自適應控水裝置和防砂礫石組合試驗評價

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(1.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)

中國海上油田渤海海域、南海東部海域，邊底水油藏分布廣泛。為增加產層的泄油面積，實現低生產壓差下開發油藏，常采用水平井的開發形式。在開發過程中，由于“跟趾效應”、邊底水錐進等原因，水平井大多含水上升較快。曹妃甸11-1和流花11-1等油田部分井完井階段未能采取有效的控水手段，導致部分油井在油田開發初期出現高含水現象，致使油田開發難度加大。含水率過高導致提液難度大，污水處理、節能減排、設備腐蝕壓力也日益增大[1]。當前海上油田水平井控水大多采用管外封隔器在篩管外進行分段，分段內采用變密度篩管和ICD控水等方式。由于儲層非均質性強，滲透率及含油飽和度差異明顯，基于機械式封隔的手段難以滿足控水工具精細化分段的要求，同時，ICD等被動式調流控水技術無法針對出水進行動態調節，存在適用范圍受限、控水效果有限等不足，故控水措施總體成功率不高，解決水平井出水問題已迫在眉睫，急需一種經濟有效的穩油控水技術。

AICD自適應控水技術作為油氣田開發的一項先進技術，已應用于大多數類型的油氣藏，并取得了良好的控水增油效果。該技術基于油水物理特性差異自適應控水，降低了對儲層認識的要求，應用于水平井可有效均衡生產壓差，實現控水增油的作用。同時，充填于水平井篩管外的礫石，基于達西定律，在軸向可以抑制水錐橫向竄流，并形成一定的阻流壓差，為AICD的精細化分段要求提供了可能。研究自適應控水技術在水平井的適用性，對指導海上油田挖潛、提高采收率具有重要的意義。

1 AICD自適應控水技術簡介

AICD(Autonomous Inflow Control Device)根據油水的黏度、密度等物理特性差異，通過引入一個額外的壓力降來平衡油藏與井筒之間的壓力不均勻性，對油和水進行自適應調節，實現控水增油的效果[2]。

當前應用較多的自適應控水裝置主要有HALLIBURTON的EquiFlow AICD和TENDEKA的RCP Valve等。以RCP Valve為例，該裝置由一個固定的構件和一個可移動的碟片組成，通過移動構件，即自由浮動的碟片來控制液體流通面積的大小(如圖1)。根據伯努利定律，在流體流動時，同一流線上的流體靜壓、動壓與摩擦壓降的總和不變。當相對黏度較高的油流經RCP Valve時，碟片處于開啟狀態，當相對黏度較低的水或氣流經RCP Valve時，碟片因黏度變化引起的壓降自動關閉，從而實現控水。

圖1 RCP示意

1.1 國外應用案例

自適應控水裝置可以延緩水的錐進，自動地調整每個生產層段的產出剖面，實現前期延長無水或低水采油期，中后期延長穩油控水采油期的目的[3-4]。在國外Ginta、Troll、Rubiales和Quifa等海上高滲砂巖油田應用表明，AICD技術能有效抑制底水錐進，達到油井增產、降低含水率和提高油藏采收率的目的[5-6]。如表1。

表1 國外AICD自適應控水技術應用效果

1.2 國內應用案例

渤海油田2016年初在曹妃甸11-1A-13H井首次實施AICD自適應控水技術。該井地層原油黏度175.2 mPa·s，原井完井管柱為215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)篩管，采用20/40目礫石充填。后期通過篩管注入環空化學封隔器，篩管內下入73 mm(2英寸)AICD控水短節+Y341型封隔器控水中心管柱將該井分為3段(如圖2)。

該井措施前日產油45.29 m3，日產水1 120 m3，含水率96.1%。控水措施實施后，日產油52.15 m3，日產水518 m3，含水率90.9%，控水增油效果明顯。2016-03，逐漸提液至950 m3，日產油62 m3，含水率保持在93.5%左右。2017-06，該井含水率由93.5%緩慢上升至96.1%，控水措施失效，控水措施有效期1.5 a。

圖2 曹妃甸11-1-A13H井控水管柱示意

結合油藏模型分析該井的控水效果，可知：

1) 該井在篩管外有礫石充填，在礫石充填層，流體軸向距離長，阻力大，徑向距離短，阻力小，抑制了水錐橫向竄流。

2) 堵水作業在篩管外注入的環空化學封隔器，配合控水中心管柱的Y341型封隔器進行了分倉，各位置原始采出含水率在80%～100%，局部處于水淹狀態，各分段內通過自適應控水裝置根據局部含水情況形成不同阻流效果，是降低該井含水率的主要因素。

3) 通過對該井進行回歸模擬，日產液量從500 m3/d上升到1 000 m3/d時，控水管柱壓耗從1.4 MPa上升到7 MPa，作用在分段工具上的分段壓差過大，Y341型封隔器的壓縮式膠筒失效可能是導致提液后含水率上升的原因。

截至2017年底，AICD控水技術在渤海旅大5-2-B25H、旅大32-2-A31H、秦皇島32-6-J33H井共進行了3井次的水平井應用，均未達到預期控水效果，結合完井管柱及生產數據分析原因為：3口井儲層非均質性強，多采用“215.9 mm(8英寸)裸眼+篩管”完井管柱，篩管外借助環空化學封隔器或膨脹封隔器進行了2～4段封隔，篩管外無礫石充填，各分段內無軸向防竄流措施，由于水的黏滯阻力小，流動速度快，高含水段突破后有可能快速漫布于分段內造成水淹，從而導致控水措施失效，采用常規封隔手段難以滿足自適應控水裝置的精細化分段要求。

2 防砂礫石控水原理

防砂礫石充填于水平段后產生各向同性的流動阻力，根據達西定律，滲流量Q與壓差△p和滲流界面A成正比，而與滲流長度L成反比。流體由地層至篩管距離短、接觸面積大，徑向流動阻力小；水平段流動單元間距離長、環空橫截面積小，流體橫向流動阻力大，使得地層流體單元內流動得到控制、單元間流動受到抑制。防砂礫石在實現防砂的同時，可以防止水錐軸向竄流，結合自適應控水裝置可以實現精細化分段的功能。

3 評價試驗

為驗證自適應控水裝置和防砂礫石組合應用于水平井控水的效果，搭建流量控制試驗裝置，進行控水性能測試和滲流能力測試，測試自適應控水裝置在純水、純油和不同含水率情況下排量與壓差的關系，測試防砂礫石的軸向和徑向阻流能力。

3.1 自適應控水裝置性能測試

試驗流程主要由攪拌罐、柱塞泵、壓力傳感器、流量計和測試段等組成，流程圖及關鍵設備如圖3～4所示。

圖3 地面測試流程

圖4 試驗流程關鍵設備

攪拌罐主要是用來調配測試所需黏度純油或油水混合相，同時用于測試段回流液或返出液回收，柱塞泵用于將測試介質泵送進試驗流程，通過改變柱塞泵頻率可以調節測試段的排量，流量計、壓力計等采用數字采集系統，分別測試經過測試段的排量Q、入口壓力p1和出口壓力p2，通過將入口壓力和出口壓力求差可以算出測試段壓差△p。

采用高黏度原油，并添加適量柴油在攪拌罐中進行均勻攪拌，間斷取樣測試混合液黏度，最終形成試驗所需220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度油，攪拌均勻后取出靜置。

1) 關閉2號節流閥及回流閥，采用自來水進行設備試壓及測試，測試壓力10 MPa。

2) 導通測試流程，開泵后緩慢調節流量，采集純水介質時測試段出入口壓力及排量。

3) 采集測試段在220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度純油介質下的流量和壓力數據。

4) 采集測試段在122 mPa·s油不同含水率情況下的流量和壓力數據。

試驗過程每間隔10 s采集一次數據，不同介質條件、不同壓力等級下各采集5 min數據，將采集到的測試數據按照指數回歸法繪制測試曲線，如圖5～6所示。

圖5 純液態通過AICD壓差與排量關系

圖6 油水混合物通過AICD測試曲線

測試結果表明：

1) 在相同壓差下，純液介質黏度越高，排量越大，高黏度油和水的最高排量比率8.5倍，表現出明顯的自適應增油特性。

2) 在黏度為122 mPa·s時，在相同壓差下，油水混合物含水率越高，排量越小，表現出明顯的自適應控水特性,在含水率最高95%情況下，等效黏度在7.05 mPa·s的情況下，能和水形成1.25倍的排量比率關系，表明該工具在高含水井仍能體現出一定的控水效果。

3.2 防砂礫石滲流能力測試

根據實驗室環境建立防砂礫石滲流能力測試裝置，采用3層透明管，外層直徑和長度0.25 m×1.5 m，壁厚10 mm；中層直徑和長度0.13 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m過濾段，內層直徑和長度0.07 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m過濾段，環空或內層管柱充填40/70目礫石，用于評價防砂礫石的軸向滲流和徑向滲流能力。

測試流程如圖7～8。測試數據如表2。

圖7 軸向滲流能力測試流程示意

圖8 徑向滲流能力測試流程示意

由防砂礫石滲流效果試驗結果分析：

1) 據多組室內試驗結果得知，在實驗室模擬的徑向流動條件下，軸向阻力為徑向流動阻力的24.6倍，以海上油田常用的“215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)篩管”管柱為例，根據充填長度及截面直徑推算，在40/70目礫石充填的情況下，兩篩管之間軸向竄流阻力為徑向生產阻力的2 498倍。

2) 針對不同產層或有隔夾層的油藏，篩管之間設置有盲管，軸向流動阻力隨管柱長度成倍增加，對層間隔離或精細化分段起到了良好作用。

表2 防砂礫石滲流效果測試數據

4 工藝數值模擬

4.1 數值計算模型

定義自適應控水裝置的理論模型是一個與油藏流體性質、產液強度、工具性能相關的方程[7]。

流體密度方程為

流體黏度方程為

控流性能方程為

式中：g、h、i、d、e、f為指數因子；α0、αg、αw分別是流相中油、水、氣各相所占的體積分數；ρ0、ρg、ρw分別是流相中油、水、氣各相的密度；μ0、μg、μw分別是流相中油、水、氣各相的黏度；ρmix是混合物的密度；μmix是混合物的黏度；ρcal和μcal分別為校準密度和校準黏度；a、x、y是AICD強度因子；q是混合體積流量；Δp是工具產生的壓耗。

根據圖5～6試驗數據，利用上述公式聯立求解AICD強度因子，得出a=1.76×10-4,x=1.81，y=0.92。

4.2 控水效果模擬

以曹妃甸油田的某口新開發井進行控水效果模擬，該井為215.9 mm(8英寸)裸眼水平井，篩管段為1 742～2 178 m，設計產液量1 000 m3/d。將該井油藏模型導入Landmark NETool，油藏模型顯示，該井滲透率在240～920 mD(如圖9)，沿水平段呈現明顯的非均質性，含油飽和度變化較大(如圖10)。

圖9 沿水平段滲透率分布

圖10 沿水平段含油飽和度分布

在軟件里建立“管外封隔器+AICD篩管”的控水管柱，根據水平段油藏特征將該井細分為4段，同時建立“防砂礫石+AICD篩管”的控水管柱，將強度因子、安裝位置、安裝數量、生產制度、防砂礫石粒徑等參數設置完畢后，對不同控水管柱結構的生產情況進行對比分析，結果如表3、圖11～12。

對比無控水措施完井結構，采用自適應的控水管柱結構具有如下效果：

表3 某井AICD控水效果模擬

圖11 累產油量對比

圖12 含水率動態對比

1) 采用“管外封隔器+AICD篩管”的完井管柱結構具有一定的控水增油效果，累計增油51.4×104m3，增幅55.7%，生產過程中局部出水后能自動進行調節，控水設計時需要對地層出水有初步認識。

2) 采用“防砂礫石+AICD篩管”的完井管柱結構具有顯著的控水增油效果，累計增油79.2×104m3，增幅85.8%。該控水技術無需找水，篩管外部防砂礫石抑制水錐橫向竄流，篩管內AICD實現自適應控制。

5 結語

1) 曹妃甸11-1油田目前采油井68口，其中水平井或水平分支井65口，43口含水90%以上，單井采液量增加，從而使地層流體流速增加，加大了對地層砂的拖曳力，導致地層出砂問題越來越嚴重，嚴重影響油田正常生產。自適應控水技術可以兼備水平井平衡控水和防砂的功效。針對高含水井實施自適應控水技術能有效控水增油，提高單井產能，具有一定的針對性。

2) 流花11-1油田共有油井21口，其中15口井含水超過95%，油田整體處于“特高含水、低采油速度、低采出程度” 階段[8-10]，由于礁灰巖油藏發育微裂縫，儲層認識難度大。自適應控水技術對該類油藏具有較強的適用性，可以降低儲層認識要求，改善油田開發效果。

3) 當前海上油田水平井呈現快速增長趨勢，在油井完井階段采取有效的控水措施，變后期治水為早期防水，是油田開發必要的技術手段，自適應控水技術具有較好的應用前景。