孫帥帥 趙成龍 王瑞祥 張啟龍 石磊

（1、中海石油（中國）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）

渤海XX 油田的主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組，儲層物性好，儲層滲透率隨孔隙度增大而增大，儲層具有特高孔、特高滲的儲集物性特征。儲層內(nèi)部非均質(zhì)性極強(qiáng)，其滲透率變異系數(shù)達(dá)到0.855，使得該地區(qū)水平井在生產(chǎn)過程中，極易出現(xiàn)地層水或注入水沿高滲條帶快速突進(jìn)的問題，最終造成水平井高含水低效生產(chǎn)，儲層整體動用情況差。同時明化鎮(zhèn)儲層為膠結(jié)疏松易出砂地層，早期探井對明化鎮(zhèn)組井下測試時，起出篩管發(fā)現(xiàn)防砂管外部被泥砂堵塞，表明該段儲層易出砂，且存在泥堵風(fēng)險。

該油田防砂多采用防砂篩管完井，但仍存在因篩管沖蝕破損導(dǎo)致出砂停井的情況，進(jìn)一步證明該油田的非均質(zhì)程度高，存在局部高液量沖蝕，加劇出砂問題，該區(qū)域生產(chǎn)井存在篩管沖蝕破損的風(fēng)險。該油田存在控水、防砂、防堵、防篩管沖蝕的需求，且目前并無成熟的完井技術(shù)能夠同時滿足這四種需求，因此選擇該油田作為連續(xù)封隔體技術(shù)控流方案設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)的目標(biāo)油田。

1 連續(xù)封隔體技術(shù)一體化完井的作用機(jī)理

連續(xù)封隔體技術(shù)主要包括三大硬件：懸掛封隔器、ICD 控流篩管及連續(xù)封隔體顆粒。完井結(jié)構(gòu)示意圖1 所示。該技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)雙層防砂，控流篩管上的過濾套具有防砂功能，與優(yōu)質(zhì)篩管的防砂機(jī)理相同，同時封隔體顆粒環(huán)等同于礫石充填環(huán)，同樣具有防砂功能，并且這種顆粒的真實(shí)密度僅為1.05g/cm3，較常規(guī)陶粒更輕更易被攜砂液攜帶充填，實(shí)現(xiàn)更緊實(shí)的充填效果，防砂效果更佳。連續(xù)封隔體環(huán)還具有支撐井壁、避免泥巖段井壁垮塌的作用，同時還可以起到過濾作用，使得泥巖段泥質(zhì)顆粒運(yùn)移受限，避免影響出油段生產(chǎn)[1]。

圖1 連續(xù)封隔體技術(shù)完井結(jié)構(gòu)示意圖

連續(xù)封隔體的控水功能主要通過對兩個方向的流動控制實(shí)現(xiàn)。ICD 控流篩管可以給高液量（高滲段、出水段）提供一個較大的回壓，減少高液量段的徑向流入。高液量段流體被徑向限流后將產(chǎn)生在井壁和篩管環(huán)空內(nèi)沿軸向向兩側(cè)竄流的趨勢，此時連續(xù)封隔體起到管外封隔器的作用，起到限制軸向竄流的目的。兩個方向的流量控制最終實(shí)現(xiàn)抑制高液量段產(chǎn)出的作用，在泵頻不變的條件下，提高低液量段（低滲段、出油段）的動用。均衡產(chǎn)液剖面后，對新井可起到延長無水采油期的作用，對老井可起到抑制地層水產(chǎn)出的作用，緩解地層內(nèi)水竄導(dǎo)致的油水矛盾，提高產(chǎn)油量。

2 連續(xù)封隔體完井方案設(shè)計(jì)研究

2.1 防砂精度設(shè)計(jì)

通過分析渤海XX 油田探井的測井資料，分別計(jì)算出不同儲層段對應(yīng)的聲波時差、B 指數(shù)和S 指數(shù)。根據(jù)《海上油氣田完井手冊》判斷，該井區(qū)聲波時差高于出砂臨界值，B 指數(shù)和S 指數(shù)均處于出砂臨界點(diǎn)?？傮w來看，該井區(qū)儲層巖石強(qiáng)度低，生產(chǎn)過程中有出砂風(fēng)險[2]。

明化鎮(zhèn)地層砂粒度分析數(shù)據(jù)表明，NmⅡ、NmⅢ、NmⅤ地層砂均質(zhì)系數(shù)>5，為不均質(zhì)地層砂，出砂風(fēng)險較大，連續(xù)封隔體技術(shù)具有較好的適用性。對NmⅢ～Ⅴ粘土礦物含量以及蒙脫石在粘土礦物中的相對含量進(jìn)行分析，明化鎮(zhèn)NmⅢ、Ⅳ儲層粘土礦物中，蒙脫石相對含量高，表現(xiàn)為吸水易膨脹，砂體內(nèi)泥質(zhì)含量較高，平均>10%，泥質(zhì)堵塞風(fēng)險較高[3]。

根據(jù)防砂方式選擇圖版，見圖2，結(jié)合其周邊井防砂和生產(chǎn)情況，綜合考慮蒙脫石含量、鄰井泥質(zhì)含量等，利用連續(xù)封隔體技術(shù)中的封隔體顆粒充填防砂、防堵。參考渤海XX 油田探井儲層巖心粒度分析報告，地層砂d50為90～252μm，因此充填砂D50 為530～636μm，根據(jù)粒度數(shù)據(jù)分析，封隔體顆粒充填尺寸應(yīng)選擇20～40 目，結(jié)合前期老井防砂精度，對應(yīng)優(yōu)質(zhì)篩管擋砂精度選擇120μm。

圖2 防砂方式選擇圖版

2.2 ICD 控流強(qiáng)度設(shè)計(jì)

連續(xù)封隔體技術(shù)ICD 控流強(qiáng)度設(shè)計(jì)需要平衡到油井后期提液需求及前期的控水需求。連續(xù)封隔體技術(shù)完井的生產(chǎn)壓差包括地層壓降及ICD 壓降（見式（1）），單根篩管過流量越大其ICD 所產(chǎn)生的壓降越大。

為平衡高含水期的提液能力及低含水期的控流能力，ICD 壓降應(yīng)占整體壓降的一個合理范圍。在以最高液量生產(chǎn)時，ICD 壓降及地層產(chǎn)生的壓降恰好等于最大生產(chǎn)壓差，則ICD 壓降值較為適合。但每一個ICD 所產(chǎn)生的附加壓降不同，由于儲層的非均質(zhì)特征造成產(chǎn)液剖面不均衡，局部高液量生產(chǎn)，高液量段所對應(yīng)的ICD 回壓大，低液量段則回壓小。但在實(shí)際計(jì)算中，無法得知各ICD 篩管流量的分布情況，只能將產(chǎn)液量平均到每根ICD 篩管，以算取平均流量下的ICD 壓降，此時的ICD壓降明顯要較實(shí)際生產(chǎn)中小。因此在最高液量生產(chǎn)情況下的平均流量ICD 壓降加上地層壓降應(yīng)小于設(shè)計(jì)最大生產(chǎn)壓差。

設(shè)油層能提供的最大生產(chǎn)壓差與最大液量下實(shí)際儲層消耗的壓降之差為最大ICD 壓降（式（2）），此時平均流量下的ICD 壓降應(yīng)小于ICD 最大壓降。

設(shè)平均流量下的ICD 壓降與ICD 最大壓降之比為α（式（3）），α 值的大小與儲層的產(chǎn)液剖面不均衡程度相關(guān)。當(dāng)生產(chǎn)段產(chǎn)液量差異較大時，為了滿足最大液量的需求，則α 應(yīng)選取較小值，否則會造成ICD 壓降過大，在儲層所能提供的最大生產(chǎn)壓差下無法實(shí)現(xiàn)最大產(chǎn)液量。

以該區(qū)域X2 井為例，其設(shè)計(jì)最高液量為300m3/d，最大生產(chǎn)壓差為5.3MPa。該井水平段長度為303 米，每根篩管10 米對應(yīng)1 套控流裝置，共30 套控流裝置。最大液量平均到每套控流裝置上是10m3/d。借用X2 井的鄰井米采液指數(shù)，計(jì)算最高液量下X2 井地層內(nèi)壓降為1MPa，則ICD 壓降上限為4.3MPa。

目標(biāo)油藏層內(nèi)滲透率分布很不均勻，20%的高滲透區(qū)域滲透率貢獻(xiàn)高達(dá)75%，變異系數(shù)大于0.8，表明油藏儲層平面、層間及層內(nèi)都存在很嚴(yán)重的非均質(zhì)性。因此對于目標(biāo)井X2 井其α 值應(yīng)選取較低值，根據(jù)統(tǒng)計(jì)規(guī)律，該井α 值在0.3 附近較為適合。

根據(jù)平均ICD 篩管上的最大液量10m3/d，反算不同ICD 型號所產(chǎn)生的壓降，再除以ICD 最大壓降4.3MPa，得到不同型號ICD 對應(yīng)的α 值，F(xiàn)A 型控流裝置的α值最接近0.3，因此目標(biāo)井X2 井選用FA 型號控流裝置。

2.3 ICD 配管分布設(shè)計(jì)

以X1 井為例，該井為同層側(cè)鉆井，原井眼水平段長150m，目標(biāo)井X1 井水平段長325m，新井眼距離老井眼近，與原井眼重合段距離小于8m。原井眼側(cè)鉆前已經(jīng)高含水，原井眼側(cè)鉆前低效生產(chǎn)，日產(chǎn)液176m3，日產(chǎn)油6.0m3，含水96.6%。認(rèn)識到原井眼側(cè)鉆前已特高含水，且原井眼距離新井眼很近，與原井眼重合段為目標(biāo)井X1井潛在出水風(fēng)險點(diǎn)。

另外原井眼以打水泥塞形式棄井，水泥受重力分異影響會存在沉降造成原井眼水泥塞封隔不完全。如在與老井眼重合段存在因儲層非均質(zhì)性造成的高液量段，在目標(biāo)井生產(chǎn)過程中，其對應(yīng)的ICD 篩管會形成較大的回壓，則此時高液量段的產(chǎn)出液會通過原井眼水泥塞竄槽軸向竄流至于新井眼距離較近的井段，影響目標(biāo)井生產(chǎn)（見圖3）。因此老井眼自身及新井眼與老井眼距離最近的井段都成為出水的風(fēng)險點(diǎn)。

圖3 原井眼竄流示意圖

根據(jù)目標(biāo)井出水風(fēng)險分析及核磁測井解釋結(jié)果，控流方案采用分段限流設(shè)計(jì)，主要限制跟部產(chǎn)出，同時兼顧其他井段的可能的局部出水風(fēng)險點(diǎn)，保證其投產(chǎn)效果。在與老井眼重合段根端采用盲管封堵；在重合段尾部電阻稍高的井段采用強(qiáng)控流，限制其產(chǎn)液水平以降低其產(chǎn)水能力，又能對剩余油有一定動用；在非重合段，電阻較高，含油性較好，采用弱控流，增高該井段對整體產(chǎn)液的貢獻(xiàn)，提高產(chǎn)油量。

3 實(shí)驗(yàn)井生產(chǎn)效果分析

連續(xù)封隔體完井方案設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)在渤海XX 油田共實(shí)施3 口井，分別為X2 井2020 年5 月投產(chǎn)；X3 井2021 年6 月底投產(chǎn)；X1 井2021 年6 月初投產(chǎn)。

3.1 實(shí)驗(yàn)井防砂、防篩管沖蝕效果分析

X1 井原井眼因多次出砂、篩管破損及高含水關(guān)停。油井出砂后會造成產(chǎn)能降低，而篩管破損會導(dǎo)致含水率突升及短暫的產(chǎn)能快速升高，進(jìn)而造成出砂問題嚴(yán)重，沙埋井筒。選取X1、X2 和X3 井作為實(shí)驗(yàn)井，進(jìn)行連續(xù)封隔體作業(yè)投產(chǎn)后均能正常生產(chǎn)，井口持續(xù)檢測無砂，防砂成功。生產(chǎn)動態(tài)平穩(wěn)，低含水率生產(chǎn)，無篩管破損等生產(chǎn)事故發(fā)生。

目標(biāo)儲層泥質(zhì)含量較高（>10%）,且目標(biāo)井X3 井生產(chǎn)段包括31 米泥巖段，生產(chǎn)井泥堵風(fēng)險極大。油井泥堵后會造成采液指數(shù)的持續(xù)下降，甚至造成死井。3 口實(shí)驗(yàn)井投產(chǎn)至今，采液指數(shù)穩(wěn)定，證明未發(fā)生泥堵問題。

3.2 實(shí)驗(yàn)井控水效果分析

3 口實(shí)驗(yàn)井投產(chǎn)至今均處于低含水期，投產(chǎn)后生產(chǎn)效果均遠(yuǎn)優(yōu)于配產(chǎn)，平均延長了無水采油期187 天/井，實(shí)現(xiàn)日增油53.96 方/天/井，見表1。以X2 井為例，其累油含水曲線對比圖4 可以看出，相同累產(chǎn)油下，目標(biāo)井含水率遠(yuǎn)低于同區(qū)塊鄰井。該井目前日產(chǎn)油水平是原井眼的3 倍，含水率僅為原井眼的1/10；其無水采油期長達(dá)418 天，其對比鄰井平均無水采油期僅為55 天。目標(biāo)井X2 應(yīng)用連續(xù)封隔體技術(shù)控水增油效果顯著，有效延長無水采油期。

表1 渤海XX 油田連續(xù)封隔體實(shí)驗(yàn)井實(shí)際生產(chǎn)與設(shè)計(jì)對比

圖4 X2 井與鄰井累油含水曲線對比

而X1 井受原井眼影響，生產(chǎn)段大面積水淹條件下，保持較高日產(chǎn)油水平無水生產(chǎn)，連續(xù)封隔體控水增油效果顯著，見圖5，日產(chǎn)油由6m3/d 增加到84m3/d。

圖5 X1 井實(shí)際投產(chǎn)與原井眼關(guān)井前比較

4 結(jié)論

4.1 連續(xù)封隔體技術(shù)在渤海XX 油田應(yīng)用的成功，證明該技術(shù)對渤海XX 油田存在很好的適用性，為渤海XX 油田以及類似區(qū)塊提供了新的完井技術(shù)思路。連續(xù)3口井的較好應(yīng)用效果同樣標(biāo)志著控流方案實(shí)驗(yàn)的成功，為連續(xù)封隔體技術(shù)的后續(xù)應(yīng)用提供了有效的方案設(shè)計(jì)手段和支撐。

4.2 通過對連續(xù)封隔體控流方案的實(shí)驗(yàn)，可以得知加強(qiáng)對連續(xù)封隔體技術(shù)的方案設(shè)計(jì)研究可以有效提高其應(yīng)用效果，在方案設(shè)計(jì)階段要不斷結(jié)合地質(zhì)、油藏、鉆井、測井等資料，并根據(jù)實(shí)際完鉆情況對具體問題進(jìn)行具體分析。

4.3 該完井設(shè)計(jì)方案流程為保障油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)、提高最終采收率提供技術(shù)支撐，對延緩油田遞減，保持產(chǎn)量穩(wěn)定具有重要的意義。