ICD筛管环空连续封隔+裂缝充填双重控水实验——以南海东部X油田裂缝型礁灰岩油藏为例

饶志华 薛 亮 单彦魁 裴柏林 宋晓强 赵 威

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司深水工程技术中心，广东 深圳 518067；2.安东柏林石油科技（北京）有限公司，北京 102200）

0 引 言

裂缝型礁灰岩底水稠油油藏在全球范围内分布广泛，其特点为储集空间复杂裂缝溶洞发育、非均质性强［1⁃2］，在油水黏度差的影响下沿裂缝溶洞形成的水窜问题严重［3］。南海东部X油田是中国最大的底水块状生物礁灰岩油藏，目前已开发25 a，综合含水率高达96%，采出程度仅为11%，水窜问题严重。该油藏的储层非均质性强，高角度裂缝及溶蚀孔发育，当高渗缝洞和条带的油被采出后，这些空间成为供水通道。在储层非均质性和油水黏度差的双重作用下，裂缝和高渗条带的产水能力随着储层含水饱和度升高而进一步提升，因此导致油井无水期短且见水后含水率快速上升［3⁃9］。

在X油田的开发过程中，多次尝试使用化学控堵水或机械控堵水方法解决该油田开发过程中的产水问题，均未见到明显控水效果。化学控堵水存在储层伤害风险高以及有效期短的问题，应用效果不理想。而传统机械控堵水技术的控水效果依赖于遇液膨胀封隔器的分段封隔作用，但是在裂缝型油藏中，错综复杂的缝网使得原本在封隔器坐封条件下独立分开的生产段重新窜通，导致油井控堵水效果不佳［10⁃15］。近年来，该油藏以技术试验的方式应用连续封隔体技术的双重控水功能来解决其开发过程中的油井产水问题，取得了较好的实施效果。但目前业界对于该技术的控水机理尚无系统认识，为此，以南海东部X油田为研究对象，搭建地层井筒一体化物理模型以探讨双重控水机理，以期对同类油藏的高效开发提供理论依据。

1 连续封隔体技术双重控水机理

连续封隔体技术是利用轻质颗粒搭配含流入控制装置（ICD）的筛管在水平井生产段中实现降水增油的一项完井技术［16⁃21］。图1为连续封隔体技术应用前后井筒及地层对比示意图，应用该技术后油井将同时具备井筒均衡流量控堵水和地层裂缝深部控堵水功能。

图1 封隔体颗粒+ICD完井前后示意Fig. 1 Schematic diagram before and after pack-off particles+ICD completion

1.1 ICD筛管及环空充填封隔体颗粒的控水作用

ICD筛管及环空充填连续封隔颗粒的作用包括井筒径向控水和井筒轴向控水。流入控制装置（ICD）控制了流入各筛管内部的液量，使得整个水平段中流入筛管的液量分布更加均衡，从而实现井筒径向控水。但受环空窜流的影响，地层的产液剖面并未得到均衡，因此油井含水在仅有ICD筛管的条件下并不能得到有效控制。传统环空防窜封隔手段（遇液膨胀封隔器）在裂缝型油藏中应用存在一定的局限性：其一，封隔器对井身条件有着严格的要求；其二，存在近井裂缝跨接封隔器左右的2个独立生产段，使得封隔失效。连续封隔体技术采用高强度轻质颗粒对装有ICD筛管的井筒环空进行充填，限制了高产液段的流体沿着井筒环空向邻近生产段窜流，从而实现井筒环空轴向控水。该完井方式既对井身条件有着极强的适应性，同时也对近井地带的裂缝起到很好的封堵作用。在径向控水和轴向控水的相互配合下，使得近井地带储层的产液剖面达到均衡，从而达到延长无水采油期和减缓油井含水率上升的目的。

1.2 裂缝中充填封隔体颗粒对裂缝的封堵作用

裂缝型礁灰岩底水油藏主要的水窜通道为直接或间接沟通底水的高角度裂缝，单纯的井筒内控堵水可以带来一定的降水增油效果。若在此基础上将轻质封隔体颗粒充填至裂缝中，实现对水窜通道的限制和封堵，则可从地层深部改善产液剖面不均衡的现象，从而达到进一步加强井筒径向控堵水的效果。同时由于水窜通道被轻质封隔体颗粒填满后，裂缝的水窜能力被进一步的限制，迫使更多的水驱能量进入相对低渗的基质，提高水驱波及系数和最终的单井采收率，提高油井降水增油效果。为了量化颗粒充填进入裂缝后对裂缝的封堵作用，对裂缝充填前后的流量进行理论计算对比。将裂缝模型简化成平板模型，如图2所示。

图2 平行平板间的流动示意Fig. 2 Schematic diagram of flow between parallel plates

当l≫b、h≫b，液体不可压缩，忽略重力，流体黏度恒定的条件下，在裂缝中未充填颗粒时，裂缝中的流量可表示为

式中：qp——平板裂缝充填前的流量，mL/s；h——裂缝高度，cm；b——裂缝宽度，cm；Δp——裂缝出入口端的压差，Pa；μ——流体黏度，Pa·s；l——裂缝长度，cm。

由式（1）可见，随着裂缝宽度的增加，裂缝中水的流量增大，导致在充填过程中地层漏失量增大，裂缝内充填的颗粒也增多。而生产过程中，这些大裂缝也是油水前缘推进的主要流动通道。当颗粒随着充填液漏失进入地层裂缝、溶洞及大孔道以后，裂缝中水的流动特征将从缝流转变为满足达西定律的渗流，此时裂缝中的流量可表示为

式中：Qp——平板裂缝充填后的流量，mL/s；Kw——裂缝中水相有效渗透率，μm2；S——流体过流截面积，cm2。

将式（1）、式（2）统一量纲后，得到相同压差条件下同一裂缝充填前后的流量比为

连续封隔体颗粒在裂缝堆积紧实后的裂缝渗透率为30 μm2，油藏裂缝宽度一般为1～5 mm。通过计算不同裂缝宽度裂缝在充填前后的流量比发现，裂缝充填前流量与充填后流量的比值可达104～105，可见颗粒进入裂缝后对水窜通道有较好的封堵和限制作用，进而延缓了油水前缘到达井筒的时间，延长了无水采油期。

2 双重控水模拟实验

为了加强对连续封隔体技术在裂缝型油藏中双重控水机理的认识，基于南海X油田礁灰岩油藏开发特征及水平井生产特点，设计了大型室内物理模拟实验装置以模拟水平生产井裂缝见水后的生产动态，其中仅沟通底水的天然裂缝为只产水裂缝，地层基质为只产油基质。在油井的这一生产阶段中开展不控水、封隔体颗粒+ICD筛管井筒控水和封隔体颗粒+ICD筛管井筒及裂缝双重控水对比实验，比较相同井况条件下不控水和两种控水技术对井口含水率的影响。考虑到裂缝宽度对于裂缝水窜能力的影响较大，故在同一控水条件下，改变裂缝宽度进行实验，研究裂缝宽度对控水效果的影响。

2.1 实验装置

针对实际情况对本次实验模型进行简化处理，根据油、水在地层中的储存和运动规律，将基质地层和裂缝分开进行模拟：7段完全相同的基质渗流模型模拟地层中的只产油基质，1段裂缝流动模型模拟沟通底水的只产水裂缝。完整的物理模拟实验装置如图3所示，由井筒模型（上部的控水井筒模型和下部的不控水井筒模型）、地层模型（裂缝模型和基质模型）、恒压底水装置3部分组成。

2.1.1 井筒模型

主要由控水井筒模型、不控水井筒模型组成。

2.1.1.1 控水井筒模型

模拟实际生产井中下入连续封隔体工艺相关的控水工具和材料后的水平井筒，本次实验中控水井筒采用与实际生产中相同结构的管柱，由套管（内直径0.139 7 m）、封隔体颗粒（70~100目）和控水筛管串（控水筛管外直径为0.088 9 m、长度为1.25 m）组成，由于油田现场实施时水平井产液剖面测试困难，难以针对水平井部分生产段进行控水强度调整，故在实验过程中ICD采用统一的HA型喷嘴组合套件。

2.1.1.2 不控水井筒模型

模拟实际生产井中采用裸眼完井的水平井筒，实验中不控水井筒是不带任何控水工具的内直径为0.101 6 m的金属圆管，圆管末端为不控水井口，井口连接有管线将实验流体汇集到测量容器中。

2.1.2 地层模型

为了模拟出裂缝型礁灰岩油藏储层双重介质的特征，地层模型由裂缝、基质渗流共8个模型组成。为了描述方便，按照从左至右顺序对地层模型进行编号，其中5号为裂缝模型，其余均为基质模型（图3）。

图3 裂缝基质双重介质控水模拟实验装置示意Fig. 3 Schematic diagram of water cut control experiment equipment for fracture-matrix dual media

2.1.2.1 裂缝模型

为了防止裂缝变形从而对测试过程产生影响，采用圆环裂缝模型代替平板裂缝模型，圆环裂缝模型包括未充填颗粒和充填满颗粒2种裂缝状态（图4）。

图4 圆环缝的间隙流动示意Fig. 4 Schematic diagram of interstitial flow ofannular fracture

其中，充填满颗粒的圆环形裂缝中流体流动满足达西定律（式（2）），而未充填颗粒的圆环形裂缝中流量满足公式

式中：qc——未充填环形裂缝中流量，mL/s；r1、r2——外圆、内圆半径，cm。

2.1.2.2 基质渗流模型

本实验采用常规的圆柱形金属填砂管且内充填石英砂，基质内流体流动满足达西定律（式（2））。

目标产层基质平均渗透率为0.53 μm2，裂缝平均渗透率为5.00 μm2，裂缝与基质之间渗透率级差可达10倍，该油田地下原油黏度为46.5～129.8 mPa·s，地下水的黏度约为0.4 mPa·s，因此地下油水黏度比为116.25～324.50。此时基质对油的阻力Ro及裂缝对水的阻力Rw可以分别表示为：

式中：Ro——基质对油的阻力，105Pa·mL-1·s；Qo——基质的产油量，mL/s；μo——油的黏度，mPa·s；Ko——油相的有效渗透率，μm2；Rw——圆环裂缝对水的阻力，Pa·mL-1·s；μw——水的黏度，mPa·s。

实际地层中基质对油的渗流阻力与裂缝对水的渗流阻力的比值为1 095.1～3 056.8。根据相似准则，在设计基质物理模型与裂缝物理模型参数时，主要考量基质模型对油的渗流阻力与裂缝模型对水的渗流阻力的比值与实际地层的比值接近。

兼顾实验室的条件，设计产油基质模型直径为10 cm、长度为20 cm的填砂管，设计出水裂缝模型当缝长为150 cm，裂缝宽度为2 mm时，基质对油的渗流阻力与裂缝对水的渗流阻力的比值为1 231.94，基本满足设计要求。

2.1.2.3 恒压底水装置

如图3中所标识的第3部分，为了模拟裂缝型礁灰岩油藏的底水驱动特征，本实验采用2台注入泵来模拟恒压底水，其中一台注入泵向7段基质模型中恒压注入油，另外一台注入泵向1段裂缝中以相同的恒压注入水，2台泵的注入压力同步调节且保持相同，以模拟出实际油藏中的恒压底水条件。

2.2 实验过程

（1）在搭建的实验模型上开展不控水、井筒控水及双重控水3种实验，实验过程中变化裂缝模型的缝宽参数，缝宽的取值分别为1、2、3、4、5 mm，每次实验测量2组数据取平均值，累计测量30次，每次实验2 h左右。

（2）为保证实验组别之间的可对比性，通过调节供油泵和供水泵出口端阀门开度，在保持供油泵和供水泵出口端压力相同的同时使得不同实验条件下的井口总液量维持在10 L/min左右。以1 mm裂缝宽度的裂缝为例，在不控水实验条件下，流体通过地层模型后汇集到无控水工具的不控水井筒。

（3）在井筒控水实验条件下，切换井筒模型的阀门，使得流体通过地层模型后汇集到带有控水工具的控水井筒。

（4）在进行双重控水实验时，保持井筒控水的实验井筒实验条件，只需要将地层模型中未充填裂缝替换为相同裂缝宽度的充填裂缝即可。

3 实验结果

3.1 含水率

采用不同裂缝宽度的裂缝重复实验得到不同控水条件下油井井口含水率（图5）。其中双重控水条件下的油井含水率小于井筒控水条件下的油井含水率小于不控水条件下的油井含水率。

图5 3种实验条件下不同裂缝宽度的井口含水率Fig. 5 Wellhead WCT with different fracture widths in 3 experimental conditions

以裂缝宽度2 mm为例，井筒内ICD筛管及环空连续封隔体控堵水将井口含水率从99.42%降低至78.00%，相较不控水油井含水率下降了21.42百分点，这是因为ICD筛管有效地限制了出水裂缝的产水，同时环空连续封隔体对轴向窜流进行了有效地抑制。井筒及裂缝双重控水使得含水率从78.00%大幅度降低至5.54%，油井含水率相较于仅井筒控水下降了72.46百分点，相较于不控水下降了93.88百分点。其主要原因是颗粒充填至裂缝后改善了地层的非均质性，增强了该技术对裂缝型礁灰岩油藏水平井的降水增油效果。同时比较井筒控水和井筒+裂缝双重控水对含水率的降幅发现：双重控水对井口含水率的降幅明显大于井筒控水对井口含水率降幅，双重控水对井口含水率的降低幅度是井筒控水对井口含水率降低幅度的近5倍。

在考量裂缝宽度对实验结果的影响后发现，双重控水实验中的井口含水率对裂缝宽度的变化更加敏感。3种实验条件下均表现为井口含水率随着裂缝宽度增加而升高。其中不控水和井筒控水实验条件下，含水率随着裂缝宽度变化幅度小。因为在不控水实验条件下，沟通底水的未充填裂缝的出现已将含水率提高至99%以上，含水率变化空间小，因此表现出改变裂缝宽度而含水率的变化幅度很小；井筒控水实验条件下，未充填裂缝的产水能力强，它对井筒的贡献取决于ICD的限流能力，因此在不改变生产压差的前提下，改变裂缝宽度并不能明显提高裂缝对油井产水的贡献；而在双重控水条件下，含水率随着裂缝宽度变化幅度大，这是因为在双重控水实验条件下，裂缝充满颗粒时，裂缝中的无限导流转变为渗流，其流量大幅度减小，且充填颗粒后的裂缝渗流截面积与裂缝宽度直接相关，因此在双重控水实验条件下井口含水率对裂缝宽度有着明显的敏感性。

3.2 产液剖面

在裂缝型油藏中控水主要解决储层非均质性带来的产液剖面不均衡问题，为进一步厘清双重控水的降水增油机理，对不同实验条件下的油井产液剖面进行对比分析。以2 mm裂缝宽度的不控水、井筒控水、双重控水的实验结果为例（图6），在相同产液量的条件下，不同实验条件下的产液剖面差异较大，从不控水到井筒控水再到井筒及裂缝双重控水的实验条件变化过程中，油井的产液剖面是一个逐渐均匀化的过程。

图6 3种实验条件下油井产液剖面Fig. 6 Liquid production profile in 3 experiments

为定量描述不控水、井筒控水、双重控水3种实验条件下产液剖面分布均匀程度的问题，将同一实验中各筛管流出量的最大液量与最小液量之间的比值定义为产液剖面不均匀系数n。其中如果n越大，说明油井产液剖面不均匀的程度越大，n越接近1，说明油井产液剖面越均匀，当n =1时，表明油井生产段流体完全均匀产出，计算公式为

式中：n——产液剖面不均匀系数；Qmax——同一实验过程中地层模型的最高产液量，L/min；Qmin——同一实验过程中地层模型的最低产液量，L/min。

通过获取相同实验组别的地层模型最大、最小产液量，计算得出不控水实验条件下不均匀系数n为1 268.05，井筒控水实验条件下不均匀系数n为7.27，双重控水实验条件下不均匀系数n为1.49。双重控水的产液剖面均匀程度大于井筒控水的产液剖面均匀程度大于不控水的产液剖面均匀程度，同时结合含水率对比结果发现，产液剖面越均匀油井井口含水率越低。因此，对于裂缝型礁灰岩强底水油藏来说，尽可能减小储层中裂缝对产液剖面非均匀程度的影响是此类油藏水平井降水增油的关键。

3.3 增油量

实验室内对于不同控水条件下的实验设置了相同产液量，以保证产油量对比的合理性。由于实验过程中无法单独计量每个地层基质模型的产油量，为定量描述不同控水条件下的增油量差异，利用实验中具备线性渗流特征的产油基质，收集各产油基质的生产压差数据，可间接反映该地层基质的实际产油量。受井筒控水及裂缝充填的影响，不同实验条件下的实际地层生产压差分布不同（图7）。

图7 3种实验条件下油井实际地层生产压差Fig. 7 Production pressure difference of real formation of producers in 3 experimental conditions

从图7可以看出，双重控水的生产压差明显大于不控水、井筒控水的生产压差。其机理是不控水条件下裂缝渗流阻力很小，因此油井在极小的生产压差下，即可满足产液量要求；而在井筒控水条件下，由于裂缝产出水量被限制，需要更大的压差来满足产液量要求，导致作用在产油基质上的压差变大，从而实现了增油；而对于双重控水而言，裂缝产水被进一步地限制，则需进一步提高压差满足液量要求，导致作用在产油基质上的压差进一步扩大，从而实现更加显著的增油效果。

为了定量描述井筒控水、双重控水相较于不控水的增油量，可用各产油基质的累计生产压差描述产油基质的累计产油量。井筒控水实验条件下的基质累计生产压差与不控水实验条件下基质累计生产压差的比值则可反映井筒控水相对不控水时的增油倍数，井筒及裂缝双重控水同理。增油倍数a可表示为

式中：a——增油倍数；Δp1、Δp2、Δp3、Δp4、Δp6、Δp7、Δp8——1、2、3、4、6、7、8号样品产油基质模型的压差，MPa；i——不控水情况；j——井筒控水或双重控水情况。

在不控水实验中产油基质的累计压差为0.05 MPa；井筒控水实验中产油基质的累计压差为2.07 MPa；双重控水实验中产油基质的累计压差为8.90 MPa。因此井筒控水的为产油量作贡献的压差为不控水的41.4倍，双重控水的为产油量作贡献的压差为不控水的178.0倍。

4 应用实例

为验证实验结果的可靠性，本文对南海X油田应用连续封隔体技术的2口井（A4H5、C3H4）的施工参数及投产效果进行分析（表1）。

表1 已施工井主力层连续封隔体完井的裂缝充填情况Table 1 Fracture filling by continuous packer completion in operated major layer

结果表明，A4H5、C3H4井颗粒过充填体积远超普通砂岩油藏中应用连续封隔体技术完井的水平井的颗粒过充填体积，且在充填施工过程中出现明显的漏失现象，导致充填率达到200%～300%。

结合X油田的储层中发育大规模裂缝的地质特点，可以认为A4H5、C3H4井施工过程中颗粒随着充填液漏失进入近井裂缝中，使得近井裂缝被颗粒填满，从而实现对裂缝的封堵。从施工角度说，A4H5与C3H4井具备了井筒及裂缝双重控水基础。

实际投产效果分析过程中，与同区高部位的2口未控水邻井（C2ST1、C2ST2）对比，C2ST1、C2ST2平均井轨迹构造高度较A4H5、C3H4井高5 m，且A4H5、C3H4井更靠近区块边部的裂缝发育区域，见水风险更大。

A4H5与C3H4井投产效果与早期投产的未控水邻井投产效果对比发现，A4H5与C3H4井初期含水率仅为早期投产的未控水邻井含水率的1/4～1/12（表2）。这表明在裂缝型礁灰岩油藏中，连续封隔体技术在A4H5与C3H4井实现了双重控水的控水效果。

表2 不同控水条件下油井投产效果Table 2 Production effect of producer with different water cut control conditions

在分析投产效果时发现（表2），同层其他2口井（B4H2、C3H3）采用封隔器+ICD的方式进行井筒控水，投产后一个月内井口含水率分别为93.19%、95.35%，低于该区的综合含水率96%，控水效果微弱。综合对比发现，仅有井筒控水作用下的井口含水率远高于同层的双重控水作用下的井口含水率。因此，在裂缝型礁灰岩油藏中，双重控水的控水效果明显要好于仅采用井筒控水的井。上述分析同样表明，在南海X油田，实际投产井中不控水、井筒控水及双重控水等条件对油井含水率的影响与实验结果基本吻合。

5 结 论

（1）通过双重介质井筒地层耦合流动物理模拟研究，评价不同控水条件的控水效果。裂缝宽度为2 mm时，不控水、井筒控水与双重（井筒+裂缝）控水的井口含水率分别为99.42%、78.00%、5.54%，双重控水效果好于井筒控水。

（2）产液剖面和增油量分析表明，双重控水的不均匀系数最小（1.49）、产油基质累计压差最大（8.90 MPa），控水增油效果最好，其次为井筒控水，不控水条件最差，其不均匀系数最大（1 268.05）、产油基质的累计压差最小（0.05 MPa）。这说明对于裂缝型礁灰岩强底水油藏而言，尽可能减小储层中裂缝对产液剖面非均匀程度的影响是此类油藏水平井降水增油的关键。

（3）现场施工效果与实验结果基本吻合，2口双重控水井含水率仅为未控水井含水率的1/4~1/12，表明双重控水方案可以推广到同类型其他裂缝型礁灰岩强底水油藏中应用，改善其开发效果。