尚寶兵，李俊飛，方 濤，李 越，于法浩

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452）

水平井能夠有效增加與油藏的接觸面積，改變近井地帶的滲流方式，降低滲流阻力，從而提高油井產(chǎn)量［1-3］。渤海部分油田采用水平井開發(fā)，獲得了較好的開發(fā)效果。但部分水平井出砂后再次進(jìn)行完井防砂費(fèi)用高、耗時(shí)長(zhǎng)［4-5］，影響了水平井開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益，需要尋找簡(jiǎn)易高效的出砂治理對(duì)策。

針對(duì)渤海K油田一口出砂水平井，設(shè)計(jì)了一套帶生產(chǎn)滑套的中心管丟手管柱，在不需重新進(jìn)行防砂作業(yè)的條件下實(shí)現(xiàn)了控砂目的，使該井恢復(fù)正常生產(chǎn)。

1 目標(biāo)井簡(jiǎn)況

渤海K油田A3H井生產(chǎn)層位為明化鎮(zhèn)組，油藏底水較為發(fā)育，油層中部垂深1 265 m；采用裸眼完井，優(yōu)質(zhì)砂管防砂。投產(chǎn)初期產(chǎn)液量約為110 m3/d，含水0.5%，但生產(chǎn)一段時(shí)間后井口化驗(yàn)發(fā)現(xiàn)該井存在出砂問(wèn)題，且出砂粒徑與篩管的防砂參數(shù)相近，據(jù)此判斷是由于篩管沖蝕破壞導(dǎo)致部分位置防砂失效。投產(chǎn)六個(gè)月后，該井產(chǎn)量逐步降低至25 m3/d左右，且流壓也不斷降低，面臨停產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)。分析認(rèn)為該井出砂后水平段產(chǎn)生了砂埋，導(dǎo)致井筒流動(dòng)通道堵塞，影響了該井的正常生產(chǎn)。

2 出砂位置預(yù)測(cè)

基于滲流力學(xué)基礎(chǔ)理論，通過(guò)鏡像反映和質(zhì)量守恒原理推導(dǎo)得到了水平井的產(chǎn)液剖面，結(jié)合篩管沖蝕等因素影響，預(yù)測(cè)水平段可能的出砂位置，為出砂治理提供可靠依據(jù)。

2.1 油藏滲流模型

假設(shè)流體為單相不可壓縮牛頓流體，整個(gè)流動(dòng)系統(tǒng)為等溫流動(dòng)，根據(jù)劉想平提出的數(shù)學(xué)模型［6-7］，在無(wú)界地層中，把水平井看作一個(gè)線匯（如圖1所示）。將水平井段分成由N段微線匯組成，由于每段線匯的長(zhǎng)度非常短，因此可以認(rèn)為流體從油層沿線匯各處是均勻流入的。根據(jù)鏡像反映原理以及勢(shì)的疊加原理，可以得到底水驅(qū)油藏水平井（如圖2所示）生產(chǎn)時(shí)三維穩(wěn)態(tài)流動(dòng)的壓力分布為：

圖1 無(wú)限大地層中的一口水平井

圖2 底水油藏中的水平井

式中φij為第i段線匯在第j段線匯中點(diǎn)產(chǎn)生的勢(shì)；φie為第i段線匯在恒壓邊界處產(chǎn)生的勢(shì)；qi為第i段線匯的流量，m3/d；pe為恒壓邊界處壓力，MPa；pwj為第j段線匯中點(diǎn)處的壓力，MPa；ze為恒壓邊界處的Z坐標(biāo)；zw為井離xy平面的距離。

2.2 水平井筒內(nèi)流體流動(dòng)模型

對(duì)于裸眼完井的水平井，其井筒內(nèi)的壓降由四種壓降組成，分別是摩阻引起的壓降、流速引起的加速壓降、高差引起的水力壓降和混合壓降［8-10］。根據(jù)能量守恒原理和質(zhì)量定理，可計(jì)算出井筒內(nèi)的壓降：

式中ΔPwfi為水平井筒第i段內(nèi)的壓降，MPa；θ為井斜角，（°）；Li為第i段線匯的長(zhǎng)度，m；f為摩阻系數(shù)；Qi為流過(guò)水平井筒第i段的主流流量，m3/d；qi為第i段線匯的流量，m3/d；D為水平井筒的直徑，m。

在水平井實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，油藏滲流和井筒流動(dòng)是相互影響的。在計(jì)算實(shí)際井筒流入剖面以及井底流壓分布時(shí)，需要將油藏滲流與井筒流動(dòng)耦合進(jìn)行迭代計(jì)算。具體計(jì)算過(guò)程如圖3所示：

圖3 產(chǎn)液剖面耦合計(jì)算流程

3 出砂位置預(yù)測(cè)及管柱設(shè)計(jì)

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

該井采用裸眼完井優(yōu)質(zhì)篩管防砂，防砂段長(zhǎng)119 m，地層原油黏度12 mPa·s，原油密度0.907 g/cm3，儲(chǔ)層埋深約1 265 m，地層壓力為11.2 MPa，其沿水平段的地層滲透率分布主要為（1 000～5 000）×10-3μm2，如圖4所示。該井水平段并非絕對(duì)水平，實(shí)際井眼軌跡如圖5所示。水平井各段避水高度不相等，最大避水高度約為14 m，最小避水高度約為10 m。

圖4 水平段滲透率分布

圖5 實(shí)際井眼軌跡

3.2 出砂位置預(yù)測(cè)

利用本文所建立的數(shù)學(xué)模型，計(jì)算了該井常規(guī)生產(chǎn)條件下的產(chǎn)出剖面如圖6所示。計(jì)算結(jié)果表明，在正常生產(chǎn)條件下，該井水平段的井筒流動(dòng)入量主要為0.5～1.6 m3/d·m，而距水平井根端約60m處的井筒流動(dòng)入量達(dá)到2.9 m3/d·m，中間段的產(chǎn)液貢獻(xiàn)高于其它部位，此處篩管受到的流體沖蝕最嚴(yán)重，是可能的出砂位置。

圖6 產(chǎn)液剖面預(yù)測(cè)結(jié)果

3.3 控砂管柱設(shè)計(jì)

根據(jù)預(yù)測(cè)的水平段出砂位置，考慮實(shí)際作業(yè)難度的影響，將水平段分為20+35+64三段，初期生產(chǎn)趾端和根端兩段。為此設(shè)計(jì)了一套帶生產(chǎn)滑套的中心管丟手管柱，通過(guò)遇水遇油封隔器（如表1所示）將水平段分為三段，各段采用滑套控制開關(guān)狀態(tài)。丟手管柱下入時(shí)，滑套2保持關(guān)閉狀態(tài)，滑套1和3保持打開狀態(tài)；由此可達(dá)到防止出砂段出砂的目的，還可滿足后期含水升高后分段開采需求（如圖7所示）。

圖7 水平段分層開采管柱設(shè)計(jì)

表1 封隔器坐封數(shù)據(jù)

4 應(yīng)用效果分析

該井作業(yè)時(shí)，累計(jì)沖出80 L地層砂及少量鐵屑、鐵片和少量類似陶粒的沙粒，驗(yàn)證了該井水平段由于出砂堆積導(dǎo)致流體流動(dòng)通道堵塞的分析。按照設(shè)計(jì)下入分層開采管柱后重新開井生產(chǎn)。

作業(yè)結(jié)束初期，該井產(chǎn)液量50 m3/d，含水率0.6%，流壓恢復(fù)至7.5 MPa左右，后期逐步提高至70～90 m3/d且生產(chǎn)一直較為穩(wěn)定，基本達(dá)到了投產(chǎn)初期的生產(chǎn)能力，且后期未再出現(xiàn)出砂問(wèn)題。

5 結(jié)論

（1）基于油藏滲流理論，建立了油藏滲流與井筒流動(dòng)耦合影響的底水油藏水平井產(chǎn)液剖面預(yù)測(cè)模型，利用建立的模型預(yù)測(cè)了渤海K油田A3H井的實(shí)際產(chǎn)液剖面，有效指導(dǎo)了該井篩管沖蝕破壞位置的確定，為實(shí)施出砂治理提供了依據(jù)。

（2）在該井下入帶生產(chǎn)滑套的中心管丟手管柱，實(shí)現(xiàn)了水平段的分段生產(chǎn)，通過(guò)關(guān)閉出砂段的滑套防止地層出砂，快速恢復(fù)了產(chǎn)能。