海上C-AICD+抑制体智能控水技术研究与应用

2022-02-20孙龙波刘贤玉邓华根谢茂成

石油化工应用 2022年1期

孙龙波，肖波，刘贤玉，邓华根，谢茂成

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江 524057）

水平井由于具有提高泄油面积、减少钻井数、提高产能等诸多优点，广泛应用于我国海上浅水和深水油田开发[1-3]。但对于边/底水油藏而言，水平井在开发生产过程中油水界面逐年抬升，产液剖面很难均衡，一些不合理的生产制度有时甚至会造成局部水锥[4，5]，控水作业困难，导致油田采收率急剧下降，严重制约了海上油气田稳定高效的开发，影响了油田生产的综合效益。

针对海上边/底水油藏而言，采用合理高效的控水技术是保障油田稳定高产的关键[6]。常用的变密度筛管控水、中心管控水、ICD 筛管控水以及AICD 筛管控水技术[7-9]都不能在油田生产全过程高效控水，控水能力有限，不能有效解决边底水油藏控水的突出问题。为了解决该问题，引入C-AICD+轻质抑制体智能控水技术，无需使用封隔器就能实现分段控水，可实现全周期井筒产油最大化，在涠洲A 油田进行了现场应用，作业顺利，取得满意的稳油控水效果。

1 C-AICD+抑制体智能控水工艺

1.1 工艺原理

传统的ICD[7]为被动限流装置，通过增加附加压降来限制流量，其限流能力是固定的，存在生产后期油井见水后不能自动调整的缺点；传统的AICD[8，9]通过流体黏度的变化来调节阀门的开度，高黏度流体阀门开启程度大，低黏度流体开启阀门开度小，进而实现畅水限油的目的，但在生产初期未见水前，限流效果较差，不能平衡油水界面，两种方法都无法满足生产全过程控水的要求。C-AICD 作为一种复合型控水装置[10，11]（见图1），充分融合AICD 与ICD 的优势，复合筛管在生产早期可通过ICD 平衡油水界面，后期通过AICD 抑制高含水层段（见图2、图3），可实现“早期限流，后期抑水”的目的。

图1 复合控水筛管C-AICD 结构示意图

图2 C-AICD 早期控水示意图

图3 C-AICD 后期控水示意图

传统的控水方式常常要结合常规封隔器，根据地质条件的不同分段控水，而C-AICD+抑制体智能控水技术通过抑制体充填环空，实现连续封隔，防止环空窜流，细化控水单元，实现了全井段的精细调控；同时抑制体可挤注裂缝，抑制优势通道，防止裂缝水窜，降低局部突进。能够有效杜绝常规封隔器只能建立有限封隔仓，无法应对多段非均质地层，封隔仓内物性差异大，环空窜流，不能有效平衡产液剖面等问题。

1.2 管柱组合

C-AICD+抑制体智能控水防砂工艺外管柱（自下而上）为浮鞋+变扣+盲管短节+MTB82 防液锁密封筒+C-AICD 控水筛管+盲管+MTC101 密封筒+FS152-101封隔器+服务工具+钻杆；内管柱结构（自下而上）为定位到密封环+密封杆+上短节+无接箍冲管+无接箍冲管短节。

2 主要工具及材料

2.1 抑制体

抑制体为一种SE-C005 SCOP 聚合物（见图4，表1），粒径范围在212～1 180 μm，清洁无杂质，对地层无污染，可用于H2S/CO2环境，圆度、球度以及堆积渗透率高，具有亲油疏水特性，充填到需要控水的井段，能够有效提高调流控水精度，实现无限级控水，且无需下入封隔器分段控水，大大减小管柱下入风险。在水平段调流控水筛管与井壁之间的环空充填聚合物抑制剂，在井筒中产生各向同性的流动阻力，其亲油疏水特性，抑制了边底突进并保持较高的原油通过能力，且抑制体强度高，避免了地层挤压破碎导致渗透率下降。

表1 新型聚合物抑制体性能参数

图4 新型聚合物抑制体

2.2 C-AICD 复合筛管

所使用的C-AICD 复合筛管直径为101.6 mm，材质为1Cr-L80，滤网材质为ss316，扣型为LTC。防砂精度为120 μm，根据储层的非均质性和控水要求，使用的复合筛管有2 孔、3 孔、4 孔以及6 孔。其结构分为内流控制部分和过滤部分，内流控制部分由AICD 和ICD组合而成，能够实现自动控水。

2.3 FS152-101 封隔器

FS152-101 封隔器为管内投球式液压坐封，坐封压力8.274～15.168 MPa，压力等级为34.474 MPa，温度等级为180 ℃。通过投入32 mm 坐封球，利用固井泵送球到位后逐步打压至坐封压力，稳压15 min 剪切销钉，坐封封隔器；关闭万能防喷器，环空加压，验封封隔器。

2.4 密封杆

密封杆材质为35CrMo，长度为2 850 mm，其接于筛管下端和防砂管柱一起下入井内至插入密封筒后，通过管柱的长度以及锁紧套判断，验证密封杆插入密封筒内，密封原理为硫化环密封。

2.5 其他工具

其他工具主要有：浮鞋、磨铣延伸筒、S101A 型充填滑套、K114 型快速接头、MTB82 防液锁密封筒、SF73A 型防抽吸阀以及DWA73 型定位工具等。

3 施工步骤

（1）下防砂管柱。下入防砂管柱，下入最后一根101.6 mm NU 盲管，测上提下放悬重，用卡瓦座于井口，在盲管母扣上安装通孔护丝，安装下冲管工作台，更换吊卡；下入内服务管柱，测冲管上提下放悬重，连接试插入冲管，下放密封杆至底部防液锁密封筒内，下压2 t 试探到位后，拆甩试插入冲管并根据井口方入调配冲管长度，确保插入到位，并连接充填工具总成，打通浮鞋。

（2）正替完井液。下到位后，先用软管将钻具内灌满完井液，再接顶驱上提管柱至中和点坐卡瓦，小排量正循环完井液打通，循环正常后，接循环头用泥浆泵替入完井液，将整个井筒替成完井液，控制排量不超过0.5 m3/min，洗井压力不超过3.447 MPa，循环期间更换长吊环。记录排量和压力，泥浆工程师计算替入量并观察返出情况，返出干净完井液后即可停泵。

（3）防砂管线试压。地面防砂准备打砂主管线、泥浆泵相关管线、方井口、返出至沉砂池等管线，设置防砂泵出口的安全阀压力为20.684 MPa，防砂泵试运转并用海水清扫干净防砂管线，然后打入完井液走方井口及打砂主管线通水，观察返出持续清洁后对流程试压；试压2.068 MPa×5 min，27.579 MPa×15 min，试压合格后，校正相关电子传输设备参数。

（4）坐封封隔器。投32 mm 钢球等待20 min，泥浆泵泵送坐封球（泵速控制在0.16 m3/min）至钻杆升压，起压后迅速停泵，避免撞击球座；正打压3.447 MPa×1 min 稳压；继续打压至8.274 MPa×5 min；继续打压12.411 MPa×5 min；继续打压至17.926 MPa×10 min，泄压至0；泵送球时，严格控制顶替排量在0.6 m3/min以内，避免压力突升。观察坐封压力是否平稳，压力若有波动则加长稳压时间。

（5）验挂、丢手、验封。在坐封位置做标记“Z”，下压10 t，过提10 t，管柱不移动则判断坐挂成功；下放工具悬重至管柱中和点，正转15～20 圈实施机械丢手，上提管柱判断丢手；上提管柱0.5 m，灌满环空后，关闸板防喷器，环空加压3.447 MPa×1 min，继续升压至6.895 MPa×10 min 验封，稳压合格后缓慢泄压。

（6）标记充填位置，反循环测试。验封合格后，继续上提工具0.5 m，至负荷显示，然后继续上提至负荷下降，下压10 t 定位，并标记充填位置“CT”；从充填位置“CT”上提1.9 m 标记反洗位置“FX”，并在反循环位置，进行反循环测试，排量1、2、3、4 以及5 BPM 下，循环时间2～3 min，记录循环压力。

（7）充填摩阻及漏失测试，砾石充填作业。在充填位置进行充填通道摩阻测试和漏失，防喷器处于打开状态，测试不同排量下的循环压力和漏失量；在充填位置，返出经高架槽回泥浆池，经过对比泵排量和相应的返出排量，确定地层的漏失量，根据循环测试结果选择充填排量；选择合理充填排量，转入充填作业。充填过程中泥浆工程师连续监测返出情况，前期返出经高架槽回泥浆池计量，专人监测返出是否含有抑制体。

（8）反洗井。当充填排量降至1 BPM，泵压达到7 MPa，停止加抑制体、停泵，地面管线倒成反循环流程，保持防喷器关闭，开泵，迅速上提管柱至“FX”，用泥浆池1.03 g/cm3充填液反循环冲砂（排量1 300 L/min）至出口干净无抑制体，返出回沉砂池。

（9）上提管柱起出服务工具，观察悬重并随时补充工作液，保持井筒液体高度。

4 技术关键

（1）采用密度与油层钻开泥浆相同密度盐水作为携砂液体，设计充填砂选择抑制体体积密度0.61 g/cm3，设计砂比4%。

（2）以C-AICD 筛管内外压差为基准，计算初始充填排量，充填期间控制充填泵压低于循环测试允许最大漏失压力，当施工压力超过该压力限制时，采取阶梯缓慢降排量，保证泵压低于该临界值，直至排量降至150 L/min；当流量降到150 L/min 时，立即启动反循环洗井程序，如果地层漏失严重，循环测试返回流量小于150 L/min，则考虑堵漏措施。

（3）充填作业中要保证足够的充填液供应，反循环期间要将管柱迅速提至反循环位置，期间要根据指令导好阀门，随时观察压力及返出情况，各服务商要保持沟通，密切配合，不得随意脱岗；管柱的整个下入过程中，要操作平稳，严禁猛提猛放，锁死转盘及顶驱，防止封隔器意外脱手。

5 现场应用

涠洲A 油田开发层位位于浅层角二段地层，油藏类型为构造加断层，属于强底水油藏，埋深浅，岩性疏松，泥质含量高。某井（参数见表2）为部署在构造高部位一口水平采油井，开采过程中容易引起底水突破，根部和趾部最易发生水淹。结合该油田的生产经验，该井控水难度大，常规的ICD、AICD 应用效果较差，无法满足生产全过程的控水需求，考虑使用C-AICD+抑制体智能控水技术，根据相应层段设计相应筛管孔密来降低底水锥进的风险，实现生产过程中的智能控水。

表2 涠洲A 油田某井基础参数

5.1 C-AICD 完井生产管柱设计

基于前期油藏测井解释以及射孔数据，根据地层渗透率大小以及油水饱和度等参数进行相应层段划分，对完井管柱进行相应优化。

以该井为例，高风险段控水设计：前段2 458～2 496 m、中前段2 543～2 613 m，为低伽马，钻速高风险段，需要强力压制，C-AICD 复合筛管设置为2 孔；2 496～2 543 m，属于次高钻速风险段，需重点关注和适当压制，设置为3 孔；后段2 723～2 784 m 油藏分析距油水界面较近，需要压制，设置为3 孔。特殊充填段设计：根部2 420.6～2 458 m 轨迹低、钻速高，但为了进一步降低该段后期充填摩阻，提高充填效果，设置为4 孔；中后段2 611.4～2 659.2 m 非射孔段，设计为C-AICD（6孔）；低风险产油段设计：中后段2 659.2～2 723 m，为高井轨迹，低钻速，次高伽马低风险段，设置为6 孔，保证畅流。

全井段存在高风险控水段、特殊充填段以及低风险产油段三个不同的特征井段，通过强力压制、特殊考虑、保证畅流等不同的应对方案，实现早期平衡产液剖面，后期自动抑水，起到最佳控水增油效果。

5.2 C-AICD+抑制体控水应用效果分析

油藏预测该井产油量39 m3/d，产液量104 m3/d，含水率77.6%，C-AICD+抑制体智能控水技术在该井成功实施后，导入油田生产测试，生产基本稳定，含水率进入相对稳定期，日产油较高，测试产液量稳定在149 m3/d，产气量771 m3/d，含水率49%，相比于油藏预测含水率77.6%，含水率下降了28.6%，控水增油效果显著。