柴世超, 李恩林, 李 軍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459)

由于儲(chǔ)層物性不同、原油流體性質(zhì)存在差異或者由于邊底水及注水突破的影響,多層油氣藏大段合采會(huì)產(chǎn)生層間干擾[1-4]。為了解決層間干擾問題,大多數(shù)油田采用細(xì)分層系開發(fā)[5-6],對(duì)于單層厚度較大的采用水平井分砂體開發(fā)[7-10]。渤海主力油田以定向井開發(fā)為主[11-13],為了解決氣竄后或者注入水突破后造成的層間干擾,影響油井正常生產(chǎn),通常在完井階段對(duì)油井進(jìn)行細(xì)分防砂段,同時(shí)下入“Y”型分采管柱[14-15],通過鋼絲作業(yè)實(shí)現(xiàn)分層資料錄取和卡氣/水作業(yè)[16],但對(duì)渤海油田來說,井斜大于60°以上的井占比達(dá)到30%左右,這些井不具備鋼絲作業(yè)條件[17],不能進(jìn)行資料錄取和開關(guān)層作業(yè),因此需要開展不動(dòng)用鋼絲作業(yè)的智能測調(diào)技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用。

B38井分五段防砂,最大井斜82.13°,由于井斜較大,不具備鋼絲作業(yè)條件,完井階段下入普通合采生產(chǎn)管柱。生產(chǎn)2年后,由于衰竭開發(fā),部分層段儲(chǔ)層脫氣造成油氣干擾,影響該井正常生產(chǎn)。受井況限制,該井不具備鋼絲或電纜作業(yè)測試及卡氣條件,需要尋找新的技術(shù)判斷主要產(chǎn)氣層并實(shí)施控氣措施,智能分采技術(shù)可實(shí)現(xiàn)上述目的。智能分采技術(shù)目前有3種類型,一是壓控式智能分采技術(shù)[18-19],二是液控智能分采技術(shù)[20],三是有纜智能分采技術(shù)[21-22]。通過對(duì)比3種智能分采技術(shù)的優(yōu)劣,同時(shí)結(jié)合B38井井況,選擇有纜智能分采技術(shù)作為B38井控氣方案。

1 B38井存在的問題及控氣方案選擇

1.1 B38井基本情況

B38井位于渤海X油田2D井區(qū)。渤海X油田位于渤海遼東灣海域,處于遼中凹陷中段的洼中反轉(zhuǎn)帶上,被郯廬斷裂的遼中1號(hào)大斷層分為東、西兩塊,2D井區(qū)位于構(gòu)造西塊北部,油藏類型為具有多個(gè)流體系統(tǒng)的層狀構(gòu)造油藏,局部受巖性控制。儲(chǔ)層為辮狀河三角洲前緣沉積,平均孔隙度為26.1%,平均滲透率為561.5 mD,具有中-高孔、中-高滲的儲(chǔ)層物性特征。地層原油黏度為26.5 mPa·s,原始溶解氣油比為33 m3/m3。

B38井射開層位為東三段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ油組,射開油層有效厚度為89 m,分5段防砂。套管射孔,優(yōu)質(zhì)篩管+礫石充填防砂,最大井斜為82.13°,完井時(shí)下入普通合采生產(chǎn)管柱。

1.2 地層脫氣嚴(yán)重產(chǎn)生油氣干擾,B38井井口無液產(chǎn)出

B38井于2021年1月投產(chǎn),初期日產(chǎn)油約80 m3/d,氣油比33 m3/m3左右,基本不含水。由于衰竭開發(fā),在產(chǎn)量基本不變的情況下,生產(chǎn)流壓一直持續(xù)下降,從投產(chǎn)初期8.4 MPa到2023年年初下降到6 MPa,說明地層壓力一直在下降;投產(chǎn)3個(gè)月后氣油比上升到60 m3/m3左右,至2023年2月中旬達(dá)到250 m3/m3左右(圖1),此時(shí)產(chǎn)氣量達(dá)2.5×104m3/d,井口無液產(chǎn)出。

圖1 B38井生產(chǎn)曲線

B38井井口無液產(chǎn)出原因主要體現(xiàn)在以下兩方面:一方面是由于部分生產(chǎn)層位脫氣嚴(yán)重,產(chǎn)氣量大造成油氣干擾,降低了原油從地層向井筒的流出,這一點(diǎn)可以從(圖2)看出,井筒流壓從正常(10:10以前)5.2 MPa突然降到4.8 MPa(10:15左右),14:10下降到4.2 MPa,說明地層產(chǎn)油量明顯減少,該結(jié)論也符合井底流溫與地層向井筒產(chǎn)出關(guān)系規(guī)律認(rèn)識(shí)[23]。

圖2 B38井大量脫氣前后溫度和壓力變化曲線

另一方面,由于高含氣影響了電泵的正常運(yùn)轉(zhuǎn)。通過分析電泵參數(shù)可知,井口無產(chǎn)出后,電機(jī)電流由正常情況下24 mA下降到14 mA,馬達(dá)溫度由67 ℃上升到89.9 ℃,說明電泵機(jī)組受到氣鎖影響[24],泵效降低,電泵出口壓力由6.6 MPa下降到4.4 MPa,電泵舉升能力下降,無法把井筒液體舉升到井口,故井口無液產(chǎn)出。為了維持該井生產(chǎn),暫時(shí)通過環(huán)空補(bǔ)液,但日產(chǎn)油大幅降低,只有30 m3/d左右。

1.3 控氣方案選擇

B38井為普通合采生產(chǎn)管柱,不具備鋼絲作業(yè)測試和卡氣條件。由于井斜大(最大井斜82.13°)、內(nèi)徑小(封隔器內(nèi)徑3.88 in,1 in=2.54 cm)、段數(shù)多( 5個(gè)防砂段)和井段長(4 000 m)等井筒特點(diǎn),不能通過更換“Y”型分采生產(chǎn)管柱進(jìn)行鋼絲測試作業(yè)和關(guān)層作業(yè),因此需要應(yīng)用智能分采技術(shù)。

智能分采技術(shù)目前有3種類型:一是壓控式智能分采技術(shù),它是通過壓力波進(jìn)行調(diào)控,程序相對(duì)復(fù)雜,存在一定的誤差;二是液控智能分采技術(shù),適用于4段以下定向井;三是有纜智能分采技術(shù),它不僅可以通過地面控制器實(shí)現(xiàn)對(duì)油井各層段產(chǎn)量進(jìn)行調(diào)控,還可以實(shí)現(xiàn)對(duì)各層段產(chǎn)量、壓力和溫度等生產(chǎn)參數(shù)全過程實(shí)時(shí)監(jiān)測,為油藏分析、評(píng)價(jià)和決策提供大量的數(shù)據(jù)支撐。通過對(duì)比3種技術(shù)并結(jié)合B38井井況特點(diǎn),選擇有纜智能分采技術(shù)作為該井控氣方案。

2 有纜智能分采技術(shù)

2.1 有纜智能分采關(guān)鍵設(shè)備

有纜智能分采關(guān)鍵設(shè)備包括地面控制器和電纜測調(diào)工作筒,二者之間通過一根電纜連接(圖3)。地面控制器采用電驅(qū)方式,具有手動(dòng)或自動(dòng)控制模式和遠(yuǎn)程操控模式,可實(shí)現(xiàn)一個(gè)控制柜對(duì)多口井的多個(gè)井下測調(diào)工作筒進(jìn)行控制。電纜測調(diào)工作筒是有纜智能分采技術(shù)的核心組件,主要由上、下接頭、主過流通道、層流通道、流量計(jì)和油嘴短節(jié)等部分組成,為有效避免流道堵塞沉積,最外側(cè)增加篩管(圖4)。

圖3 有纜智能分采關(guān)鍵設(shè)備示意圖

圖4 有纜測調(diào)工作筒示意圖

2.2 有纜智能分采調(diào)控原理及功能

有纜智能分采技術(shù)不受井斜限制,滿足水平井和大斜度井不動(dòng)管柱分層段調(diào)產(chǎn)需求,可以取代鋼絲和電纜作業(yè),操作簡單。調(diào)產(chǎn)時(shí)通過地面控制器對(duì)目標(biāo)層位發(fā)送指令,該指令通過電纜傳送至對(duì)應(yīng)層位電纜測調(diào)工作筒,實(shí)現(xiàn)對(duì)其油嘴開度大小調(diào)控,達(dá)到按需調(diào)產(chǎn)的目的。

該技術(shù)主要功能:①油嘴開度大小可以從0～100%任意調(diào)整,實(shí)現(xiàn)按油藏需求控制合理產(chǎn)出;②可以實(shí)現(xiàn)分層溫度、流量、管內(nèi)壓力和管外壓力等參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測;③通過監(jiān)測內(nèi)外壓力,進(jìn)行封隔器在線驗(yàn)封。

3 有纜智能分采技術(shù)應(yīng)用

2023年9月對(duì)B38井進(jìn)行有纜智能分采管柱更換,每個(gè)防砂層段分別對(duì)應(yīng)一個(gè)電纜測調(diào)工作筒,隨著生產(chǎn)管柱下入對(duì)應(yīng)防砂段,由電纜與地面控制柜連接,如圖3所示。據(jù)此可以通過對(duì)地面控制器的操控實(shí)現(xiàn)分層資料的錄取和合理產(chǎn)出的調(diào)控,滿足油藏分析和生產(chǎn)管理需求。

3.1 分層靜壓測試,判斷脫氣層位

開井前進(jìn)行分層靜壓測試,本次測試第3、4段地層靜壓分別為10.27、10.77 MPa,分別低于泡點(diǎn)壓力0.83、0.63 MPa,其他3個(gè)防砂段地層壓力均高于泡點(diǎn)壓力,據(jù)此判斷脫氣層位為第3和第4防砂段。

3.2 分層采出程度預(yù)測

截至2023年9月,B38井累產(chǎn)油6.5×104m3,井控儲(chǔ)量階段采出程度為7.4%,地層壓降為3.01 MPa,通過采出程度與地層壓降關(guān)系回歸得到

η=2.471 8p-4E-16

(1)

式中:η為采出程度,%;p為地層壓降,MPa;E為常數(shù),E=2.718 28。

根據(jù)地層壓降和式(1)可以計(jì)算各層段累產(chǎn)油和采出程度(表1)。從表1可以看出,地層壓降較大的第3和第4防砂段也是采出程度較大的,這一結(jié)果進(jìn)一步佐證了這兩個(gè)防砂段是產(chǎn)氣主力層段,也是控氣的目的層段。

表1 B38井階段采出程度和未脫氣層段脫氣時(shí)間預(yù)測統(tǒng)計(jì)

3.3 控氣成功,油井恢復(fù)生產(chǎn)

通過分層靜壓測試和采出程度預(yù)測,判斷第3和第4防砂段為脫氣層,其中第3段地層壓降最大,為主力產(chǎn)氣層,第4段次之。實(shí)際生產(chǎn)情況也證實(shí)了上述分析,在所有層段油嘴全開的情況下,第3段日產(chǎn)氣1.5×104m3,第4段日產(chǎn)氣1.0×104m3,其他層段由于油氣干擾沒有產(chǎn)出。以產(chǎn)油量最大化為原則,通過對(duì)氣竄層位油嘴開度進(jìn)行優(yōu)化,第3段強(qiáng)氣竄層油嘴開度調(diào)為0,第4段次氣竄層油嘴開度調(diào)至50%,其他層段油嘴全開,優(yōu)化結(jié)果為產(chǎn)氣量降至0.8×104m3,產(chǎn)油量58 m3/d,油井恢復(fù)正常生產(chǎn)。

3.4 未脫氣層段脫氣時(shí)間預(yù)測

通過式(1)可以計(jì)算出泡點(diǎn)壓力時(shí)各層段累產(chǎn)油及2023年9月時(shí)階段累產(chǎn)油,假設(shè)按照目前日產(chǎn)油保持不變,則可以得到未脫氣層段地層壓力降到泡點(diǎn)壓力時(shí)剩余生產(chǎn)天數(shù),也就是第1、2和5防砂段距地層脫氣時(shí)間分別還有103、71、146 d(表1)。

雖然通過有纜智能分采技術(shù)可以緩解B38井油氣干擾,恢復(fù)油井正常生產(chǎn),但第3和第4防砂段是該井儲(chǔ)量和產(chǎn)能貢獻(xiàn)主力層段,該措施雖然成功卻不能改變主力油層段產(chǎn)能無法釋放的現(xiàn)狀。若扔保持衰竭開發(fā),146 d后該井所有層段將脫氣。因此,為了從根本上解決油氣干擾,充分釋放該井儲(chǔ)層潛力,需要盡快在該井區(qū)補(bǔ)充注水井恢復(fù)地層能量。

3.5 應(yīng)用情況

截至目前,有纜智能分采技術(shù)在渤海油田已經(jīng)應(yīng)用10井次,平均單井日增油15.6 m3/d,增油效果明顯。

4 結(jié)論與建議

有纜智能分采技術(shù)可通過地面控制器實(shí)現(xiàn)對(duì)油井各層段產(chǎn)量、壓力和溫度等生產(chǎn)參數(shù)全過程實(shí)時(shí)監(jiān)測及產(chǎn)量調(diào)控,同時(shí)也為油藏分析、評(píng)價(jià)和決策提供大量的數(shù)據(jù)支撐,相對(duì)于常規(guī)的“Y”型分采管柱工藝具有明顯的優(yōu)勢(shì),尤其是對(duì)于大斜度多層段定向生產(chǎn)井。

B38井通過應(yīng)用有纜智能分采技術(shù),準(zhǔn)確判斷脫氣層段,采取關(guān)閉主要產(chǎn)氣層段、控制次要產(chǎn)氣層段措施,減緩了油氣干擾,恢復(fù)了正常生產(chǎn)。截至目前,該技術(shù)在渤海油田已經(jīng)應(yīng)用10井次,平均單井日增油15.6 m3,增油效果明顯,具有很好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

若扔保持衰竭開發(fā),B38井未脫氣層位146 d后地層壓力將低于泡點(diǎn)壓力,屆時(shí)所有層段均將脫氣。建議盡快對(duì)該井區(qū)補(bǔ)充注水井恢復(fù)地層能量,充分釋放儲(chǔ)層潛力。