疏松砂岩油藏封隔颗粒防砂控水技术矿场实践

2022-06-14张海勇姚为英邹信波程心平尹彦君陈凯

科学技术与工程 2022年14期

张海勇，姚为英，邹信波，程心平，尹彦君，陈凯

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452； 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司，深圳 518000)

海上油田开发投资大，普遍采用水平井开发提高经济效益，但水平井在开发中后期会面临水平井段出砂、出水等问题，水平井段内流体产出分布特征存在差异，造成水平井找水准确性较低，防砂、控堵水难度大，措施成功率低[1-2]。以南海东部油田为例，高含水、特高含水的水平井占比达86%，其中由于高含水导致关停的水平井占比29%，导致低产低效的井占比44%，高效的水平井控堵水工艺需求很大。

中外学者对防砂控水技术进行了广泛的研究，也取得了很多成果，目前常用的水平井防砂技术以筛管防砂、砾石充填防砂为主，梅明霞等[3]对比了水平井滤砂管防砂和管内水平井砾石充填防砂技术的优缺点，指出滤砂管容易因细砂堵塞，而相对滤砂管防砂，砾石充填防砂成本更高；岳雷[4]研究了化学-机械复合防砂技术，在油层下入防砂筛管后，环空充填石英砂形成挡砂屏障；赵洪忠[5]研究了辽河油区利用石英砂、树脂砂等防砂材料的细粉砂防砂工艺，防砂效果较好；谢金川[6]研究了水平井砾石充填防砂工艺在胜利油田的应用，指出砾石充填可以提高产量；刘新峰等[7]评价了渤海疏松砂岩油藏砾石充填防砂技术的适应性，指出优质筛管防砂易堵塞，优质筛管+砾石充填复合防砂技术综合指标较高。封隔体防砂是近年来治理出砂的新技术，孙晓娜等[8]对比了砾石充填防砂、化学防砂、复合防砂等技术的适用性，指出砾石充填防砂、压裂防砂和连续封隔体防砂技术对高泥质疏松砂岩油藏防砂效果好；石张泽等[9]介绍了封隔体防砂技术在渤海油田某井的应用，措施后无砂、控水，效果较好；但仅有少量应用，封隔材料与油藏的适应性、工艺参数合理性等多项关键技术仍需攻关。水平井控堵水技术以机械堵水、化学堵水、集成堵水三大类为主，张恒等[10]设计了一种新型自适应流量控水阀(autonomous inflow control device，AICD)装置控制底水脊进对水平井开采的影响；孙昕迪等[11]介绍了常用的水平井控水技术，指出机械堵水常用于井筒或近井堵水，但选井门槛高，化学堵水用于基质孔隙或裂缝封堵，但易破坏地层，风险高、成功率低；赵麟等[12]设计了多级限流AICD装置，指出在中高含水情况下控水效果较好；赵旭[13]研究了自适应调流控水技术，控水针对性较常规调流控水技术较好；杜丙国[14]研究了控水砂和携砂液控水防砂技术在边底水稠油油田的应用，稳油控水效果较好。海上油田存在储层砂体叠置复杂，判断水平井段出砂、出水点困难，矿场实践表明，常规的防砂控水技术应用效果差，迫切需要结合油田储层出砂、含水上升特点，提出针对性的水平井防砂控水技术，为油田的持续稳产高产、提高采收率提供工艺保障。针对南海东部F油田储层疏松易出砂、油井见水后含水上升快的特点，结合常规防砂控水技术的优缺点，针对性地提出一种由亲油疏水材料构成的封隔颗粒防砂控水技术。利用实验方法，研发适应油田储层特征的亲油疏水封隔颗粒材料；通过油藏工程、数值模拟等研究方法，提出封隔颗粒与AICD自适应流量控水阀的耦合利用工艺实现全井段的细分调流控水，并通过矿场应用，验证其防砂控水增油效果。

1 油田存在的问题

南海东部的F油田属于弱边水驱动的中孔中高渗砂岩普通稠油油藏，地层原油黏度110 mPa·s左右，油田投产后存在以下问题。

1.1 油井产量递减快，含水上升快

图1 F4H井生产曲线Fig.1 The production curve of F4H

以F4H井为例(图1)，该井距离边水约580 m，投产后初期日产油由152 m3/d递减至105 m3/d；含水率在投产后4个月上升至50%以上，导致日产油量进一步下降。

1.2 疏松砂岩储层出砂，筛管堵塞严重

F油田地层岩石胶结疏松，地层砂的分选系数达到27，均质系数绝大部分<10，属于不均匀地层砂；图2所示，粒径<44 μm的细粉砂含量大部分>10%，个别达到22.4%，防砂难度较高。黏土矿物成分主要为伊蒙混层，黏土矿物的含量为3%～24%，平均值为8.9%。

图2 主力油层细粉砂含量Fig.2 The fine sand content in main reservoir

统计F油田前期投产开发井的防砂方式，水平井为裸眼完井，采用优质筛管防砂和流量控制阀(inflow control device，ICD)控水筛管防砂；定向井采用套管射孔完井。由于F油田地层原油黏度高，叠加黏土矿物含量高、粒径以细粉砂岩为主，极易造成防砂筛管堵塞。F1井连续油管捞砂可以看出(图3)，泥质及细粉砂的产出多，出砂严重，筛管存在堵塞，导致产能下降迅速。

图3 F1井连续油管捞砂Fig.3 The coiled tubing sand bailing of well F1

为此，提出一种由亲油疏水材料构成的封隔颗粒防砂控水技术，为类似疏松砂岩油藏的水平井防砂控水提供借鉴。

2 封隔颗粒防砂控水技术

针对常规的防砂控水技术存在的不足，在封隔颗粒防砂控水原理分析基础上，利用实验方法评价其控水效果。

2.1 技术原理

2.1.1 水平井出水原因分析

导致水平井出水的原因主要有以下方面[15-16]。

(1)跟趾效应：图4所示，跟端生产压差较大，跟端水脊速度高于趾端；边底水或注入水沿局部突进，造成见水过早。

(2)储层非均质性：渗透率大的层段，水锥锥进速度快；纵向和横向上推进不均匀，造成油井过早水淹。

(3)井眼轨迹：部分井段钻遇水层附近。造成投产初期局部见水，含水上升快。

(4)人为因素：酸化、压裂、注水等后期措施连通水层，造成油井出水。

图4 水平井出水的跟趾效应示意图Fig.4 The toe effectfor water breakthrough of horizontal well

水平井局部出水后，出水段流速快，导致大量出水，油井生产压差降低，使未见水井段产油量下降，造成油井含水率快速升高。

2.1.2 封隔颗粒防砂控水原理

封隔颗粒防砂控水技术是在井筒防砂段内，利用携砂液将封隔颗粒循环带到产层套管外地层孔隙与筛套环空处，颗粒充填堆积在筛管外部(图5)，增加了流体在井筒内的轴向流动阻力，起到防窜效果，从而实现调整产液剖面，控制出水量，增加产油量的目的。

图5 封隔颗粒控水原理示意图Fig.5 The water control principle of packer particle

图6 封隔颗粒样品Fig.6 The samples of packer particles

2.2 封隔颗粒控水效果实验评价

图6所示，与常规陶粒参数对比，亲油疏水封隔颗粒具备携带性好、充填效率高、耐腐蚀、耐高温高压、挡砂性能等多重优点。其中，封隔颗粒的视密度1.02～1.03 g/cm3接近于海水，充填性强；疏水接触角为136°，有较强的疏水效果；破碎率、酸溶蚀度以及圆球度等基础物理性能均优于常规陶粒。

2.2.1 实验方案

为了验证封隔颗粒充填后的封窜控水效果，通过实验模拟部分水平井段水淹后，检测水沿筛套环空/盲管环空充填层窜流时的过流阻力差异。

实验装置中，盲管段长度6.93 m，盲管外径140 mm。筛管长度2.33 m，筛管外径162 mm。实验流程见图7和图8所示，实验步骤如下。

(1)径向渗流阻力测试： ①用盲管将筛管送入水平井筒目标深度；②环空充填封隔颗粒；③左侧径向阀门关闭，流体自右侧径向阀门(图7)流入；④在筛管段测试径向渗流流量、压力等数据；⑤利用拟合公式，计算径向渗流阻力。

(2)轴向渗流阻力测试：①环空充填封隔颗粒；②沿水平井筒设置5个测压点(图8)；③流体自水平井筒左侧注入，沿环空流动；④在不同注入流量下，分别采集盲管中的2、3、4号测压点监测数据；⑤根据流量、压力关系，计算轴向渗流阻力。

图7 径向渗流阻力测试流程Fig.7 The measuring procedure of radial flow resistance

图8 轴向渗流阻力测试流程Fig.8 The measuring procedure of axial flow resistance

2.2.2 实验结果及分析

根据上述实验流程，分别进行轴向渗流阻力、径向渗流阻力测试，得出渗流阻力(压差)变化曲线，并以指数式拟合实验曲线。

(1)轴向渗流阻力测试。实验测得在63.9、43.4、32.5 L/min不同排量下，各测压点的数据，并绘制测压点的压力变化趋势，图9所示。

(2)径向渗流阻力测试。径向渗流基础参数：套管内径220 mm；筛管外径162 mm；筛管有效过流段长度233 cm；径向渗流流动距离29 mm；径向渗流面积11 852.244 cm2。绘制不同排量下的测压点压力变化趋势，图10所示。

图9 轴向渗流阻力测压点压力拟合曲线Fig.9 The pressure fitting curves of axial flow resistance

图10 径向渗流阻力测试压力拟合曲线Fig.10 The pressure fitting curves of radial flow resistance

按指数式拟合公式，计算得到相同排量下的轴向渗流阻力、径向渗流阻力(渗流压差)，从而得到渗流阻力倍数。根据实际管柱结构数据，换算出实际水平井颗粒充填状态下的轴向渗流阻力与径向渗流阻力倍数关系。结果显示，实验测得的轴向渗流阻力是径向渗流阻力的39.67～48.8倍，如表1所示。换算得到实际水平井在颗粒充填状态下，轴向渗流阻力是径向渗流阻力的130.9～165.3倍。均表明在封隔颗粒充填后，轴向渗流阻力远大于径向渗流阻力，封隔颗粒能够有效抑制轴向窜流。

表1 渗流阻力对比计算结果Table 1 The comparison of flow resistance

2.3 工艺改进

由于储层具有非均质性，沿水平井段存在高渗段、低渗段，仅依靠封隔颗粒防砂控水，不能均衡径向流动，水平井的跟趾效应仍然会导致驱替的不均衡，剩余油分布复杂，影响水平井产油效果。针对上述问题，引入了ICD流量控制阀, 可以起到局部限流作用，但ICD控流工具基于流量控制器的附加阻力控水，属于被动式控水，工具下入后不可调整，局部油水关系发生变化后控水效果难以达到预期，同时，ICD筛管压耗偏大，后期无法大排量生产。

为了进一步提升防砂控水效果，引入AICD自适应流量控制阀(图11)，AICD控流工具基于黏度敏感自动控水，根据油水黏度差异自动调节开度或过流阻力，控水效果明显；具有以下优点：①不需要进行测试找出水层位就可以自主选择控制出水层位；②控制全水平段的均衡产出；③依据水平井的具体油藏参数和产量预期进行单独设计，针对性强；④AICD筛管后期可提液生产，避免液量达不到配产要求。

图11 AICD智能控水阀Fig.11 The AICD intelligent water control valve

水平井封隔颗粒+AICD防砂控水工艺(图12)，通过管外环空充填封隔颗粒+管内机械分段控采的集成控水方式，封堵高含水段，分采低含水段，从而实现防砂与选择性控水、堵水。该技术集成了封隔颗粒防砂控水和AICD自适应调流控水的优点：①突破封隔器对井筒分段的局限，控流管柱外充填封隔颗粒替代封隔器；②自适应控水，无需找水，可同时治理多点出水，解决了管外窜流问题；③一次堵水，不再担心后期出水点额外增加的问题，长期有效；④适用于各种复杂井况，如已有普通筛管的老井，已有打孔管的老井，井眼扩径严重的新井等；⑤对于出砂井，可起到砾石充填防砂作用；⑥后期根据作业需要，可返排出封隔体，取出控水筛管管柱，使修井不受影响；⑦无化学药剂，绿色环保。

图12 封隔颗粒+AICD防砂控水工艺Fig.12 The sand and water control technology of packer particles+AICD

图13 南海东部F油田开发井位置图Fig.13 The development well location of F oil field

图14 F16H井防砂控水工艺设计Fig.14 The technics design for sand and water control of well F16H

3 矿场实施效果

F16H井是计划新钻的水平井，位于油水边界处。参考邻近的位于油水边界处的水平井F15H、F4H 的生产情况(图13)，2口井的含水率上升均较快，水平段物性具有一定的非均质性，因此，建议F16H井采用封隔颗粒防砂控水技术，实现精细化分段和控流的功能。

利用完井设计优化软件NETool导入F油田油藏模型，对F16H井“封隔颗粒+AICD筛管”防砂控水技术进行针对性方案设计及优化，根据物性场分布，优化设计20个AICD阀，将水平井段分四段(图14)，并优化确定封隔颗粒充填量。

F16H井于2018年12月投产，投产初期日产油123 m3/d，日产液130 m3/d，含水率5.4%,含水上升缓慢。随着含水率的升高，液量上升，油量基本稳定。通过对比F16H井与邻近的F15H、F4H井的累产油与含水率曲线，可以看出：现场实施后，应用封隔颗粒防砂控水技术的F16H井有明显的无水采油期，含水率低于20%的生产时间持续达13个月，在相同采出程度的情况条件下，含水上升率明显更低(图15)，防砂控水增油效果显著。F油田后续投产的3口水平井，也采用了封隔颗粒防砂控水技术，防砂控水效果良好。