編譯:李慶 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

審校:王敏生 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

控制自流注水的智能完井技術(shù)

編譯:李慶 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

審校:王敏生 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

自流注水是指流體從一個地層被引流到另一個地層,以保持油藏壓力的一種技術(shù)。該技術(shù)已在科威特應(yīng)用了多年,油井通常要鉆穿一個含水層和一個儲油層,在條件合適和含水層壓力較高的情況下,大量的水從含水層流至儲油層。在油藏開發(fā)后期,因不可控制的壓力補(bǔ)充方式給油藏管理帶來很多難題,而且隨著油藏壓力下降,含水層和油層之間的壓差增大,射孔時,壓降下降過快,流量過高,導(dǎo)致含水層碎屑基巖不穩(wěn)定。2007年初,科威特西部油田采用智能井工藝完成一口可控制自流注水井,提高了用自流注水工藝維持壓力平衡的油藏管理能力。本文介紹了科威特智能井在自流注水井中的安裝原理、設(shè)計(jì)及數(shù)據(jù)分析。

自流注水 智能井 完井裝置油藏管理 油田應(yīng)用

科威特西部Minagish和Umm Gudair油田分別于1958年和1962年開發(fā)。兩個油田的初始產(chǎn)層均位于白堊系早期的Minagish Oolite地層。該地層為欠飽和碳酸鹽巖,由沉積在海洋淺灘上的多孔粒狀灰?guī)r和泥?；?guī)r組成。最初40年,Minagish Oolite儲層靠一次采油、注氣和弱水驅(qū)生產(chǎn)含水低甚至不含水的石油。20世紀(jì)80年代初期,油藏壓力下降,井底流壓不足以維持較高的自噴產(chǎn)量,采用潛油電泵增產(chǎn),但油藏壓力急劇下降。為解決該問題,增加產(chǎn)量,需要一種能夠替換從油藏中采出的石油容量并保持油藏壓力的方法。

Zubair地層為一個主要的含水砂巖層,硬度適中,滲透率1～3 D(1 D=1.02μm2,與Minagish地層相比,具有區(qū)域大、構(gòu)造隆起、壓力高等特點(diǎn)。將Zubair地層中的水自流注入Minagish Oolite儲層的技術(shù)首次試用于Minagish油田,后來又在Umm Gudair油田的一個邊緣油井進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn)。

自流注水井在使用智能油井設(shè)備完井之前,只是在非控制條件下簡單地將地層水從一個地層引流到另一個地層,層間竄流量、地層產(chǎn)水量以及儲層的注水量僅通過不定期的電纜生產(chǎn)測井來監(jiān)測。

盡管自流注水項(xiàng)目有很多好處,但其監(jiān)測和管理的難度較大 (如注水前緣不易控制、油井見水、很難量化每口井的層間竄流量),而且隨著儲層壓力的下降,其與水層之間的壓差增大,使新投產(chǎn)的自流注水井流量過大,導(dǎo)致地層不穩(wěn)和出砂。

1 智能油井完井裝置

智能油井完井是通過收集、傳輸和分析完井、開發(fā)及油藏?cái)?shù)據(jù),在不需要人工干預(yù)的情況下即可控制油井和生產(chǎn)過程的系統(tǒng)。智能油井技術(shù)的價值是能夠?qū)崟r獲取井下數(shù)據(jù),并通過控制井下流量積極地改進(jìn)層間和油井性能,實(shí)現(xiàn)儲層效益最大化。其組成如下:

(1)井下流量控制裝置。大多數(shù)井下流量控制裝置是基于滑套或球閥技術(shù),流量控制可以是二元(開/關(guān))、不連續(xù)和連續(xù)的。這些裝置由水力或電力驅(qū)動,與常規(guī)流量控制裝置相比,其性能可靠、耐腐蝕性強(qiáng)、流量控制能力好、開/關(guān)能力強(qiáng)。

(2)饋通式封隔器。為了單獨(dú)控制每個地層,采用了能夠?qū)崿F(xiàn)控制、通訊和動力電纜連接的饋通式封隔器。

(3)控制、通訊和動力電纜。智能油井技術(shù)要求至少有一個通道向井下監(jiān)測和控制裝置傳輸動力和數(shù)據(jù)。導(dǎo)管可以是液壓控制管線、電線/數(shù)據(jù)導(dǎo)線或光纖電纜。為了保護(hù)電纜或便于安裝,通常需要密封各個線纜,并進(jìn)行鎧裝。

(4)井下傳感器。使用多種井下傳感器監(jiān)測各層流動參數(shù),幾種單點(diǎn)電子石英壓力計(jì)和溫度傳感器共用一根導(dǎo)線,以增加地層的測量精度。

2 自流注水井智能完井的優(yōu)點(diǎn)

◇能實(shí)時監(jiān)測注入壓力、層間流量和油井生產(chǎn)壓力,并對流量進(jìn)行量化;

◇能確定產(chǎn)層的生產(chǎn)指數(shù)和水層的注入指數(shù);

◇能對產(chǎn)層和水層分別進(jìn)行壓力瞬變分析,以掌握每個地層的壓力、垂向滲透率、表皮系數(shù)以及通過增產(chǎn)措施提高產(chǎn)量和注入能力的潛力;

◇能對產(chǎn)層和水層分別進(jìn)行增注和排液;

◇可在水層進(jìn)行試采,以減少近井帶井眼壓力;

◇在關(guān)井前后可對自流注水井進(jìn)行“軟啟動”,以減少壓降瞬變,避免產(chǎn)層井眼發(fā)生較大的地質(zhì)力學(xué)變化;

◇能監(jiān)測和控制生產(chǎn)壓降及流量,保證井眼穩(wěn)定,防止油井出砂。

3 應(yīng)用情況

3.1 第一口自流注水井

科威特西部第一口自流注水智能完井是在生產(chǎn)油管上配置并使用了層間控制閥 (ICV)和永久式井下監(jiān)測系統(tǒng) (PDHMS),以便控制從Zubair水層流到Minagish Oolite儲層的注水量,傳輸溫度和壓力數(shù)據(jù),并由地面采集系統(tǒng)記錄和顯示 (圖1)。

圖1 自流注水井智能完井示意圖

3.1.1 油井組成

油井完井從頂部到底部依次為:139.7 mm生產(chǎn)油管、244.5 mm饋通式封隔器、139.7 mm溫度/壓力計(jì)、139.7 mm ICV(安裝在 Zubair水層頂部)、139.7 mm油管加長管 (從 ICV至 Minagish Oolite儲層頂部的永久式封隔器)。加長管與密封總成一起插入永久式封隔器內(nèi)。

3.1.2 作業(yè)方式

控制油井和層間壓差的作業(yè)方式有以下2種。

(1)用套管射孔槍對 Zubair水層射孔,通過電纜坐封底部永久式封隔器;安裝其他智能完井裝置,將加長油管插入封隔器內(nèi),液壓坐封上部饋通式封隔器;使用過油管射孔槍對Minagish Oolite油層進(jìn)行射孔。

(2)射開Minagish Oolite油層,通過電纜坐封帶有可泵出堵頭的下級永久式封隔器;射開Zubair水層,循環(huán)出封隔器上方的巖屑,安裝其他智能完井設(shè)備;將加長油管插入封隔器內(nèi),液力坐封上級饋通式封隔器;對生產(chǎn)油管加壓,泵出堵頭。

3.1.3 計(jì)算方法

地層水從Zubair水層流入套管與油管加長管之間的環(huán)空到達(dá) ICV后,向下進(jìn)入油管加長管,穿過永久式封隔器、生產(chǎn)襯管和射孔孔道,進(jìn)入Minagish Oolite儲層。PDHMS可同時監(jiān)測 ICV上、下環(huán)空和油管內(nèi)的壓力。已知 ICV壓降,根據(jù)閥系數(shù)(Cv)和流體密度可以估算出通過ICV的流量。在實(shí)際的完井管柱中,ICV上方安裝了PDHMS,用環(huán)空壓力讀數(shù)減去管內(nèi)壓力讀數(shù)即為流體流經(jīng)ICV的壓降。

3.1.4 預(yù)期效果

通過預(yù)測油藏特性,即依據(jù)Zubair水層和Minagish Oolite儲層的靜壓 (分別為31.03MPa和26.20 MPa)就能判斷油藏能否采用自流注水智能完井技術(shù)。為了估算油井的注水量,采用節(jié)點(diǎn)分析法,給出了流經(jīng)ICV不同開啟位置 (10個)的壓降與流量的關(guān)系 (圖2)。各曲線與ΔP的交點(diǎn)為ICV在每個開啟位置上的預(yù)計(jì)流量和壓降。ICV全開時,預(yù)計(jì)最大理論流量為8112 m3/d;ICV關(guān)閉時,其壓降約為8.96 MPa。

圖2 Zubair和Minagish Oolite地層間壓降與流量的關(guān)系及流經(jīng)ICV的壓降與流量關(guān)系

油井完井的目的是利用 Zubair水層為 Minagish Oolite儲層提供5460 m3/d的流量。水層的流量和壓降由ICV控制,由PDHMS監(jiān)測。

由于Zubair水層產(chǎn)出水具有腐蝕特性,完井元件使用了防腐合金材料,同時進(jìn)行油井流動分析,根據(jù)配有智能完井裝置的自流注水井推薦的腐蝕速度極限確定流速。對自流注水完井管柱進(jìn)行分析,考慮最佳流量和腐蝕因素,確定合理的生產(chǎn)套管 (尾管)尺寸。

3.1.5 初期性能

成功完井之后,在Minagish Oolite油層射孔,通過撓性油管進(jìn)行酸化增產(chǎn)。增產(chǎn)后和開啟 ICV之前,環(huán)空靜壓為27.44 MPa,油管靜壓為22.28 MPa;酸化后,計(jì)算的水層和油層射孔段頂部的靜壓分別為27.58 MPa和26.90 MPa。

在油井投產(chǎn)過程中,逐漸將ICV開啟至節(jié)流位置5,并每隔6 h調(diào)整節(jié)流位置,使流量逐漸平穩(wěn),防止水層壓降突變,導(dǎo)致井壁失穩(wěn)和油井出砂。生產(chǎn)過程中根據(jù)可避免井眼和水層失穩(wěn)的預(yù)計(jì)產(chǎn)量確定節(jié)流位置5為作業(yè)過程中的最大流量位置。

ICV從關(guān)閉到位置5,油管及環(huán)空的溫度和流量變化特征見圖3。由于觀測的流量低于預(yù)測值,進(jìn)行了變產(chǎn)量測試:①ICV初始位置為5;②關(guān)閉ICV,觀察壓力恢復(fù)情況;③ICV由位置1逐漸開啟至位置10。

圖3 完井后的流量和溫度變化情況

測試期間,在 ICV數(shù)據(jù)測量點(diǎn)深度,Minagish Oolite和Zubair地層的井筒流壓和計(jì)算流量見圖4。從圖中可以看出:ICV在開始關(guān)閉階段、全閉階段以及從位置1到位置10的壓力和流量變化過程 (估計(jì)流量是利用 ICV的壓差計(jì)算的);在位置10,ICV壓降很小甚至沒有,表明ICV允許從Zubair水層到Minagish Oolite儲層的流量最大;在位置10流量出現(xiàn)波動,其原因是ICV沒有壓差;ICV完全開啟時,觀測的最大流量為1560 m3/d,遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于5460 m3/d的目標(biāo)流量。

根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)生成的儲層采油指數(shù)及水層注入指數(shù)見圖5、圖6。由圖中可見:測量的水層生產(chǎn)指數(shù)為5882.52 m3/(d·MPa),與預(yù)測值基本相同;儲層注入指數(shù)為221.73 m3/(d·MPa),遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于預(yù)測值;兩層之間的壓差為5.15 MPa,與預(yù)測的8.96 MPa壓差相差甚遠(yuǎn)。鑒于這種情況,決定在Minagish Oolite儲層實(shí)施補(bǔ)孔和增注措施。

圖5 完井后Zubair地層井底流壓與產(chǎn)量的關(guān)系

圖6 完井后Minagish Oolite地層的注入能力

3.1.6 儲層補(bǔ)孔和增注效果

在Minagish Oolite儲層實(shí)施補(bǔ)孔和增注措施后,在ICV的10個位置重新進(jìn)行了變產(chǎn)量測試。ICV完全打開時,最大流量為4056 m3/d;Zubair水層的生產(chǎn)指數(shù)穩(wěn)定在5882.52～6561.28 m3/(d·MPa),在預(yù)測值范圍內(nèi);Minagish Oolite儲層的注入指數(shù)從221.73 m3/(d·MPa)提高至409.51 m3/(d·MPa),接近原始預(yù)計(jì)值;如果兩層的壓差與原始預(yù)計(jì)值相近,ICV完全開啟時,每天的自流注水量可以達(dá)到6240 m3。

3.2 第二口智能自流注水井效果

在科威特西部另一個油田,使用類似的智能井設(shè)備對第二口自流注水井進(jìn)行完井。完井后,慢慢開啟 ICV至位置7,每天最大流量為3744 m3;Zubair水層的生產(chǎn)指數(shù)約為5113.27 m3/(d·MPa),與第一口井接近;Minagish Oolite儲層的注入指數(shù)較高,為690.07 m3/(d·MPa);閥門完全開啟時,自流注水量達(dá)到4680 m3/d。

4 結(jié)論

◇智能完井技術(shù)和能夠遠(yuǎn)程液壓控制的ICV在可控自流注水井中使用可靠,經(jīng)濟(jì)效益高;

◇實(shí)施智能完井技術(shù)能持續(xù)監(jiān)控流量,維持產(chǎn)層壓力,減少對生產(chǎn)測井和水處理等地面設(shè)備的需求及不可控自流注水的不確定因素;

◇初步應(yīng)用表明,該技術(shù)在了解油井和儲層特性、明確需要的補(bǔ)救和增產(chǎn)措施等方面作用顯著;

◇通過智能完井技術(shù)實(shí)時獲取井下生產(chǎn)數(shù)據(jù)、監(jiān)控儲層及進(jìn)行模擬分析,能夠更好地管理整個油田的自流注水井,提高最終采收率,獲取最大效益。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.011

資料來源于美國《World Oil》2008年5月

2009-01-07)