劉鵬，張啟龍，喬中山，胡晉陽(yáng)，秦天寶

1.中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司（天津300459）

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津300459）

3.中海石油（中國(guó)）有限公司 蓬勃作業(yè)公司（天津300450）

礦場(chǎng)實(shí)踐表明，水平井技術(shù)是實(shí)現(xiàn)油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)手段之一，渤海油田在生產(chǎn)水平井833口，含水大于90%的井占總井?dāng)?shù)的38.5%，平均綜合含水87.15%，整體已進(jìn)入中高含水期。目前裸眼水平井采用ICD、AICD等常規(guī)的控水技術(shù)治標(biāo)不治本，無法從根本上解決水體在篩管與裸眼環(huán)空之間的竄流問題[1-4]，面臨儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重、高含水問題突出的現(xiàn)狀，水淹層控水工作迫在眉睫。為延長(zhǎng)低含水或無水采油期，在渤海C油田開展了套管水平井變密度射孔控水技術(shù)的先導(dǎo)性試驗(yàn)，建立了一套分段射孔表皮系數(shù)組合優(yōu)選方法，對(duì)比分析了不同射孔方式下的控水效果。

1 XH1井基本概況

渤海C油田位于渤中凹陷北部、石臼坨凸起的西南端，屬于斷裂背斜構(gòu)造，被晚期活動(dòng)的北東走向斷層切割，含油層系主要發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組頂部。目的層位館陶，以辮狀河沉積為主，油藏含油性受斷層控制，屬于構(gòu)造層狀邊水油藏。油田自2005年9月投入開發(fā)，受原油黏度大、構(gòu)造幅度低、油水系統(tǒng)復(fù)雜等因素影響，前期水平井開采時(shí)邊水過早突破，投產(chǎn)后含水上升快、產(chǎn)量遞減大，部分區(qū)塊或井甚至出現(xiàn)暴性水淹問題。為在水淹儲(chǔ)層挖潛出剩余油，并盡量延長(zhǎng)低含水或無水采油期，決定選取XH1井開展水平井變密度射孔控水技術(shù)先導(dǎo)性試驗(yàn)。該井是在老井Φ244.5 mm套管上開窗側(cè)鉆形成的一口水平套管井，三開井身結(jié)構(gòu)，水平段為Φ215.9 mm井眼，下入Φ177.8 mm套管后固井完井，具體基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 XH1水平井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

2 理論模型與實(shí)例設(shè)計(jì)

2.1 理論模型

水平井見水往往是注入水或者邊底水在某一部位突進(jìn)導(dǎo)致，為控制該部位產(chǎn)出水，需要調(diào)整射孔方位及密度，以均衡各段流入剖面[5-10]。變密度射孔優(yōu)化理論模型是建立在油水兩相滲流模型基礎(chǔ)上，以一定生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)油井累產(chǎn)油液比最高為目標(biāo)函數(shù)，對(duì)各油層的表皮系數(shù)進(jìn)行迭代優(yōu)化，再經(jīng)由優(yōu)化得到表皮系數(shù)方案確定滿足條件的射孔方案。

最優(yōu)表皮系數(shù)組合方案經(jīng)由7次精度遞增的最優(yōu)解計(jì)算產(chǎn)生，每次最優(yōu)解計(jì)算包含一系列的方案，每個(gè)方案對(duì)應(yīng)一組表皮系數(shù)，帶入常見的徑向有限單元油水兩相產(chǎn)能模型，以最高累產(chǎn)油液比作為求解的目標(biāo)函數(shù)，如式（1），選出該次優(yōu)化的最優(yōu)方案，提升精度范圍后，進(jìn)入下一次最優(yōu)化計(jì)算，依次類推。

式中：f為最高累產(chǎn)油液比；NC為該次最優(yōu)解計(jì)算的子計(jì)算次數(shù)；N油為該次最優(yōu)解計(jì)算的某次子計(jì)算所得的累產(chǎn)油量，m3/d；N液為該次最優(yōu)解計(jì)算的某次子計(jì)算所得的累產(chǎn)液量，m3/d。

7次精度遞增的最優(yōu)解計(jì)算的精度和表皮系數(shù)取值如表2所示。

表2 最優(yōu)解計(jì)算的精度和表皮系數(shù)取值集合

假設(shè)目的層段共4層，以第1次最優(yōu)化計(jì)算示例，第1次最優(yōu)化計(jì)算方案數(shù)為54=625次，迭代過程如表3所示。每次方案得到的組合表皮帶入常見的徑向有限單元油水兩相產(chǎn)能模型。

表3 表皮系數(shù)組合第1次最優(yōu)化計(jì)算示例

2.2 表皮系數(shù)組合優(yōu)選

對(duì)于一口井的多個(gè)油層，具有不同的水淹程度及物性條件，若不考慮分層分別開采，籠統(tǒng)合采會(huì)面臨因?qū)娱g非均質(zhì)性和不同的水淹程度所帶來的地層水/注入水單點(diǎn)或多點(diǎn)突破、產(chǎn)油量大幅度下降的問題[11-15]，因此需要以控水增油為目的對(duì)各個(gè)層段的表皮系數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

利用上節(jié)中表皮系數(shù)組合最優(yōu)解算法，依據(jù)油藏要求XH1井射開3段，分別調(diào)整各段射孔密度以控制流入井筒的液量，基于最高累產(chǎn)油液比條件下對(duì)各段表皮系數(shù)進(jìn)行迭代組合優(yōu)化，結(jié)果見表4。

從表4中可知，該井表皮系數(shù)最優(yōu)組合結(jié)果共有2種方案：方案1是每段射孔孔密在0~16孔/m；方案2是每段射孔孔密在20~40孔/m。無論是方案1還是方案2，高滲透區(qū)表皮系數(shù)都要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于低滲透區(qū)，高滲透區(qū)的滲流阻力比低滲透區(qū)的滲流阻力大，使水平井筒各井段流入剖面相對(duì)均衡，減緩邊底水錐進(jìn)。與方案2相比，方案1每段孔密在0~16孔/m，消耗射孔彈小、成本低，但是其得到的表皮系數(shù)卻更大，對(duì)產(chǎn)能的犧牲更大。

表4 XH1井各段表皮系數(shù)組合優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.3 射孔槍彈設(shè)計(jì)

考慮XH1井水平段固井中套管內(nèi)壁可能殘留水泥漿碎屑、射孔后槍變形膨脹和毛刺高度等問題，要求槍套單邊間隙大于12 mm，同時(shí)出于出砂卡槍和打撈風(fēng)險(xiǎn)安全問題考慮，優(yōu)選外徑114 mm射孔槍尺寸能滿足作業(yè)要求。

根據(jù)鉆井泥漿性質(zhì)與污染參數(shù)評(píng)價(jià)出XH1井鉆井污染平均深度328.64 mm，為使產(chǎn)能充分釋放，射孔彈的穿深應(yīng)盡可能深。結(jié)合儲(chǔ)層溫度、平均污染帶深度，與外徑114 mm射孔槍尺寸相匹配等因素，最后優(yōu)選RDX射孔彈，射孔彈型號(hào)692D-114R-4，孔深624.84 mm，孔徑14.22 mm。

2.4 不同射孔方式下的控水效果

從控水角度出發(fā)，水平井射孔方式有2種：一種是采用定向射孔，最大限度地增大水平井筒與邊底水的距離；另一種是變密度射孔，考慮水平井段儲(chǔ)層滲透率非均質(zhì)和水平段井筒流動(dòng)摩阻的影響，在邊底水容易突進(jìn)的部分降低孔密，以達(dá)到均衡產(chǎn)液剖面，延長(zhǎng)無水采油期目的。

考慮到上述2.2節(jié)中得到的2種射孔孔密方案，建立該井地質(zhì)油藏模型，利用數(shù)值模擬手段分析對(duì)比了20°定向變密度、30°定向變密度、180°定向變密度、螺旋均勻40孔密、螺旋20~40孔變密度5種射孔方式下的累積產(chǎn)量和含水率變化情況，結(jié)果如表5和圖1所示。

從圖1可知，海上常見螺旋均勻40孔密射孔生產(chǎn)含水率最高，控水效果最不理想，180°相位變孔密射孔生產(chǎn)含水率最低，控水效果最佳。從表5可知，20°定向變密度、30°定向變密度、180°定向變密度這3種變密度射孔方式因定向需要孔密較小，均在0~16孔/m，而目的儲(chǔ)層需要礫石充填防砂作業(yè)，孔密過小不符合充填防砂作業(yè)要求大孔密、大流動(dòng)通道的原則，且定向射孔后垂直向下孔眼堵塞過多，垂直向上不好充填，綜合考慮油井產(chǎn)量、控水效果、防砂工藝的條件，設(shè)計(jì)XH1井采用螺旋布孔變密度（孔密20~40孔/m）射孔方式進(jìn)行作業(yè)。

表5 不同射孔方式下XH1井模擬生產(chǎn)11年的累產(chǎn)量

3 應(yīng)用效果

現(xiàn)場(chǎng)采取TCP油管輸送平衡射孔環(huán)空加壓點(diǎn)火作業(yè)模式，射孔槍尺寸外徑114 mm，因215.9 mm（8.5"）水平裸眼井段經(jīng)過擴(kuò)眼，為盡量穿透污染帶保證有效溝通井筒與儲(chǔ)層及達(dá)到預(yù)期防砂效果，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)使用大孔徑692D-114R-4（孔深624.84 mm、孔徑14.22 mm）和深穿透692D-114R-5（孔深923.54 mm、孔徑9.652 mm）2種射孔彈。根據(jù)上節(jié)實(shí)例設(shè)計(jì)中采用螺旋布孔變密度射孔，孔密20~40孔/m，現(xiàn)場(chǎng)XH1井3個(gè)打開段射孔孔密分別采用40孔/m、24孔/m和28孔/m，射孔相位均采取八方位螺旋布孔，現(xiàn)場(chǎng)具體射孔方案見表6。水平井分段變密度射孔作業(yè)施工后起槍、檢查孔眼位置正確，射孔彈發(fā)射率100%，整個(gè)作業(yè)順利實(shí)施。

表6 現(xiàn)場(chǎng)變密度射孔施工方案

投產(chǎn)后截至目前，XH1井一直以潛油電泵生產(chǎn)，其中頻率34 Hz，油嘴7.78 mm，油壓1.4 MPa，日產(chǎn)油100.6 m3，含水僅5.4%，與鉆后油藏配產(chǎn)相比（表7），控水效果明顯。投產(chǎn)半年來，該井一直維持極低含水率生產(chǎn)，且含水率上升速度緩慢，表明了水平井變密度射孔控水技術(shù)應(yīng)用效果顯著，達(dá)到了延長(zhǎng)無水或低含水采油期及控水增油目的。

表7 XH1水平井變密度射孔后生產(chǎn)效果對(duì)比

4 結(jié)論

1）針對(duì)目的儲(chǔ)層非均質(zhì)性以及水淹問題，變密度射孔通過調(diào)整目標(biāo)井各井段的射孔密度，實(shí)現(xiàn)高滲透井段比低滲透井段射開的孔密小，對(duì)防控邊底水過早突破，延長(zhǎng)無水或低含水采油期效果顯著。

2）基于建立的分段表皮系數(shù)組合最優(yōu)解方法，成功指導(dǎo)目標(biāo)井射孔參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，為水平井變密度射孔控水技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供了理論支撐，具有廣闊應(yīng)用前景。