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(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)

中國海上油田渤海海域、南海東部海域，邊底水油藏分布廣泛。為增加產(chǎn)層的泄油面積，實(shí)現(xiàn)低生產(chǎn)壓差下開發(fā)油藏，常采用水平井的開發(fā)形式。在開發(fā)過程中，由于“跟趾效應(yīng)”、邊底水錐進(jìn)等原因，水平井大多含水上升較快。曹妃甸11-1和流花11-1等油田部分井完井階段未能采取有效的控水手段，導(dǎo)致部分油井在油田開發(fā)初期出現(xiàn)高含水現(xiàn)象，致使油田開發(fā)難度加大。含水率過高導(dǎo)致提液難度大，污水處理、節(jié)能減排、設(shè)備腐蝕壓力也日益增大[1]。當(dāng)前海上油田水平井控水大多采用管外封隔器在篩管外進(jìn)行分段，分段內(nèi)采用變密度篩管和ICD控水等方式。由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率及含油飽和度差異明顯，基于機(jī)械式封隔的手段難以滿足控水工具精細(xì)化分段的要求，同時(shí)，ICD等被動(dòng)式調(diào)流控水技術(shù)無法針對(duì)出水進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)，存在適用范圍受限、控水效果有限等不足，故控水措施總體成功率不高，解決水平井出水問題已迫在眉睫，急需一種經(jīng)濟(jì)有效的穩(wěn)油控水技術(shù)。

AICD自適應(yīng)控水技術(shù)作為油氣田開發(fā)的一項(xiàng)先進(jìn)技術(shù)，已應(yīng)用于大多數(shù)類型的油氣藏，并取得了良好的控水增油效果。該技術(shù)基于油水物理特性差異自適應(yīng)控水，降低了對(duì)儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)的要求，應(yīng)用于水平井可有效均衡生產(chǎn)壓差，實(shí)現(xiàn)控水增油的作用。同時(shí)，充填于水平井篩管外的礫石，基于達(dá)西定律，在軸向可以抑制水錐橫向竄流，并形成一定的阻流壓差，為AICD的精細(xì)化分段要求提供了可能。研究自適應(yīng)控水技術(shù)在水平井的適用性，對(duì)指導(dǎo)海上油田挖潛、提高采收率具有重要的意義。

1 AICD自適應(yīng)控水技術(shù)簡介

AICD(Autonomous Inflow Control Device)根據(jù)油水的黏度、密度等物理特性差異，通過引入一個(gè)額外的壓力降來平衡油藏與井筒之間的壓力不均勻性，對(duì)油和水進(jìn)行自適應(yīng)調(diào)節(jié)，實(shí)現(xiàn)控水增油的效果[2]。

當(dāng)前應(yīng)用較多的自適應(yīng)控水裝置主要有HALLIBURTON的EquiFlow AICD和TENDEKA的RCP Valve等。以RCP Valve為例，該裝置由一個(gè)固定的構(gòu)件和一個(gè)可移動(dòng)的碟片組成，通過移動(dòng)構(gòu)件，即自由浮動(dòng)的碟片來控制液體流通面積的大小(如圖1)。根據(jù)伯努利定律，在流體流動(dòng)時(shí)，同一流線上的流體靜壓、動(dòng)壓與摩擦壓降的總和不變。當(dāng)相對(duì)黏度較高的油流經(jīng)RCP Valve時(shí)，碟片處于開啟狀態(tài)，當(dāng)相對(duì)黏度較低的水或氣流經(jīng)RCP Valve時(shí)，碟片因黏度變化引起的壓降自動(dòng)關(guān)閉，從而實(shí)現(xiàn)控水。

圖1 RCP示意

1.1 國外應(yīng)用案例

自適應(yīng)控水裝置可以延緩水的錐進(jìn)，自動(dòng)地調(diào)整每個(gè)生產(chǎn)層段的產(chǎn)出剖面，實(shí)現(xiàn)前期延長無水或低水采油期，中后期延長穩(wěn)油控水采油期的目的[3-4]。在國外Ginta、Troll、Rubiales和Quifa等海上高滲砂巖油田應(yīng)用表明，AICD技術(shù)能有效抑制底水錐進(jìn)，達(dá)到油井增產(chǎn)、降低含水率和提高油藏采收率的目的[5-6]。如表1。

表1 國外AICD自適應(yīng)控水技術(shù)應(yīng)用效果

1.2 國內(nèi)應(yīng)用案例

渤海油田2016年初在曹妃甸11-1A-13H井首次實(shí)施AICD自適應(yīng)控水技術(shù)。該井地層原油黏度175.2 mPa·s，原井完井管柱為215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)篩管，采用20/40目礫石充填。后期通過篩管注入環(huán)空化學(xué)封隔器，篩管內(nèi)下入73 mm(2英寸)AICD控水短節(jié)+Y341型封隔器控水中心管柱將該井分為3段(如圖2)。

該井措施前日產(chǎn)油45.29 m3，日產(chǎn)水1 120 m3，含水率96.1%。控水措施實(shí)施后，日產(chǎn)油52.15 m3，日產(chǎn)水518 m3，含水率90.9%，控水增油效果明顯。2016-03，逐漸提液至950 m3，日產(chǎn)油62 m3，含水率保持在93.5%左右。2017-06，該井含水率由93.5%緩慢上升至96.1%，控水措施失效，控水措施有效期1.5 a。

圖2 曹妃甸11-1-A13H井控水管柱示意

結(jié)合油藏模型分析該井的控水效果，可知：

1) 該井在篩管外有礫石充填，在礫石充填層，流體軸向距離長，阻力大，徑向距離短，阻力小，抑制了水錐橫向竄流。

2) 堵水作業(yè)在篩管外注入的環(huán)空化學(xué)封隔器，配合控水中心管柱的Y341型封隔器進(jìn)行了分倉，各位置原始采出含水率在80%～100%，局部處于水淹狀態(tài)，各分段內(nèi)通過自適應(yīng)控水裝置根據(jù)局部含水情況形成不同阻流效果，是降低該井含水率的主要因素。

3) 通過對(duì)該井進(jìn)行回歸模擬，日產(chǎn)液量從500 m3/d上升到1 000 m3/d時(shí)，控水管柱壓耗從1.4 MPa上升到7 MPa，作用在分段工具上的分段壓差過大，Y341型封隔器的壓縮式膠筒失效可能是導(dǎo)致提液后含水率上升的原因。

截至2017年底，AICD控水技術(shù)在渤海旅大5-2-B25H、旅大32-2-A31H、秦皇島32-6-J33H井共進(jìn)行了3井次的水平井應(yīng)用，均未達(dá)到預(yù)期控水效果，結(jié)合完井管柱及生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析原因?yàn)椋?口井儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，多采用“215.9 mm(8英寸)裸眼+篩管”完井管柱，篩管外借助環(huán)空化學(xué)封隔器或膨脹封隔器進(jìn)行了2～4段封隔，篩管外無礫石充填，各分段內(nèi)無軸向防竄流措施，由于水的黏滯阻力小，流動(dòng)速度快，高含水段突破后有可能快速漫布于分段內(nèi)造成水淹，從而導(dǎo)致控水措施失效，采用常規(guī)封隔手段難以滿足自適應(yīng)控水裝置的精細(xì)化分段要求。

2 防砂礫石控水原理

防砂礫石充填于水平段后產(chǎn)生各向同性的流動(dòng)阻力，根據(jù)達(dá)西定律，滲流量Q與壓差△p和滲流界面A成正比，而與滲流長度L成反比。流體由地層至篩管距離短、接觸面積大，徑向流動(dòng)阻力?。凰蕉瘟鲃?dòng)單元間距離長、環(huán)空橫截面積小，流體橫向流動(dòng)阻力大，使得地層流體單元內(nèi)流動(dòng)得到控制、單元間流動(dòng)受到抑制。防砂礫石在實(shí)現(xiàn)防砂的同時(shí)，可以防止水錐軸向竄流，結(jié)合自適應(yīng)控水裝置可以實(shí)現(xiàn)精細(xì)化分段的功能。

3 評(píng)價(jià)試驗(yàn)

為驗(yàn)證自適應(yīng)控水裝置和防砂礫石組合應(yīng)用于水平井控水的效果，搭建流量控制試驗(yàn)裝置，進(jìn)行控水性能測試和滲流能力測試，測試自適應(yīng)控水裝置在純水、純油和不同含水率情況下排量與壓差的關(guān)系，測試防砂礫石的軸向和徑向阻流能力。

3.1 自適應(yīng)控水裝置性能測試

試驗(yàn)流程主要由攪拌罐、柱塞泵、壓力傳感器、流量計(jì)和測試段等組成，流程圖及關(guān)鍵設(shè)備如圖3～4所示。

圖3 地面測試流程

圖4 試驗(yàn)流程關(guān)鍵設(shè)備

攪拌罐主要是用來調(diào)配測試所需黏度純油或油水混合相，同時(shí)用于測試段回流液或返出液回收，柱塞泵用于將測試介質(zhì)泵送進(jìn)試驗(yàn)流程，通過改變柱塞泵頻率可以調(diào)節(jié)測試段的排量，流量計(jì)、壓力計(jì)等采用數(shù)字采集系統(tǒng)，分別測試經(jīng)過測試段的排量Q、入口壓力p1和出口壓力p2，通過將入口壓力和出口壓力求差可以算出測試段壓差△p。

采用高黏度原油，并添加適量柴油在攪拌罐中進(jìn)行均勻攪拌，間斷取樣測試混合液黏度，最終形成試驗(yàn)所需220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度油，攪拌均勻后取出靜置。

1) 關(guān)閉2號(hào)節(jié)流閥及回流閥，采用自來水進(jìn)行設(shè)備試壓及測試，測試壓力10 MPa。

2) 導(dǎo)通測試流程，開泵后緩慢調(diào)節(jié)流量，采集純水介質(zhì)時(shí)測試段出入口壓力及排量。

3) 采集測試段在220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度純油介質(zhì)下的流量和壓力數(shù)據(jù)。

4) 采集測試段在122 mPa·s油不同含水率情況下的流量和壓力數(shù)據(jù)。

試驗(yàn)過程每間隔10 s采集一次數(shù)據(jù)，不同介質(zhì)條件、不同壓力等級(jí)下各采集5 min數(shù)據(jù)，將采集到的測試數(shù)據(jù)按照指數(shù)回歸法繪制測試曲線，如圖5～6所示。

圖5 純液態(tài)通過AICD壓差與排量關(guān)系

圖6 油水混合物通過AICD測試曲線

測試結(jié)果表明：

1) 在相同壓差下，純液介質(zhì)黏度越高，排量越大，高黏度油和水的最高排量比率8.5倍，表現(xiàn)出明顯的自適應(yīng)增油特性。

2) 在黏度為122 mPa·s時(shí)，在相同壓差下，油水混合物含水率越高，排量越小，表現(xiàn)出明顯的自適應(yīng)控水特性,在含水率最高95%情況下，等效黏度在7.05 mPa·s的情況下，能和水形成1.25倍的排量比率關(guān)系，表明該工具在高含水井仍能體現(xiàn)出一定的控水效果。

3.2 防砂礫石滲流能力測試

根據(jù)實(shí)驗(yàn)室環(huán)境建立防砂礫石滲流能力測試裝置，采用3層透明管，外層直徑和長度0.25 m×1.5 m，壁厚10 mm；中層直徑和長度0.13 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m過濾段，內(nèi)層直徑和長度0.07 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m過濾段，環(huán)空或內(nèi)層管柱充填40/70目礫石，用于評(píng)價(jià)防砂礫石的軸向滲流和徑向滲流能力。

測試流程如圖7～8。測試數(shù)據(jù)如表2。

圖7 軸向滲流能力測試流程示意

圖8 徑向滲流能力測試流程示意

由防砂礫石滲流效果試驗(yàn)結(jié)果分析：

1) 據(jù)多組室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果得知，在實(shí)驗(yàn)室模擬的徑向流動(dòng)條件下，軸向阻力為徑向流動(dòng)阻力的24.6倍，以海上油田常用的“215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)篩管”管柱為例，根據(jù)充填長度及截面直徑推算，在40/70目礫石充填的情況下，兩篩管之間軸向竄流阻力為徑向生產(chǎn)阻力的2 498倍。

2) 針對(duì)不同產(chǎn)層或有隔夾層的油藏，篩管之間設(shè)置有盲管，軸向流動(dòng)阻力隨管柱長度成倍增加，對(duì)層間隔離或精細(xì)化分段起到了良好作用。

表2 防砂礫石滲流效果測試數(shù)據(jù)

4 工藝數(shù)值模擬

4.1 數(shù)值計(jì)算模型

定義自適應(yīng)控水裝置的理論模型是一個(gè)與油藏流體性質(zhì)、產(chǎn)液強(qiáng)度、工具性能相關(guān)的方程[7]。

流體密度方程為

流體黏度方程為

控流性能方程為

式中：g、h、i、d、e、f為指數(shù)因子；α0、αg、αw分別是流相中油、水、氣各相所占的體積分?jǐn)?shù)；ρ0、ρg、ρw分別是流相中油、水、氣各相的密度；μ0、μg、μw分別是流相中油、水、氣各相的黏度；ρmix是混合物的密度；μmix是混合物的黏度；ρcal和μcal分別為校準(zhǔn)密度和校準(zhǔn)黏度；a、x、y是AICD強(qiáng)度因子；q是混合體積流量；Δp是工具產(chǎn)生的壓耗。

根據(jù)圖5～6試驗(yàn)數(shù)據(jù)，利用上述公式聯(lián)立求解AICD強(qiáng)度因子，得出a=1.76×10-4,x=1.81，y=0.92。

4.2 控水效果模擬

以曹妃甸油田的某口新開發(fā)井進(jìn)行控水效果模擬，該井為215.9 mm(8英寸)裸眼水平井，篩管段為1 742～2 178 m，設(shè)計(jì)產(chǎn)液量1 000 m3/d。將該井油藏模型導(dǎo)入Landmark NETool，油藏模型顯示，該井滲透率在240～920 mD(如圖9)，沿水平段呈現(xiàn)明顯的非均質(zhì)性，含油飽和度變化較大(如圖10)。

圖9 沿水平段滲透率分布

圖10 沿水平段含油飽和度分布

在軟件里建立“管外封隔器+AICD篩管”的控水管柱，根據(jù)水平段油藏特征將該井細(xì)分為4段，同時(shí)建立“防砂礫石+AICD篩管”的控水管柱，將強(qiáng)度因子、安裝位置、安裝數(shù)量、生產(chǎn)制度、防砂礫石粒徑等參數(shù)設(shè)置完畢后，對(duì)不同控水管柱結(jié)構(gòu)的生產(chǎn)情況進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果如表3、圖11～12。

對(duì)比無控水措施完井結(jié)構(gòu)，采用自適應(yīng)的控水管柱結(jié)構(gòu)具有如下效果：

表3 某井AICD控水效果模擬

圖11 累產(chǎn)油量對(duì)比

圖12 含水率動(dòng)態(tài)對(duì)比

1) 采用“管外封隔器+AICD篩管”的完井管柱結(jié)構(gòu)具有一定的控水增油效果，累計(jì)增油51.4×104m3，增幅55.7%，生產(chǎn)過程中局部出水后能自動(dòng)進(jìn)行調(diào)節(jié)，控水設(shè)計(jì)時(shí)需要對(duì)地層出水有初步認(rèn)識(shí)。

2) 采用“防砂礫石+AICD篩管”的完井管柱結(jié)構(gòu)具有顯著的控水增油效果，累計(jì)增油79.2×104m3，增幅85.8%。該控水技術(shù)無需找水，篩管外部防砂礫石抑制水錐橫向竄流，篩管內(nèi)AICD實(shí)現(xiàn)自適應(yīng)控制。

5 結(jié)語

1) 曹妃甸11-1油田目前采油井68口，其中水平井或水平分支井65口，43口含水90%以上，單井采液量增加，從而使地層流體流速增加，加大了對(duì)地層砂的拖曳力，導(dǎo)致地層出砂問題越來越嚴(yán)重，嚴(yán)重影響油田正常生產(chǎn)。自適應(yīng)控水技術(shù)可以兼?zhèn)渌骄胶饪厮头郎暗墓π?。針?duì)高含水井實(shí)施自適應(yīng)控水技術(shù)能有效控水增油，提高單井產(chǎn)能，具有一定的針對(duì)性。

2) 流花11-1油田共有油井21口，其中15口井含水超過95%，油田整體處于“特高含水、低采油速度、低采出程度” 階段[8-10]，由于礁灰?guī)r油藏發(fā)育微裂縫，儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)難度大。自適應(yīng)控水技術(shù)對(duì)該類油藏具有較強(qiáng)的適用性，可以降低儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)要求，改善油田開發(fā)效果。

3) 當(dāng)前海上油田水平井呈現(xiàn)快速增長趨勢，在油井完井階段采取有效的控水措施，變后期治水為早期防水，是油田開發(fā)必要的技術(shù)手段，自適應(yīng)控水技術(shù)具有較好的應(yīng)用前景。