于瀟偉，和鵬飛，金庭浩

（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）

隨著中國某海油氣田勘探開發(fā)不斷深入，特殊油氣藏越來越多，油氣儲集環(huán)境也越來越復(fù)雜。為了有效地開發(fā)這類油氣藏，水平井、大位移井、多分支井等特殊結(jié)構(gòu)井的應(yīng)用越來越廣泛，數(shù)量也在日益增加。如何進(jìn)一步優(yōu)化這些特殊結(jié)構(gòu)井的完井方式和生產(chǎn)管理已經(jīng)成為中國某海油氣生產(chǎn)中急需解決的問題。近些年來出現(xiàn)的智能完井系統(tǒng)及相關(guān)技術(shù)的研究與發(fā)展為這一問題提供了解決思路，逐漸改變了油氣井的生產(chǎn)管理模式[1]。針對中國某海油氣田開發(fā)現(xiàn)狀，選取中國某海油氣田在常規(guī)完井設(shè)計基礎(chǔ)上，結(jié)合當(dāng)前智能完井技術(shù)現(xiàn)狀，以定向井和水平井兩種井型開展智能完井方案設(shè)計，為智能完井技術(shù)在中國某海油氣田的應(yīng)用與發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

1 智能完井技術(shù)研究現(xiàn)狀

1.1 智能完井系統(tǒng)組成

油氣井智能完井（IWC）是指完井系統(tǒng)具有收集、傳輸和分析生產(chǎn)數(shù)據(jù)、油藏數(shù)據(jù)和井筒完整性數(shù)據(jù)的能力，并能夠通過遠(yuǎn)程手段對油藏和油氣井的生產(chǎn)過程進(jìn)行控制和調(diào)整[2]。根據(jù)智能完井的定義和原理的描述，智能井系統(tǒng)包括：井下信息采集與傳感系統(tǒng)、井下控制與傳輸系統(tǒng)、井下永久監(jiān)測系統(tǒng)、井下流量控制系統(tǒng)（見圖1）。

圖1 智能完井系統(tǒng)組成

1.2 智能完井技術(shù)[3-6]

目前，WellDynamics 公司、Baker Hughes 公司、Schlumberger 公司、Halliburton 公司、Roxar 公司、TAM公司、Weatherford 公司等都投入了智能井系統(tǒng)的研發(fā)和應(yīng)用，開發(fā)出了多種智能井系統(tǒng)及相關(guān)技術(shù)，Halliburton 公司研發(fā)的液壓式智能井系統(tǒng)SmartWell于1998 年成功應(yīng)用于Brunei 油田，該系統(tǒng)通過井下傳感器采集每個儲層的壓力和溫度數(shù)據(jù)，以液壓方式控制井下層段控制閥，從而優(yōu)化油藏生產(chǎn)。相比SmartWell 完井系統(tǒng)，SCRAMS 系統(tǒng)采用了先進(jìn)的電動液壓控制方式，減少了控制管線的數(shù)量，整個井眼只需1 根液壓管線和1 根電纜管線便能智能控制井下的開采。Baker Hughes 公司參與研發(fā)的InForce 和InCharge系統(tǒng)實現(xiàn)了遠(yuǎn)程實時監(jiān)測、遙控生產(chǎn)作業(yè)和注入管理，能夠同時監(jiān)測和控制井下多個儲層的智能開采。Weatherford 公司利用光纖傳感器技術(shù)代替了常規(guī)的電子傳感器，與純液壓、電動液壓控制系統(tǒng)相結(jié)合，能夠完成全井立體實時監(jiān)測，方便快捷地調(diào)整井下多個儲層的開采。TAM 公司的穿線式自膨脹封隔器是預(yù)先在封隔器橡膠層割槽，在封隔器入井時將液壓控制管線或電纜完整地穿過橡膠層，無需切割和鏈接線纜，具有較高的可靠性。這些技術(shù)和系統(tǒng)的應(yīng)用，大大加快了油藏開采的速度，提高了油田的最終采收率。

1.3 智能完井技術(shù)應(yīng)用

據(jù)統(tǒng)計，全球60%～70%的智能井安裝在成本較高的極限井中，30%～40%安裝在成熟油田，全世界安裝智能井超過300 口，大部分智能井安裝在海上油田[7]。

中國海洋石油有限公司與Schlumberger 油田服務(wù)公司在印度尼西亞南爪哇海NE IntenA-24 井上成功地設(shè)計并安裝了智能井系統(tǒng)，該井是世界上第1 次在第6 級分支井中采用智能井技術(shù)[8]。南海流花4-1 某雙分支井，通過利用Shroud HCM-A 智能滑套，在實現(xiàn)雙分支單獨控制的同時，避免了井下采用穿越封隔器，而直接可以下入插入式固定封隔器，從而降低了施工難度、風(fēng)險及費用[9]。渤海M 井作為智能完井注水技術(shù)試驗井。首次應(yīng)用效果顯著，注入量在注入壓力受限的情況下，能夠達(dá)到甚至超過配注，與周邊同層位常規(guī)注水井相比，日注入量提高18%，增注效果顯著[10]。

2 中國海上某氣田智能完井方案設(shè)計

中國海上智能井方案設(shè)計依托中國海上某氣田開發(fā)，分別選取一口定向井與一口水平井開展試點設(shè)計研究。

2.1 區(qū)塊概況

選取中國海上某氣田一口定向井A2 及一口水平井A3H 進(jìn)行智能井設(shè)計，A2 井設(shè)計井深3 868 m，開采H3/H7 儲層，分2 層分采，A3H 井設(shè)計井深3 440 m，單獨開采H3 儲層。

中國海上某氣田氣層均分布于龍井組和花港組，花港組主力氣層為H3 和H7。H3 層為中孔中滲儲層，H7 為中孔中低滲儲層，流體的膠質(zhì)瀝青質(zhì)、含硫量和含蠟量都較低，凝固點較高，CO2含量和分壓值均較高。儲層物性和流體性質(zhì)相關(guān)數(shù)據(jù)（見表1）。

表1 中國海上某氣田儲層基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

2.2 智能完井技術(shù)要求和設(shè)計原則

為了實現(xiàn)智能井從產(chǎn)層監(jiān)測、地面決策優(yōu)化、產(chǎn)層流量控制的閉環(huán)控制模式（見圖2），需求分別從氣藏監(jiān)測及產(chǎn)層井下控制兩方面進(jìn)行分析，需求歸納（見表2）。

表2 智能井需求分析

圖2 智能井閉環(huán)控制流程

根據(jù)海上氣田開發(fā)經(jīng)驗，從氣藏開發(fā)、經(jīng)濟(jì)可行性及施工可行性等方面，制定智能井設(shè)計原則，分別是滿足生產(chǎn)開發(fā)主要需求的原則、控制作業(yè)風(fēng)險與經(jīng)濟(jì)成本的原則、設(shè)計方案“能淺不深、能上不下”的原則、綜合優(yōu)化井筒與地面設(shè)計布局的原則、多方案對比優(yōu)選原則。

2.3 智能井設(shè)計方案

2.3.1 定向井智能完井管柱設(shè)計 充分考慮監(jiān)測方案中冗余、驗證、候補性、施工可行性特點，根據(jù)氣藏開發(fā)需求、設(shè)計定向井智能完井管柱，配套的智能完井工具（見表3），管柱串（見圖3）。

圖3 定向井智能完井管串及配套工具清單

表3 定向井智能完井工具清單

根據(jù)油藏開發(fā)要求，確定儲層段分為2 層，下入2個可穿越封隔器進(jìn)行分段，同時實現(xiàn)監(jiān)測光纜和液控管線的封隔器穿越；利用光纖監(jiān)測技術(shù)，進(jìn)行每段1 個溫度與壓力點的監(jiān)測，同時進(jìn)行全管柱段的溫度剖面（DTS）監(jiān)測；每段下入液控滑套，利用液控滑套地面操作實現(xiàn)滑套的開關(guān)控制；不下井下流量計，通過井下滑套開關(guān)配合地面流量計完成分層流量的監(jiān)測計量。

2.3.2 水平井智能完井管柱設(shè)計 根據(jù)油藏開發(fā)要求，要求水平段分為3 段設(shè)計，具體分段情況需要根據(jù)后期隨鉆測井解釋成果決定分段數(shù)。鉆井完井作業(yè)時要求下2 個管外封隔器，實現(xiàn)篩管外儲層的分段，配合下入2 個可穿越封隔器實現(xiàn)篩管內(nèi)的分段，同時實現(xiàn)監(jiān)測光纜和液控管線的封隔器穿越；利用光纖監(jiān)測技術(shù)，進(jìn)行每段1 個溫度與壓力點的監(jiān)測，同時進(jìn)行全管柱段的溫度剖面（DTS）監(jiān)測；每段下入液控滑套，利用液控滑套地面操作實現(xiàn)滑套的開關(guān)控制；不下井下流量計，通過井下滑套開關(guān)配合地面流量計完成分層流量的監(jiān)測計量。管柱圖及清單（見圖4，表4）。

圖4 水平井分3 段開采智能完井管串

表4 水平井分3 段開采完井工具清單

2.4 智能井地面監(jiān)控配套設(shè)計

通過智能完井管柱設(shè)計，實現(xiàn)了井下溫度壓力的實時監(jiān)測及井下流量的遠(yuǎn)程控制，井下實時監(jiān)測分層溫度壓力數(shù)據(jù)及井口油壓、回壓、溫度等數(shù)據(jù)通過光纜傳輸?shù)骄畧霰O(jiān)控服務(wù)器，實現(xiàn)存儲、分析、控制，并遠(yuǎn)程傳輸給陸地終端。服務(wù)器根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)，優(yōu)化分析，得出調(diào)整指令，通過井產(chǎn)服務(wù)器完成智能滑套的遠(yuǎn)程控制以及注氣（化學(xué)劑）的管線控制，具體（見圖5）。

圖5 智能井地面配套設(shè)計

2.5 經(jīng)濟(jì)可行性

根據(jù)中國海上油氣田往年完井費用實際情況統(tǒng)籌分析，相對常規(guī)完井管柱生產(chǎn)，智能完井生產(chǎn)降低了修井作業(yè)成本及氣藏監(jiān)測費用，其一年的投資費用大概是130 萬元，從氣井生命周期來衡量，以氣井生產(chǎn)10 年為年限，總共投入的修井成本為1 300 萬元。而采用智能井能實現(xiàn)氣藏合理開發(fā)，延長氣井自噴生產(chǎn)周期，提高氣井采收率。如果以一年計算，日產(chǎn)氣量為10×104m3，從而能多增加效益6 000 萬元左右，同時也降低了人工舉升生產(chǎn)成本。智能完井設(shè)備初期成本大概為600 萬元，每年維護(hù)費用50 萬元，總共十年智能井投入費用大概1 100 萬元。所以從長遠(yuǎn)角度來說，采用智能井開采，能大大提高氣田開發(fā)效益。

3 結(jié)論

（1）通過對中國海上某氣田智能完井方案設(shè)計及經(jīng)濟(jì)可行性分析，智能完井工藝可以在該氣田實現(xiàn)，并取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。

（2）智能完井技術(shù)作為一種先進(jìn)的油氣藏生產(chǎn)管理技術(shù)，在優(yōu)化油氣井的生產(chǎn)和降低作業(yè)費用與生產(chǎn)風(fēng)險的同時，能夠有效的提高油田采收率，降低生產(chǎn)成本。

（3）隨著深水油氣田的開發(fā)，建議國內(nèi)加大智能完井技術(shù)的投入，以降低在油氣田生產(chǎn)階段的費用，達(dá)到降本增效的目的。