變孔密篩管控流完井參數優化及數值模擬分析

陳 陽

（1. 中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017；2. 中國石油和化學工業聯合會“非常規油氣鉆完井技術重點實驗室”）

水平井分段控流完井已成為實現油藏向水平井均衡供液、防止地層水在投產段單點突破的有效手段，在國外獲得大量現場應用[1-5]。控流完井的核心工具為流入控制器（ICD）和流入控制閥（ICV），為了產生足夠的控流壓降，控流構件過流斷面較小，控流流道較長，實際生產時極易堵塞，難以適應國內油田開發常遇的儲層易出砂和泥質含量高等復雜環境。為解決上述問題，提出并現場應用了水平井變孔密篩管控流完井，該完井方法通過篩管基管上的孔眼產生控流壓降，同時保留適當的篩管泄流面積，其制造工藝簡單，可靠性高，易于被采油廠接受。然而，該完井方法缺乏理論支撐，僅憑經驗制定控流參數，無法保證控流效果，對此，本文建立起配套的控流參數優化方法，并通過數值模型對比分析方法論證控流參數優化設計的必要性。

1 水平井變孔密篩管控流完井簡介

該完井方法將入井前預先設計的變孔密篩管和盲管串聯形成控流完井管柱下入水平井裸眼投產段，并配合分段完井實現分段控流，完井管柱結構如圖1所示。在完井管柱中：①變孔密篩管：通過基管上孔眼產生當前控流井段所需控流壓降；②盲管：不具備流體通過管壁的通道，可使當前控流井段的變孔密篩管匯集更多油藏產液，有利于充分發揮其控流性能；③常規濾砂管：布置在非控流井段，通常為產能較低的投產井段，以便充分保持其泄流強度；④管外封隔器：封隔完井管柱與井壁間環空，實施分段完井。

圖1 水平井變孔密篩管控流完井管柱結構示意

2 控流參數優化方法

本節以D21P24井為實例井，介紹變孔密篩管控流完井參數的優化設計方法。

2.1 基本參數

D21P24井為開發斷塊油藏剩余油的水平井，開發油層的基本參數如下：油藏厚度20 m，油藏壓力32 MPa，孔隙度27%。投產段距油藏頂部5.6 m，A靶點井深3 608 m，B靶點井深4 017 m，裸眼井筒直徑215.9 mm，變孔密篩管、常規濾砂管和盲管單根長度10 m，外徑127 mm。油藏條件下原油黏度24 mPa·s，原油體積系數1.3，標準狀態下原油密度0.89 g/cm3，地層水密度1.1 g/cm3。初始配產油量95 m3/d，初始產液含水率68%，投產段測井滲透率剖面如圖2所示。

圖2 實例井投產段測井滲透率剖面

2.2 優化步驟

由圖1可知，各控流井段控流參數包括：盲篩比（即盲管與變孔密篩管數目之比）、變孔密篩管基管上孔密和孔徑，具體優化方法表述如下：

（1）優化前準備。根據水平井均衡供液完井靜態控流參數設計方法[6]，完成水平井投產段分段、各投產井段合理配產液量和各投產井段合理控流壓降計算三部分工作，實例井的計算結果如表1中第1至4欄所示;

（2）列出當前控流井段盲篩比的備選值Ra（即盲篩比所有可能取到的值）。根據當前控流井段長度確定出變孔密篩管和盲管的總數!，則R#可由式（1）確定：實例井控流井段1的長度為100 m，可排布10 根管子，則!=10，因此有R1=0，R2=1/9，R&=1/4，…，R1'=9/1;

（3）根據需要列出當前控流井段變孔密篩管基管孔密的備選值()和孔徑的備選值*+。其中，(可取1至180孔/m，*可取1.0至15.0 mm，考慮到實例井的實際情況，可適當縮小(和*的取值范圍以便提高優化速度，即(取15至50孔/m，*取4.0，5.0，…，9.0，10.0 mm。

（4）各取三種控流參數任一備選值形成多種參數組合，比如取R1=0，(1=15孔/m，*1=4.0 mm形成一個組合，或者取R&=1/4，(2=16孔/m，*,=10.0 mm等等，計算當前控流井段在當前參數組合條件下的控流壓降Δp[7]：

上述式中，-為孔密備選值總數；.為孔徑備選值總數；/0為當前控流井段合理配產液量，m3/s；10為流體密度，kg/m3；23為變孔密篩管長度，m；40為流體黏度，Pa·s；*56為基準直徑，*56=1 m；456為基準黏度，456=1 Pa·s。借助計算程序對所有可能列出的參數組合分別計算出對應的Δp。

（5）篩選出合理的參數組合。對于某一參數組合R7，(8和*9，代入式（2）中得到Δpa*，b*，c*，如果滿足：

則當前參數組合保留，否則舍去。

式中：Δρ;為當前控流井段所需的合理控流壓降，MPa，如表1中第4欄所示；ε為相對誤差上限，無因次，ε可取0.05。

（6）優選當前控流井段的控流參數。對于所有保留下來的參數組合，計算出對應的泄流面積A：

選擇最大泄流面積對應的參數組合，作為當前控流井段的控流參數。例如實例井控流井段1的最佳參數組合為R,= 3/2，(1'= 24孔/m，*&= 6.0 mm。

（7）重復步驟（2）至（6），進行下一個控流井段控流參數的優選。

2.3 優化結果

根據基本參數和第 2.2節介紹方法，計算出實例井控流井段1和控流井段2的控流參數優化結果，如表1中第5至7欄所示，從而得到變孔密篩管控流完井的優化方案。

表1 優化控流參數

3 對比分析

在建立本文優化方法之前，變孔密篩管控流完井方法已在實例井D21P24井實施應用，其控流參數根據現場工程師的經驗制定，即經驗方案，如表2所示。2.3節的優化方案并非D21P24井的實際入井方案，但本節通過數值模擬分析方法，對比優化方案和經驗方案條件下實例井的生產動態，以便論證控流完井參數優化設計的必要性。

表2 經驗控流參數

將基本參數、表1和表2中控流參數代入水平井微元段耦合流動模型[8]，求得投產初期優化和經驗方案條件下實例井投產段產液流入剖面，如圖3所示，圖3同時給出常規濾砂管完井條件下實例井投產段產液流入剖面作為參照。正式計算之前已使用實測產液量修正數值模型。

由圖3可知，對于3 608 ～3 708 m井段，其生產壓差高且產能高，優化方案在該投產井段采用高控流強度參數，即高盲篩比、小孔密和小孔徑，抑制過高泄流強度；對于3 917～4 017 m井段，其生產壓差低且產能低，因此優化方案未對該投產井段實施控流，充分保持其泄流強度，從而實現油藏向實例井投產段均衡供液。相比之下，經驗方案未有效抑制3 608～3 708 m井段泄流強度，卻又過分抑制了3 917～4 017 m井段泄流強度，因此未達到良好控流效果。

將基本參數、表1和表2中控流參數代入水平井見水時間模型[9-10]，得到優化方案和經驗方案條件下實例井投產段見水時間剖面，如圖 4所示，圖4同時給出常規完井條件下實例井投產段見水時間剖面作為參照。正式計算之前已使用實測見水時間修正數值模型。由圖4可知，優化方案使得實例井投產段見水時間剖面趨于均衡，整體上有效延長了水平井見水時間，達到61.4 d，而經驗方案條件下水平井見水時間僅有33.6 d。

圖3 實例井投產段產液流入剖面

圖4 實例井投產段見水時間剖面

將基本參數、表1和表2中控流參數代入三維空間油水兩相黑油模型，得到優化方案和經驗方案條件下實例井累積產油量和產液含水率變化曲線，如圖5和圖6所示， 圖5和圖6同時給出常規完井條件下實例井累積產油量和產液含水率變化曲線作為參照。正式計算之前已使用實測產油量和產液含水率修正數值模型。由圖5和圖6可知，相比常規完井，開井300 d時，優化方案條件下原油累積產量增幅和產液含水率降幅分別達9.69%和10.68%，經驗方案僅為2.13%和2.99%，表明優化方案的控水穩產效果更好。

4 結論

圖5 實例井累積產油量變化

圖6 實例井產液含水率變化

（1）建立了一套水平井變孔密篩管控流完井參數優化方法，結合數值模擬模型對比分析了優化方案、經驗方案和常規完井條件下實例井D21P24井的生產動態。

（2）數值模型對比分析結果指出，優化方案將實例井各投產井段的泄流強度控制在合理范圍內，實現了均衡供液，并使得各投產井段見水時間趨于一致，整體上延長了實例井見水時間。相比常規完井，實例井開井300 d時，優化方案原油累積產量增幅和產液含水率降幅分別達9.69%和10.68%，經驗方案僅為2.13%和2.99%，表明優化方案的控水穩產效果更好。

（3）優化方案條件下實例井的生產動態明顯優于經驗方案，表明了水平井變孔密篩管控流完井參數優化設計的必要性。