王海棟，劉義坤，孟文波，張 崇

(1.遼寧石油化工大學，遼寧 撫順 113001；2.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；3.中海石油有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524051)

0 引 言

位于準噶爾盆地腹地的陸梁油田L-9 井區(qū)，儲層整體孔隙發(fā)育與滲透性良好，儲層平面均質(zhì)性強，垂向韻律性明顯。白堊統(tǒng)呼圖壁河組二段為底水潛在風險層，該油層特點為低幅度構(gòu)造背斜、厚度薄、底水發(fā)育且能量充足、直井開發(fā)易形成底水水脊，因此，需采用水平井開發(fā)。水平井開發(fā)較直井的水脊程度能被削弱至幾倍甚至幾十倍，但存在長水平井趾跟效應導致的跟部水脊問題。為了有效解決水平井開發(fā)一直未完全解決的趾跟效應水脊問題，亟需對該難題進行相關(guān)研究。前人研究主要包括：①變密度篩管技術(shù)，是為解決儲層平面滲透率差異，其井筒內(nèi)趾跟壓力剖面問題仍未解決[1-3]；②ICD技術(shù)是通過減小過流面積限制流體流動實現(xiàn)預期效果，同樣未解決水平井趾跟效應水脊問題[4]；③國外學者分別對中心管控水技術(shù)展開深入研究，包括中心管長度優(yōu)化、油水黏度差與油層厚度等對開發(fā)狀況影響以及與ICD技術(shù)結(jié)合的應用效果[4-5]。目前該技術(shù)僅部分解決了井筒壓力剖面不均問題，但只將壓力剖面分割成2部分，井筒全段壓力剖面極差仍很大。因此，創(chuàng)建一種新方法：水平井環(huán)空預設多級人造井底技術(shù)，通過大型3D物理模擬實驗裝置分別開展了常規(guī)水平井、中心管水平井以及多井底水平井的底水油藏開發(fā)實驗，從而解決跟部水脊問題。

1 實驗材料和方法

以相似準則為實驗基礎(chǔ)一般是要使礦場到室內(nèi)轉(zhuǎn)換的物理場相似、運動場相似以及溫度場相似。設定的幾何比尺為1 000，為最大化利用實驗模型監(jiān)測底水脊進規(guī)律，將避水高度設置為30 cm；運動場相似是利用充填等滲透率油藏進行試采，得到與礦場采油速度3%相對應的生產(chǎn)壓差，為0.6 MPa；溫度場根據(jù)油藏溫度設定，為60 ℃。實驗石英砂為40～90目，模擬油黏度為9 mPa·s，配制黏度為1 mPa·s、質(zhì)量分數(shù)為5%的NaCl水溶液，便于電極探針在實驗過程中能清晰地監(jiān)測油水界面的運動狀況。3種模擬井型包括(圖1a)：常規(guī)水平井，長度為30 cm，直徑為9 mm、孔密為4/cm；中心管水平井，中心管的直徑為3 mm，長度為30 cm，孔密為4/cm；環(huán)空多級人造井底水平井，環(huán)空管與基管直徑均為3 mm，長度為30 cm，孔密為4/cm。

采用大型3D設備開展實驗研究，主視圖與Hele-Shaw模型相同[1]。該設備能動態(tài)監(jiān)測底水驅(qū)過程中的含水飽和度場情況。釜體有效體積為50 cm×50 cm×50 cm(圖1b)，內(nèi)壁需經(jīng)粗糙防竄與絕緣去干擾處理，內(nèi)設電極探針和壓力探頭。其中，電極探針為25組，共125個測點，壓力探頭僅在井筒沿程設置6個。含水飽和度測試原理是鹽水與原油的電阻差異，即通過矩形波低頻交流電以輪巡的方式不斷測試兩兩電極之間的電位差，然后根據(jù)公式求電阻率，再由阿奇公式求含水飽和度值，計算公式見文獻[6]，實驗方法參考文獻[7]。實驗步驟如下：①布水平井，使用石英砂將釜體填滿，滲透率為1 500 mD，然后安裝底水層隔板(夾有90目篩網(wǎng)且均勻布孔的2片鋼隔板)，底水層厚度為10 cm。②飽和水同時測模型孔隙體積，為35.58 L。先打開底部注水泵和閥1，飽和水；再飽和油，閥門4和閥門3進、閥門1和閥門2出，速度為7～30 mL/min，直到形成束縛水飽和度為0.23(可從數(shù)控電腦屏上實時觀察到)；從閥門1注入水至30 L左右頻繁打開閥門2觀察是否見水，若見水表明底水層充滿；初始化含水飽和度值，關(guān)閉所有閥門，從閥門3再次飽和油，直到釜體中的壓力達到10.0 MPa，飽和油量27.4 L。③對底水層供給恒定壓力10.0 MPa，以生產(chǎn)壓差0.6 MPa進行恒壓水驅(qū)油氣實驗，開始生產(chǎn)后記錄產(chǎn)油、產(chǎn)水量，并觀察實時反演的油藏底水前緣推進動態(tài)，直至采出端含水率達到98%。④對中心管和環(huán)空多級井底水平井重復上述實驗，其中由于模型尺寸有限，對于中心管與環(huán)通多級人造井底水平井則采用等效方法進行測試，即在常規(guī)水平井井身沿程各位置增加泄壓排液口。

圖1 3種井型及釜主視剖面圖Fig.1 Three types of wells and the main profile view of the kettle

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 水脊現(xiàn)象

圖2為3種模擬井型底水驅(qū)至含水率為98%時的油水分布情況。圖2a、b為水平井開發(fā)結(jié)果?？梢姡河筒卣w波及程度不高，水脊區(qū)發(fā)生在水平井筒的正下方(圖2a、b)，水脊的左視圖表現(xiàn)為明顯的“凸”字形狀，正視圖底水前緣輪廓表現(xiàn)為從釜體左端至水平井跟部位置剖面逐漸升高，然后從井筒跟部至趾端方向逐漸下降；切割面越靠近水平井，水脊形態(tài)越明顯、同一層位的剩余油面積越大外圍波及程度越小。

圖2 3種模擬井型底水驅(qū)至含水率為98%時的油水分布Fig.2 Oil and water distribution of three simulated well types when water content of 98% after bottom water flooding

圖2c、d為中心管水平井開發(fā)結(jié)果。截取與圖2a、b相同位置水驅(qū)后油藏橫縱向切面，進行對比可知：常規(guī)水平井和中心管水平井開發(fā)均發(fā)生底水錐進現(xiàn)象，但常規(guī)水平井的水脊形態(tài)較中心管水平井的水脊前緣剖面脊進區(qū)更狹窄；中心管水平井組實驗的水脊部位已從常規(guī)水平井的跟部位置移動至中心管尾部位置，表明中心管起到了調(diào)整水脊前緣形態(tài)陡峭程度與位置的作用；中心管水平井開發(fā)組對應的油藏波及程度高于常規(guī)水平井開發(fā)組實驗，是具有明顯動用外部油藏波及程度態(tài)勢的。

圖2e、f為環(huán)空多級井底水平井開發(fā)結(jié)果。同樣取含水率達到98%時對應的最終三維水、油分布圖，并截取了與圖2a、b和圖2c、d相同位置的油藏水驅(qū)后切面，進行對比分析可知：利用環(huán)空多級井底水平井開發(fā)技術(shù)后，在水平井井筒下方的油水界面推進情況表現(xiàn)的更加均勻，建立了比前2種技術(shù)更好的水驅(qū)波及效率；底水脊進區(qū)由前2種方法對應的僅在水平井跟部或中心管尾處單點優(yōu)先脊進的規(guī)律，變?yōu)檠厮骄蚕乱粭l直線的幾乎齊頭并進態(tài)勢。因此，儲層水驅(qū)波及體積隨之顯著性增大。

2.2 日生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖3為3種模擬井開發(fā)系統(tǒng)的日生產(chǎn)數(shù)據(jù)。由圖3可知，3種方法在開發(fā)初期原油日產(chǎn)量穩(wěn)定，且該階段表現(xiàn)為無底水突破。其中，環(huán)空多級井底水平井開發(fā)系統(tǒng)的無水產(chǎn)油持續(xù)性最好，與常規(guī)水平井和中心管水平井開發(fā)組相比其無水產(chǎn)油期分別延長了2.7、1.8 d。一旦底水突破，原油日產(chǎn)量迅速下降，日產(chǎn)水量迅速增加，環(huán)空多級井底的水平井開發(fā)系統(tǒng)比中心管水平井以及常規(guī)水平井日產(chǎn)水上升更迅速，同時，中心管水平井和環(huán)空多級井底水平井的生產(chǎn)總時間均有所減少，分別在20.0、18.0 d后結(jié)束生產(chǎn)。這是底水界面前緣越均勻推進水頭體積越大、產(chǎn)水越迅速導致含水率快速達到98%。因此，環(huán)空多級井底水平井開發(fā)系統(tǒng)的無水產(chǎn)油期長，見水后的生產(chǎn)時間減少，且產(chǎn)油總量的增加，起到了投入周期縮短、回報效益增加的雙重效益。

圖3 3種模擬井日生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.3 Daily oil and water production data of three simulated wells

2.3 含水率與采收率

圖4為3種開發(fā)方式的采收率與含水率關(guān)系曲線。由圖4可知，底水突破前常規(guī)水平井組采收率最低，中心管水平井組其次，環(huán)空多級井底水平井組最高，見水后采收率增幅三者相差不大。在3種方案中，常規(guī)水平井組最終采收率為41.25%，中心管水平井最終采收率為45.28%，環(huán)空多級井底水平井組的最終采收率最高為51.23%。差異主要表現(xiàn)為無水產(chǎn)油期，表明環(huán)空多級井底開發(fā)底水油藏提高采收率切實有效，能延遲底水脊進突破時間，進一步增加無水產(chǎn)油時間。

圖4 3種開發(fā)方式的含水率與采收率Fig.4 Water cut and oil recovery rate of the three development methods

2.4 壓力剖面

繪制了實驗中井筒沿程6個壓力探頭測得的動態(tài)壓力剖面曲線(圖5)。由圖5可知：①常規(guī)水平井井筒的壓力剖面從趾端到跟部呈單調(diào)下降的趨勢，水平方向井筒跟部處壓力最低。這是由于常規(guī)水平井筒內(nèi)排液泄壓位置集中在水平井跟部，根據(jù)流體流動原則：流動方向永遠由高壓指向低壓，因此，只要生產(chǎn)則水平井趾端到跟部必然存在壓降。②中心管水平井開發(fā)組，井筒內(nèi)壓力剖面呈漏斗狀，最低壓力在中心管尾處，整個井筒壓力分布一定程度上變平緩。這是由于中心管相當于調(diào)整了真實排液泄壓井底位置，井筒內(nèi)的液流方向改變?yōu)橐灾行墓芪矠榉纸琰c的對流形式，壓力剖面隨之表現(xiàn)為從跟部到中心管尾先降低、從中心管尾到趾端再升高。③由環(huán)空多級井底水平井組結(jié)果可知，井筒內(nèi)壓力剖面出現(xiàn)多次波動，均發(fā)生在安裝人造井底位置，井筒的沿程壓力剖面均勻性表現(xiàn)顯著。這是由于通過使用人造井底使水平段沿程不同位置同時具有低壓區(qū)，根據(jù)流體流動方向原則，含多井底水平井系統(tǒng)基管內(nèi)液流流動方向呈現(xiàn)出多方向流動態(tài)勢，進而解決了水平井在生產(chǎn)過程中跟部與趾端不能同步排液泄壓的難點問題。

圖5 3種模擬方案井筒沿程壓力剖面測試結(jié)果Fig.5 Dynamic pressure profiles along the wellbore of three types of simulated horizontal wells

進一步討論，可由式(1)得到人造井底排液泄壓機理[8]：

(1)

式中：Δp、Δpg、Δps和Δpacc分別為趾跟壓降、重力壓降、摩擦壓降和加速度壓降，MPa。

由式(1)可知，變質(zhì)量流需比定質(zhì)量流克服更多的井筒下游沿程徑向流入加速度阻力。因此，對于未射孔的環(huán)空管內(nèi)定質(zhì)量流以及已射孔的基管內(nèi)變質(zhì)量流，水平井趾端同一位置流體流經(jīng)人造井底、環(huán)空管然后再到達井口的過程僅需克服重力與摩擦能耗，而流經(jīng)基管還需額外克服下游徑向流入液的加速度能耗，因此，根據(jù)流體總是選擇低阻流道優(yōu)先流動原則可知，環(huán)空多級井底能使水平井趾端與跟端近似實現(xiàn)同步泄壓排液效果，削弱礦場水平井生產(chǎn)過程中一直未解決的趾跟效應難題。

3 應用指導

圖6為水平井預設環(huán)空多級井底生產(chǎn)單元安裝流程。分別將篩管墊片、繞絲篩管、交叉環(huán)(含人造井底)、支撐環(huán)、環(huán)空管、外部篩管安裝在基管上形成一個生產(chǎn)單元，再將各生產(chǎn)單元依次連接，形成環(huán)空多級井底水平井系統(tǒng)，其中，環(huán)空管對接工藝參考文獻[9]。環(huán)空多級井底系統(tǒng)與旁通管礫石充填系統(tǒng)結(jié)構(gòu)存在技術(shù)交叉與不同。交叉之處在于2種技術(shù)均將輔助管道設計到內(nèi)部基管與外部篩管之間的環(huán)空，具有相同的井口接單根操作方法；不同之處在于環(huán)空多井底控錐技術(shù)中的環(huán)空管通過人造井底與內(nèi)部基管相通，其為控制基管內(nèi)的液流動態(tài)，控生產(chǎn)壓力剖面用。旁通管礫石充填技術(shù)所述的旁通管通過壓力閥與外部篩管相通，用于充填礫石，防砂用。因此，借鑒旁通管礫石充填技術(shù)的礦場應用經(jīng)驗，表明環(huán)空多級井底控錐技術(shù)具有礦場操作性以及功能性雙重潛力。環(huán)空多級井底水平井完井結(jié)構(gòu)復雜，操作簡單。當環(huán)空管長度設計為10 m，截面為314 mm2時，一個環(huán)空管的造價約為4 300元，適用于高產(chǎn)儲層而不適用低產(chǎn)儲層，該技術(shù)解決的是水平井長水平段趾跟效應問題，適用均質(zhì)性良好儲層，若儲層非均質(zhì)嚴重則需復合變密度篩管技術(shù)。壓力剖面測試結(jié)果知，采用2個人造井底可提高壓力剖面均衡度為61.4%，對解決現(xiàn)場水平井筒內(nèi)生產(chǎn)壓力剖面嚴重不均衡問題具有明顯作用。同時，該技術(shù)可在井筒沿程不斷增加人造井底，使井筒壓力剖面變得更均勻，但為保證基管中流量，環(huán)空管間距設計必須留有足夠的徑向流入面積，應遵循徑向可流入基管的打開程度不小于0.3，人造井底設計上限數(shù)量通常不超過6個的原則。

圖6 水平井預設環(huán)通多級井底生產(chǎn)單元安裝流程Fig.6 The installation process of the producing unit with preset multi-stage bottoms in horizontal well annulus

4 結(jié)論與建議

(1) 均質(zhì)3D油藏常規(guī)水平井開發(fā)最終水脊形態(tài)左視圖呈“凸”狀，油水界面從左至右先升后降，分界點在井筒跟部，孤山頂峰峰圍外有較大提升波及程度潛力。

(2) 環(huán)空多級井底技術(shù)能夠解決趾跟效應底水脊進。技術(shù)作用機理是在水平井井筒沿程與近趾端不同位置預設人工井底形成低壓區(qū)，改變傳統(tǒng)水平井內(nèi)從趾端到跟部的單流線方向為多方向流動狀態(tài)，實現(xiàn)趾跟同步泄壓排液，使井筒沿程的壓力與產(chǎn)液剖面達到均衡。

(3) 環(huán)空多級井底水平井開發(fā)對應的無水產(chǎn)油時間最久，常規(guī)水平井、中心管水平井和環(huán)空多級井底水平井開發(fā)對應的最終采收率分別為41.25%、45.28%和51.23%，環(huán)空多級井底水平井增產(chǎn)效果好于常規(guī)水平井、中心管水平井。

(4) 環(huán)空多級井底水平井結(jié)構(gòu)復雜，但操作簡單方便，具有較大礦場應用潛力。在環(huán)空管長設計為10 m，橫截面積設計為314 mm2時，單根成本增加約達4 300元，對于開發(fā)低產(chǎn)量底水油田仍是挑戰(zhàn)。此外，多級人造井底的安裝數(shù)量設計不應超過6個。

(5) 單一開發(fā)技術(shù)不能使底水油藏得到完全動用，應根據(jù)底水脊進機理制訂階段性控水方案，環(huán)空多級井底技術(shù)應歸到第一階段控錐，即底水在底水層啟動時開始控制前緣剖面并跟隨開發(fā)全程；而底水在油藏推進過程應繼續(xù)跟進第二階段控水調(diào)整措施，如間歇生產(chǎn)制度；當?shù)姿黄浦辆祝诰讘M行第三階段堵水；最后加強階段與技術(shù)間的銜接組合，底水油田開發(fā)一定會取得良好效果。