變孔密篩管控流完井參數(shù)優(yōu)化及數(shù)值模擬分析

陳 陽

（1. 中國(guó)石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營(yíng) 257017；2. 中國(guó)石油和化學(xué)工業(yè)聯(lián)合會(huì)“非常規(guī)油氣鉆完井技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室”）

水平井分段控流完井已成為實(shí)現(xiàn)油藏向水平井均衡供液、防止地層水在投產(chǎn)段單點(diǎn)突破的有效手段，在國(guó)外獲得大量現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(chǎn)生足夠的控流壓降，控流構(gòu)件過流斷面較小，控流流道較長(zhǎng)，實(shí)際生產(chǎn)時(shí)極易堵塞，難以適應(yīng)國(guó)內(nèi)油田開發(fā)常遇的儲(chǔ)層易出砂和泥質(zhì)含量高等復(fù)雜環(huán)境。為解決上述問題，提出并現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(chǎn)生控流壓降，同時(shí)保留適當(dāng)?shù)暮Y管泄流面積，其制造工藝簡(jiǎn)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(jīng)驗(yàn)制定控流參數(shù)，無法保證控流效果，對(duì)此，本文建立起配套的控流參數(shù)優(yōu)化方法，并通過數(shù)值模型對(duì)比分析方法論證控流參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的必要性。

1 水平井變孔密篩管控流完井簡(jiǎn)介

該完井方法將入井前預(yù)先設(shè)計(jì)的變孔密篩管和盲管串聯(lián)形成控流完井管柱下入水平井裸眼投產(chǎn)段，并配合分段完井實(shí)現(xiàn)分段控流，完井管柱結(jié)構(gòu)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(chǎn)生當(dāng)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(dāng)前控流井段的變孔密篩管匯集更多油藏產(chǎn)液，有利于充分發(fā)揮其控流性能；③常規(guī)濾砂管：布置在非控流井段，通常為產(chǎn)能較低的投產(chǎn)井段，以便充分保持其泄流強(qiáng)度；④管外封隔器：封隔完井管柱與井壁間環(huán)空，實(shí)施分段完井。

圖1 水平井變孔密篩管控流完井管柱結(jié)構(gòu)示意

2 控流參數(shù)優(yōu)化方法

本節(jié)以D21P24井為實(shí)例井，介紹變孔密篩管控流完井參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。

2.1 基本參數(shù)

D21P24井為開發(fā)斷塊油藏剩余油的水平井，開發(fā)油層的基本參數(shù)如下：油藏厚度20 m，油藏壓力32 MPa，孔隙度27%。投產(chǎn)段距油藏頂部5.6 m，A靶點(diǎn)井深3 608 m，B靶點(diǎn)井深4 017 m，裸眼井筒直徑215.9 mm，變孔密篩管、常規(guī)濾砂管和盲管單根長(zhǎng)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(shù)1.3，標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下原油密度0.89 g/cm3，地層水密度1.1 g/cm3。初始配產(chǎn)油量95 m3/d，初始產(chǎn)液含水率68%，投產(chǎn)段測(cè)井滲透率剖面如圖2所示。

圖2 實(shí)例井投產(chǎn)段測(cè)井滲透率剖面

2.2 優(yōu)化步驟

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

（1）優(yōu)化前準(zhǔn)備。根據(jù)水平井均衡供液完井靜態(tài)控流參數(shù)設(shè)計(jì)方法[6]，完成水平井投產(chǎn)段分段、各投產(chǎn)井段合理配產(chǎn)液量和各投產(chǎn)井段合理控流壓降計(jì)算三部分工作，實(shí)例井的計(jì)算結(jié)果如表1中第1至4欄所示;

（2）列出當(dāng)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(jù)當(dāng)前控流井段長(zhǎng)度確定出變孔密篩管和盲管的總數(shù)!，則R#可由式（1）確定：實(shí)例井控流井段1的長(zhǎng)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(jù)需要列出當(dāng)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(shí)例井的實(shí)際情況，可適當(dāng)縮小(和*的取值范圍以便提高優(yōu)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(shù)任一備選值形成多種參數(shù)組合，比如取R1=0，(1=15孔/m，*1=4.0 mm形成一個(gè)組合，或者取R&=1/4，(2=16孔/m，*,=10.0 mm等等，計(jì)算當(dāng)前控流井段在當(dāng)前參數(shù)組合條件下的控流壓降Δp[7]：

上述式中，-為孔密備選值總數(shù)；.為孔徑備選值總數(shù)；/0為當(dāng)前控流井段合理配產(chǎn)液量，m3/s；10為流體密度，kg/m3；23為變孔密篩管長(zhǎng)度，m；40為流體黏度，Pa·s；*56為基準(zhǔn)直徑，*56=1 m；456為基準(zhǔn)黏度，456=1 Pa·s。借助計(jì)算程序?qū)λ锌赡芰谐龅膮?shù)組合分別計(jì)算出對(duì)應(yīng)的Δp。

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

則當(dāng)前參數(shù)組合保留，否則舍去。

式中：Δρ;為當(dāng)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(duì)誤差上限，無因次，ε可取0.05。

（6）優(yōu)選當(dāng)前控流井段的控流參數(shù)。對(duì)于所有保留下來的參數(shù)組合，計(jì)算出對(duì)應(yīng)的泄流面積A：

選擇最大泄流面積對(duì)應(yīng)的參數(shù)組合，作為當(dāng)前控流井段的控流參數(shù)。例如實(shí)例井控流井段1的最佳參數(shù)組合為R,= 3/2，(1'= 24孔/m，*&= 6.0 mm。

（7）重復(fù)步驟（2）至（6），進(jìn)行下一個(gè)控流井段控流參數(shù)的優(yōu)選。

2.3 優(yōu)化結(jié)果

根據(jù)基本參數(shù)和第 2.2節(jié)介紹方法，計(jì)算出實(shí)例井控流井段1和控流井段2的控流參數(shù)優(yōu)化結(jié)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(yōu)化方案。

表1 優(yōu)化控流參數(shù)

3 對(duì)比分析

在建立本文優(yōu)化方法之前，變孔密篩管控流完井方法已在實(shí)例井D21P24井實(shí)施應(yīng)用，其控流參數(shù)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)工程師的經(jīng)驗(yàn)制定，即經(jīng)驗(yàn)方案，如表2所示。2.3節(jié)的優(yōu)化方案并非D21P24井的實(shí)際入井方案，但本節(jié)通過數(shù)值模擬分析方法，對(duì)比優(yōu)化方案和經(jīng)驗(yàn)方案條件下實(shí)例井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，以便論證控流完井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的必要性。

表2 經(jīng)驗(yàn)控流參數(shù)

將基本參數(shù)、表1和表2中控流參數(shù)代入水平井微元段耦合流動(dòng)模型[8]，求得投產(chǎn)初期優(yōu)化和經(jīng)驗(yàn)方案條件下實(shí)例井投產(chǎn)段產(chǎn)液流入剖面，如圖3所示，圖3同時(shí)給出常規(guī)濾砂管完井條件下實(shí)例井投產(chǎn)段產(chǎn)液流入剖面作為參照。正式計(jì)算之前已使用實(shí)測(cè)產(chǎn)液量修正數(shù)值模型。

由圖3可知，對(duì)于3 608 ～3 708 m井段，其生產(chǎn)壓差高且產(chǎn)能高，優(yōu)化方案在該投產(chǎn)井段采用高控流強(qiáng)度參數(shù)，即高盲篩比、小孔密和小孔徑，抑制過高泄流強(qiáng)度；對(duì)于3 917～4 017 m井段，其生產(chǎn)壓差低且產(chǎn)能低，因此優(yōu)化方案未對(duì)該投產(chǎn)井段實(shí)施控流，充分保持其泄流強(qiáng)度，從而實(shí)現(xiàn)油藏向?qū)嵗懂a(chǎn)段均衡供液。相比之下，經(jīng)驗(yàn)方案未有效抑制3 608～3 708 m井段泄流強(qiáng)度，卻又過分抑制了3 917～4 017 m井段泄流強(qiáng)度，因此未達(dá)到良好控流效果。

將基本參數(shù)、表1和表2中控流參數(shù)代入水平井見水時(shí)間模型[9-10]，得到優(yōu)化方案和經(jīng)驗(yàn)方案條件下實(shí)例井投產(chǎn)段見水時(shí)間剖面，如圖 4所示，圖4同時(shí)給出常規(guī)完井條件下實(shí)例井投產(chǎn)段見水時(shí)間剖面作為參照。正式計(jì)算之前已使用實(shí)測(cè)見水時(shí)間修正數(shù)值模型。由圖4可知，優(yōu)化方案使得實(shí)例井投產(chǎn)段見水時(shí)間剖面趨于均衡，整體上有效延長(zhǎng)了水平井見水時(shí)間，達(dá)到61.4 d，而經(jīng)驗(yàn)方案條件下水平井見水時(shí)間僅有33.6 d。

圖3 實(shí)例井投產(chǎn)段產(chǎn)液流入剖面

圖4 實(shí)例井投產(chǎn)段見水時(shí)間剖面

將基本參數(shù)、表1和表2中控流參數(shù)代入三維空間油水兩相黑油模型，得到優(yōu)化方案和經(jīng)驗(yàn)方案條件下實(shí)例井累積產(chǎn)油量和產(chǎn)液含水率變化曲線，如圖5和圖6所示， 圖5和圖6同時(shí)給出常規(guī)完井條件下實(shí)例井累積產(chǎn)油量和產(chǎn)液含水率變化曲線作為參照。正式計(jì)算之前已使用實(shí)測(cè)產(chǎn)油量和產(chǎn)液含水率修正數(shù)值模型。由圖5和圖6可知，相比常規(guī)完井，開井300 d時(shí)，優(yōu)化方案條件下原油累積產(chǎn)量增幅和產(chǎn)液含水率降幅分別達(dá)9.69%和10.68%，經(jīng)驗(yàn)方案僅為2.13%和2.99%，表明優(yōu)化方案的控水穩(wěn)產(chǎn)效果更好。

4 結(jié)論

圖5 實(shí)例井累積產(chǎn)油量變化

圖6 實(shí)例井產(chǎn)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(shù)優(yōu)化方法，結(jié)合數(shù)值模擬模型對(duì)比分析了優(yōu)化方案、經(jīng)驗(yàn)方案和常規(guī)完井條件下實(shí)例井D21P24井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

（2）數(shù)值模型對(duì)比分析結(jié)果指出，優(yōu)化方案將實(shí)例井各投產(chǎn)井段的泄流強(qiáng)度控制在合理范圍內(nèi)，實(shí)現(xiàn)了均衡供液，并使得各投產(chǎn)井段見水時(shí)間趨于一致，整體上延長(zhǎng)了實(shí)例井見水時(shí)間。相比常規(guī)完井，實(shí)例井開井300 d時(shí)，優(yōu)化方案原油累積產(chǎn)量增幅和產(chǎn)液含水率降幅分別達(dá)9.69%和10.68%，經(jīng)驗(yàn)方案僅為2.13%和2.99%，表明優(yōu)化方案的控水穩(wěn)產(chǎn)效果更好。

（3）優(yōu)化方案條件下實(shí)例井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)明顯優(yōu)于經(jīng)驗(yàn)方案，表明了水平井變孔密篩管控流完井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的必要性。