 代 玲， 徐立前， 刘 佳

（1. 中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2. 思达斯易能源技术（集团）有限公司，北京 100101）

为了提高海上油田开发速度，近年来在海油开发中越来越多地采用了水平井[1]。不过，对于海上砂岩底水油藏，在采用水平井开发过程中也出现了见水早的问题，一定程度上影响了油井生产效果[2-5]。因此，为了延缓海上油井的含水率上升速度，国内外开始尝试采用控水完井工艺进行完井。

近年来，流入控制装置（inflow control device，ICD）控水完井技术和自动流入控制装置（autonomous inflow control device，AICD）控水完井技术逐步应用于底水油藏开发，在一定程度上延缓了油井含水率上升速度[6-9]。ICD控水完井技术，初期通过抑制高渗段，实现均衡水平井水平段供液剖面；AICD控水完井技术，中后期通过“自动控制流量”抑制水平段高含水段出液，实现自动控水。但是，ICD和AICD控水完井技术都有一定局限性，无法实现油井全寿命周期控水。基于上述情况，尝试结合ICD和AICD控水完井技术的优点，研究出海上油田全寿命控水完井技术。为此，笔者分析了ICD和AICD控水完井技术的优势与不足、全寿命控水完井技术的基本原理，结合海上底水油藏的具体特征，提出了水平段分段设计、分段控水工具设计原则，然后在南海珠江口盆地X油田H油藏W1井进行了现场试验，并对试验情况进行了分析总结。

1 ICD和AICD控水完井的优势与不足

1.1 ICD控水完井技术

ICD中筛管配合封隔器分段[10-13]，将水平井分为若干供液单元，根据水平段供液强弱，通过调整各单元孔眼数目来调节供液通道大小（如图1所示），使油藏向井筒供液时均衡推进。但随着开发时间推移，油井很容易发生底水锥进或高渗、低渗井段间差异性程度变化，导致ICD完井技术不能匹配储层生产动态的变化，油井不可避免地被快速水淹，如图2所示。

图1 地层流体在孔眼型ICD中的流动示意Fig. 1 Formation fluid flow in ICD with eyelet

1.2 AICD控水完井技术

AICD控水完井技术，即流体流动自动制阀智能控水技术，是一种水平井机械堵水方法[14-16]。AICD的使用方法与ICD一致，都是作为完井硬件设施的一部分安装在地层与井筒之间，不需要电缆或红外线控制，施工方案简单，可操作性高。

图2 地层流体在ICD筛管外的流动示意Fig.2 Formation fluid flow out of ICD sieve tube

AICD和ICD的主要不同点在于，AICD能“自动控制流量”，对进入井筒的流体施加阻力，不同黏度流体流经AICD阀体时对应的开度不同，产生的附加阻力也不同。流经AICD阀体的流体黏度越高，开度越大，附加阻力越小；反之，开度越小，附加阻力越大[17]。当高黏度油通过AICD阀体时，阀体内浮盘上部压力增大，推动浮盘向下移动，阀体开度增大，附加阻力减小，油流量增大；当低黏度水通过AICD阀体时，阀体内浮盘上部压力降低，浮盘上浮，流动空间减小，开度变小，附加阻力增大，阻止水的产出，实现自动抑制水平段高含水段出液（见图3）。

当高含水段阀体流道开度减小时，水向低渗区驱替，可提高波及效率，达到调节水平段产液剖面的作用，实现控水稳油的目的（见图4）。

图3 地层流体流经AICD阀示意Fig. 3 Formation fluid flow through AICD valve

从采出程度的角度分析，AICD完井明显好于ICD完井和裸眼完井，在处于高含水率或特高含水率阶段的油田都具有较好的应用前景。但在水平井投产初期，无法起到均衡供液剖面的作用，对抑制油井含水率上升作用有限，容易快速见水。

图4 地层流体在AICD筛管外的流动示意Fig.4 Formation fluid flow out of AICD sieve tube

2 全寿命控水完井技术原理与优化设计原则

2.1 基本原理

针对ICD和AICD控水技术的优势与不足，将AICD阀体内置于ICD筛管中，研究了全寿命控水完井技术。流体流经全寿命控水完井工具的情况如图5所示。

图5 流体流经全寿命控水完井工具示意Fig.5 Formation fluid flow through life-long water control completion tool

流体流经ICD和AICD流道时流量与压差的关系可分别表示为：

式中：Δp为压差，Pa；ρ为流体密度，kg/m3；Q为流量，m3/s；d为ICD孔眼直径，m；CD为流量系数；p1为AICD进口处压力，Pa；v1为AICD进口处流速，m/s；Δpl为流体流过AICD的压力损失，Pa；p2为AICD出口处压力，Pa；v2为AICD出口处流速，m/s。

全寿命控水完井技术在水平井的工作原理：投产初期，油井含水率低，调节ICD孔眼直径大小，发挥均衡供液剖面的作用（Δp主要与过筛管流量和ICD孔眼尺寸有关）；生产中后期，含水率逐渐升高，水平段局部可能已经见水，ICD无法抑制高含水段供液，来水后AICD会根据流体黏度调节阀体的开度大小（ Δpl主要与流体的黏度、密度及流速有关），抑制高含水段出液。总之，全寿命控水完井技术在油井投产初期能起到均衡水平段供液剖面的作用，中后期根据流体特征的变化自动抑制高含水段出液（见图6），从而实现全寿命周期的稳油控水，达到更好的控水效果。

图6 地层流体在全寿命控水完井工具筛管外的流动示意Fig.6 Formation fluid flow out of life-long water control completion tool sieve tube

2.2 优化设计原则

考虑海上底水油藏水平井水平段井眼轨迹控制需求和储层物性、含油性分布方面的差异，结合水平段实钻情况，进行水平段分段设计、分段控水工具设计。

具体的优化设计原则为：水平段井眼轨迹相对较低、储层物性相对较好和含油性相对较低区域，通过减少控水工具数量或控水工具开孔数，增大供液阻力，减少优势渗流通道来液；反之，保证供液通畅。

3 现场试验

海上油田全寿命控水完井技术在X油田W1井进行了现场试验。W1井是部署在X油田的一口调整井，目的是提高H油藏开发效果。H油藏储层胶结疏松，属于高孔隙度、高渗透率储集层。W1井挖潜H油藏区域物性好，夹层薄且不连续，油井生产过程中有含水率上升快的风险。

3.1 全寿命控水完井技术基本设计及优化

为了延缓底水上升进度，保证W1井的生产效果，结合井眼轨迹和水平段钻遇储层的物性、含油性，对该井全寿命控水完井方案进行了优化：

1）全寿命控水完井工具的下入长度。W1井水平段实钻水平段长度290 m，因此设计控水完井工具的下入长度为290 m。

2）水平段分隔的段数。水平井水平段供液剖面，主要受油井水平段钻遇储层物性和井眼轨迹与油水界面的距离影响。根据W1井水平段物性和井眼轨迹与油水界面的距离，考虑水平段分段供液能力，将其水平段分为5段。

3）分段控水完井工具的下入情况。考虑水平段分隔的段数，同时结合控水完井工具下入长度，保

持单根基管长度为11.5 m不变，对控水完井工具用量进行了优化，共下入25根基管，每段控水完井工具的用量分别为4，5，5，5和6根。

4）每段控水完井工具的开孔数。采用普通筛管完井的模拟结果显示，W1井第一段（跟端区域）、第三段和第五段（趾端区域）产液量比较大。因此，为了防止油井局部来水锥进，调节控水完井工具孔眼开孔数，来均衡水平段供液剖面。

通过模拟优选，得到了如下分段、孔眼打开方案，见表1。

表1 W1井全寿命控水完井方案Table 1 Life-long water control completion plan for Well W1

根据W1井水平段分段和控水工具开孔数，模拟了各段优化前后水平段的供液剖面。优化前后供液剖面的对比情况如图7所示。

图7 W1井水平段各段优化前后供液剖面对比Fig.7 Comparison of liquid supply profile of Well W1 before and after optimization of each horizontal section

3.2 现场试验结果分析

W1井投产初期含水率为3%，日产油量228 m3。由于该井所处H油藏距离油水界面仅5.60 m，随后油井含水率快速上升。该井投产半个月后，在工作制度不变的情况下，含水率从70.3%降至43.0%；投产近2个月后，含水率又缓缓上升，后逐步提液，含水率逐渐稳定；投产8个月后，累计产油量3.2×104m3。截至目前，测试日产油量144 m3，含水率88.7%。W1井投产8个月内的生产曲线如图8所示。

图8 W1井投产8个月内的生产曲线Fig.8 Production performance curve of Well W1 within eight months after the start of production

W1井生产指标如图9所示。分析图9认为，W1井投产半个月后含水率下降，产能降低，附加压差增加，表明全寿命控水完井工具起到了一定的控水效果；W1井投产近2个月后，含水率上升，与此同时产能上升，表明该井与水的通道中来水强度变强。

图9 W1井投产8个月内的生产指标曲线Fig.9 Production index curve of Well W1 within eight months after the start of production

水平井开发底水油藏时的生产效果受水平井与油水界面的距离影响较大。H油藏共部署了7口水平井，分别为W1井、W2井、W5井、W9井、W15井、W21井和W22井。通过对比W1井同层其他油井的相关情况（见表2），认为W9井、W22井与其各方面条件接近，具备一定的可比性。

与W9井、W22井对比可知，W1井的油柱高度仅5.60 m，距离油水界面较W9井、W22井近，与W9井相对差别较大，油井生产效果差于W9井，与W22井接近。W1井在油柱高度低于W22井的情况下，W1井初期含水率上升速度较W22井慢。

表2 H油藏7口水平井的相关情况Table 2 Statistical information of seven horizontal wells in Reservoir H

对比了W1井、W9井和W22井累计产油量与含水率的关系曲线，结果如图10所示。

图10 W1井、W9井和W22井累计产油量与含水率的关系曲线Fig.10 Relationship curves for cumulative oil production and water cut of Well W1,W9, and W22

由图10可知，W1井的含水率较预测值低5.5%，累计产油量较预测值高0.6×104m3；对比W1井与同层生产井的生产动态可以看出，采用全寿命控水完井技术可在一定程度上延缓底水锥进。

4 结论与建议

1）海上油田全寿命控水完井技术通过将AICD控水工具内置于ICD筛管，实现油井投产初期均衡水平井水平段供液，中后期降低水平井水平段高含水段出液，来提高水平井开发效果。

2）结合精细地质油藏研究，评估了水平井采用控水完井技术的必要性和适应性，钻井过程中紧密跟踪油井实际钻遇情况，确保控水完井方案与水平井实钻地层情况相适应，保证了油井开发效果。

3）W1井为国内第一口采用全寿命控水完井技术的油井，取得了较好的增油降水效果。海上油田全寿命控水完井技术为调整挖潜、水平井稳油控水提供了一种新方式，建议后续继续推进该技术的现场试验，结合现场试验情况不断完善该控水完井技术，最终实现规模化应用。