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        海上油田全壽命控水完井技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗(yàn)

        2021-01-02 16:47:34高曉飛易會安徐立前
        石油鉆探技術(shù) 2021年6期
        關(guān)鍵詞:供液油井水平井

        咼 義, 高曉飛, 易會安, 代 玲, 徐立前, 劉 佳

        (1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東深圳 518000;2. 思達(dá)斯易能源技術(shù)(集團(tuán))有限公司,北京 100101)

        為了提高海上油田開發(fā)速度,近年來在海油開發(fā)中越來越多地采用了水平井[1]。不過,對于海上砂巖底水油藏,在采用水平井開發(fā)過程中也出現(xiàn)了見水早的問題,一定程度上影響了油井生產(chǎn)效果[2-5]。因此,為了延緩海上油井的含水率上升速度,國內(nèi)外開始嘗試采用控水完井工藝進(jìn)行完井。

        近年來,流入控制裝置(inflow control device,ICD)控水完井技術(shù)和自動(dòng)流入控制裝置(autonomous inflow control device,AICD)控水完井技術(shù)逐步應(yīng)用于底水油藏開發(fā),在一定程度上延緩了油井含水率上升速度[6-9]。ICD控水完井技術(shù),初期通過抑制高滲段,實(shí)現(xiàn)均衡水平井水平段供液剖面;AICD控水完井技術(shù),中后期通過“自動(dòng)控制流量”抑制水平段高含水段出液,實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控水。但是,ICD和AICD控水完井技術(shù)都有一定局限性,無法實(shí)現(xiàn)油井全壽命周期控水?;谏鲜銮闆r,嘗試結(jié)合ICD和AICD控水完井技術(shù)的優(yōu)點(diǎn),研究出海上油田全壽命控水完井技術(shù)。為此,筆者分析了ICD和AICD控水完井技術(shù)的優(yōu)勢與不足、全壽命控水完井技術(shù)的基本原理,結(jié)合海上底水油藏的具體特征,提出了水平段分段設(shè)計(jì)、分段控水工具設(shè)計(jì)原則,然后在南海珠江口盆地X油田H油藏W1井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn),并對試驗(yàn)情況進(jìn)行了分析總結(jié)。

        1 ICD和AICD控水完井的優(yōu)勢與不足

        1.1 ICD控水完井技術(shù)

        ICD中篩管配合封隔器分段[10-13],將水平井分為若干供液單元,根據(jù)水平段供液強(qiáng)弱,通過調(diào)整各單元孔眼數(shù)目來調(diào)節(jié)供液通道大?。ㄈ鐖D1所示),使油藏向井筒供液時(shí)均衡推進(jìn)。但隨著開發(fā)時(shí)間推移,油井很容易發(fā)生底水錐進(jìn)或高滲、低滲井段間差異性程度變化,導(dǎo)致ICD完井技術(shù)不能匹配儲層生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的變化,油井不可避免地被快速水淹,如圖2所示。

        圖1 地層流體在孔眼型ICD中的流動(dòng)示意Fig. 1 Formation fluid flow in ICD with eyelet

        1.2 AICD控水完井技術(shù)

        AICD控水完井技術(shù),即流體流動(dòng)自動(dòng)制閥智能控水技術(shù),是一種水平井機(jī)械堵水方法[14-16]。AICD的使用方法與ICD一致,都是作為完井硬件設(shè)施的一部分安裝在地層與井筒之間,不需要電纜或紅外線控制,施工方案簡單,可操作性高。

        圖2 地層流體在ICD篩管外的流動(dòng)示意Fig.2 Formation fluid flow out of ICD sieve tube

        AICD和ICD的主要不同點(diǎn)在于,AICD能“自動(dòng)控制流量”,對進(jìn)入井筒的流體施加阻力,不同黏度流體流經(jīng)AICD閥體時(shí)對應(yīng)的開度不同,產(chǎn)生的附加阻力也不同。流經(jīng)AICD閥體的流體黏度越高,開度越大,附加阻力越??;反之,開度越小,附加阻力越大[17]。當(dāng)高黏度油通過AICD閥體時(shí),閥體內(nèi)浮盤上部壓力增大,推動(dòng)浮盤向下移動(dòng),閥體開度增大,附加阻力減小,油流量增大;當(dāng)?shù)宛ざ人ㄟ^AICD閥體時(shí),閥體內(nèi)浮盤上部壓力降低,浮盤上浮,流動(dòng)空間減小,開度變小,附加阻力增大,阻止水的產(chǎn)出,實(shí)現(xiàn)自動(dòng)抑制水平段高含水段出液(見圖3)。

        當(dāng)高含水段閥體流道開度減小時(shí),水向低滲區(qū)驅(qū)替,可提高波及效率,達(dá)到調(diào)節(jié)水平段產(chǎn)液剖面的作用,實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油的目的(見圖4)。

        圖3 地層流體流經(jīng)AICD閥示意Fig. 3 Formation fluid flow through AICD valve

        從采出程度的角度分析,AICD完井明顯好于ICD完井和裸眼完井,在處于高含水率或特高含水率階段的油田都具有較好的應(yīng)用前景。但在水平井投產(chǎn)初期,無法起到均衡供液剖面的作用,對抑制油井含水率上升作用有限,容易快速見水。

        圖4 地層流體在AICD篩管外的流動(dòng)示意Fig.4 Formation fluid flow out of AICD sieve tube

        2 全壽命控水完井技術(shù)原理與優(yōu)化設(shè)計(jì)原則

        2.1 基本原理

        針對ICD和AICD控水技術(shù)的優(yōu)勢與不足,將AICD閥體內(nèi)置于ICD篩管中,研究了全壽命控水完井技術(shù)。流體流經(jīng)全壽命控水完井工具的情況如圖5所示。

        圖5 流體流經(jīng)全壽命控水完井工具示意Fig.5 Formation fluid flow through life-long water control completion tool

        流體流經(jīng)ICD和AICD流道時(shí)流量與壓差的關(guān)系可分別表示為:

        式中:Δp為壓差,Pa;ρ為流體密度,kg/m3;Q為流量,m3/s;d為ICD孔眼直徑,m;CD為流量系數(shù);p1為AICD進(jìn)口處壓力,Pa;v1為AICD進(jìn)口處流速,m/s;Δpl為流體流過AICD的壓力損失,Pa;p2為AICD出口處壓力,Pa;v2為AICD出口處流速,m/s。

        全壽命控水完井技術(shù)在水平井的工作原理:投產(chǎn)初期,油井含水率低,調(diào)節(jié)ICD孔眼直徑大小,發(fā)揮均衡供液剖面的作用(Δp主要與過篩管流量和ICD孔眼尺寸有關(guān));生產(chǎn)中后期,含水率逐漸升高,水平段局部可能已經(jīng)見水,ICD無法抑制高含水段供液,來水后AICD會根據(jù)流體黏度調(diào)節(jié)閥體的開度大小( Δpl主要與流體的黏度、密度及流速有關(guān)),抑制高含水段出液。總之,全壽命控水完井技術(shù)在油井投產(chǎn)初期能起到均衡水平段供液剖面的作用,中后期根據(jù)流體特征的變化自動(dòng)抑制高含水段出液(見圖6),從而實(shí)現(xiàn)全壽命周期的穩(wěn)油控水,達(dá)到更好的控水效果。

        圖6 地層流體在全壽命控水完井工具篩管外的流動(dòng)示意Fig.6 Formation fluid flow out of life-long water control completion tool sieve tube

        2.2 優(yōu)化設(shè)計(jì)原則

        考慮海上底水油藏水平井水平段井眼軌跡控制需求和儲層物性、含油性分布方面的差異,結(jié)合水平段實(shí)鉆情況,進(jìn)行水平段分段設(shè)計(jì)、分段控水工具設(shè)計(jì)。

        具體的優(yōu)化設(shè)計(jì)原則為:水平段井眼軌跡相對較低、儲層物性相對較好和含油性相對較低區(qū)域,通過減少控水工具數(shù)量或控水工具開孔數(shù),增大供液阻力,減少優(yōu)勢滲流通道來液;反之,保證供液通暢。

        3 現(xiàn)場試驗(yàn)

        海上油田全壽命控水完井技術(shù)在X油田W1井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)。W1井是部署在X油田的一口調(diào)整井,目的是提高H油藏開發(fā)效果。H油藏儲層膠結(jié)疏松,屬于高孔隙度、高滲透率儲集層。W1井挖潛H油藏區(qū)域物性好,夾層薄且不連續(xù),油井生產(chǎn)過程中有含水率上升快的風(fēng)險(xiǎn)。

        3.1 全壽命控水完井技術(shù)基本設(shè)計(jì)及優(yōu)化

        為了延緩底水上升進(jìn)度,保證W1井的生產(chǎn)效果,結(jié)合井眼軌跡和水平段鉆遇儲層的物性、含油性,對該井全壽命控水完井方案進(jìn)行了優(yōu)化:

        1)全壽命控水完井工具的下入長度。W1井水平段實(shí)鉆水平段長度290 m,因此設(shè)計(jì)控水完井工具的下入長度為290 m。

        2)水平段分隔的段數(shù)。水平井水平段供液剖面,主要受油井水平段鉆遇儲層物性和井眼軌跡與油水界面的距離影響。根據(jù)W1井水平段物性和井眼軌跡與油水界面的距離,考慮水平段分段供液能力,將其水平段分為5段。

        3)分段控水完井工具的下入情況??紤]水平段分隔的段數(shù),同時(shí)結(jié)合控水完井工具下入長度,保

        持單根基管長度為11.5 m不變,對控水完井工具用量進(jìn)行了優(yōu)化,共下入25根基管,每段控水完井工具的用量分別為4,5,5,5和6根。

        4)每段控水完井工具的開孔數(shù)。采用普通篩管完井的模擬結(jié)果顯示,W1井第一段(跟端區(qū)域)、第三段和第五段(趾端區(qū)域)產(chǎn)液量比較大。因此,為了防止油井局部來水錐進(jìn),調(diào)節(jié)控水完井工具孔眼開孔數(shù),來均衡水平段供液剖面。

        通過模擬優(yōu)選,得到了如下分段、孔眼打開方案,見表1。

        表1 W1井全壽命控水完井方案Table 1 Life-long water control completion plan for Well W1

        根據(jù)W1井水平段分段和控水工具開孔數(shù),模擬了各段優(yōu)化前后水平段的供液剖面。優(yōu)化前后供液剖面的對比情況如圖7所示。

        圖7 W1井水平段各段優(yōu)化前后供液剖面對比Fig.7 Comparison of liquid supply profile of Well W1 before and after optimization of each horizontal section

        3.2 現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果分析

        W1井投產(chǎn)初期含水率為3%,日產(chǎn)油量228 m3。由于該井所處H油藏距離油水界面僅5.60 m,隨后油井含水率快速上升。該井投產(chǎn)半個(gè)月后,在工作制度不變的情況下,含水率從70.3%降至43.0%;投產(chǎn)近2個(gè)月后,含水率又緩緩上升,后逐步提液,含水率逐漸穩(wěn)定;投產(chǎn)8個(gè)月后,累計(jì)產(chǎn)油量3.2×104m3。截至目前,測試日產(chǎn)油量144 m3,含水率88.7%。W1井投產(chǎn)8個(gè)月內(nèi)的生產(chǎn)曲線如圖8所示。

        圖8 W1井投產(chǎn)8個(gè)月內(nèi)的生產(chǎn)曲線Fig.8 Production performance curve of Well W1 within eight months after the start of production

        W1井生產(chǎn)指標(biāo)如圖9所示。分析圖9認(rèn)為,W1井投產(chǎn)半個(gè)月后含水率下降,產(chǎn)能降低,附加壓差增加,表明全壽命控水完井工具起到了一定的控水效果;W1井投產(chǎn)近2個(gè)月后,含水率上升,與此同時(shí)產(chǎn)能上升,表明該井與水的通道中來水強(qiáng)度變強(qiáng)。

        圖9 W1井投產(chǎn)8個(gè)月內(nèi)的生產(chǎn)指標(biāo)曲線Fig.9 Production index curve of Well W1 within eight months after the start of production

        水平井開發(fā)底水油藏時(shí)的生產(chǎn)效果受水平井與油水界面的距離影響較大。H油藏共部署了7口水平井,分別為W1井、W2井、W5井、W9井、W15井、W21井和W22井。通過對比W1井同層其他油井的相關(guān)情況(見表2),認(rèn)為W9井、W22井與其各方面條件接近,具備一定的可比性。

        與W9井、W22井對比可知,W1井的油柱高度僅5.60 m,距離油水界面較W9井、W22井近,與W9井相對差別較大,油井生產(chǎn)效果差于W9井,與W22井接近。W1井在油柱高度低于W22井的情況下,W1井初期含水率上升速度較W22井慢。

        表2 H油藏7口水平井的相關(guān)情況Table 2 Statistical information of seven horizontal wells in Reservoir H

        對比了W1井、W9井和W22井累計(jì)產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線,結(jié)果如圖10所示。

        圖10 W1井、W9井和W22井累計(jì)產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線Fig.10 Relationship curves for cumulative oil production and water cut of Well W1,W9, and W22

        由圖10可知,W1井的含水率較預(yù)測值低5.5%,累計(jì)產(chǎn)油量較預(yù)測值高0.6×104m3;對比W1井與同層生產(chǎn)井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)可以看出,采用全壽命控水完井技術(shù)可在一定程度上延緩底水錐進(jìn)。

        4 結(jié)論與建議

        1)海上油田全壽命控水完井技術(shù)通過將AICD控水工具內(nèi)置于ICD篩管,實(shí)現(xiàn)油井投產(chǎn)初期均衡水平井水平段供液,中后期降低水平井水平段高含水段出液,來提高水平井開發(fā)效果。

        2)結(jié)合精細(xì)地質(zhì)油藏研究,評估了水平井采用控水完井技術(shù)的必要性和適應(yīng)性,鉆井過程中緊密跟蹤油井實(shí)際鉆遇情況,確保控水完井方案與水平井實(shí)鉆地層情況相適應(yīng),保證了油井開發(fā)效果。

        3)W1井為國內(nèi)第一口采用全壽命控水完井技術(shù)的油井,取得了較好的增油降水效果。海上油田全壽命控水完井技術(shù)為調(diào)整挖潛、水平井穩(wěn)油控水提供了一種新方式,建議后續(xù)繼續(xù)推進(jìn)該技術(shù)的現(xiàn)場試驗(yàn),結(jié)合現(xiàn)場試驗(yàn)情況不斷完善該控水完井技術(shù),最終實(shí)現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用。

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