海上油田全壽命控水完井技術研究及現場試驗

咼 義， 高曉飛， 易會安， 代 玲， 徐立前， 劉 佳

（1. 中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000；2. 思達斯易能源技術（集團）有限公司，北京 100101）

為了提高海上油田開發速度，近年來在海油開發中越來越多地采用了水平井[1]。不過，對于海上砂巖底水油藏，在采用水平井開發過程中也出現了見水早的問題，一定程度上影響了油井生產效果[2-5]。因此，為了延緩海上油井的含水率上升速度，國內外開始嘗試采用控水完井工藝進行完井。

近年來，流入控制裝置（inflow control device，ICD）控水完井技術和自動流入控制裝置（autonomous inflow control device，AICD）控水完井技術逐步應用于底水油藏開發，在一定程度上延緩了油井含水率上升速度[6-9]。ICD控水完井技術，初期通過抑制高滲段，實現均衡水平井水平段供液剖面；AICD控水完井技術，中后期通過“自動控制流量”抑制水平段高含水段出液，實現自動控水。但是，ICD和AICD控水完井技術都有一定局限性，無法實現油井全壽命周期控水。基于上述情況，嘗試結合ICD和AICD控水完井技術的優點，研究出海上油田全壽命控水完井技術。為此，筆者分析了ICD和AICD控水完井技術的優勢與不足、全壽命控水完井技術的基本原理，結合海上底水油藏的具體特征，提出了水平段分段設計、分段控水工具設計原則，然后在南海珠江口盆地X油田H油藏W1井進行了現場試驗，并對試驗情況進行了分析總結。

1 ICD和AICD控水完井的優勢與不足

1.1 ICD控水完井技術

ICD中篩管配合封隔器分段[10-13]，將水平井分為若干供液單元，根據水平段供液強弱，通過調整各單元孔眼數目來調節供液通道大小（如圖1所示），使油藏向井筒供液時均衡推進。但隨著開發時間推移，油井很容易發生底水錐進或高滲、低滲井段間差異性程度變化，導致ICD完井技術不能匹配儲層生產動態的變化，油井不可避免地被快速水淹，如圖2所示。

圖1 地層流體在孔眼型ICD中的流動示意Fig. 1 Formation fluid flow in ICD with eyelet

1.2 AICD控水完井技術

AICD控水完井技術，即流體流動自動制閥智能控水技術，是一種水平井機械堵水方法[14-16]。AICD的使用方法與ICD一致，都是作為完井硬件設施的一部分安裝在地層與井筒之間，不需要電纜或紅外線控制，施工方案簡單，可操作性高。

圖2 地層流體在ICD篩管外的流動示意Fig.2 Formation fluid flow out of ICD sieve tube

AICD和ICD的主要不同點在于，AICD能“自動控制流量”，對進入井筒的流體施加阻力，不同黏度流體流經AICD閥體時對應的開度不同，產生的附加阻力也不同。流經AICD閥體的流體黏度越高，開度越大，附加阻力越小；反之，開度越小，附加阻力越大[17]。當高黏度油通過AICD閥體時，閥體內浮盤上部壓力增大，推動浮盤向下移動，閥體開度增大，附加阻力減小，油流量增大；當低黏度水通過AICD閥體時，閥體內浮盤上部壓力降低，浮盤上浮，流動空間減小，開度變小，附加阻力增大，阻止水的產出，實現自動抑制水平段高含水段出液（見圖3）。

當高含水段閥體流道開度減小時，水向低滲區驅替，可提高波及效率，達到調節水平段產液剖面的作用，實現控水穩油的目的（見圖4）。

圖3 地層流體流經AICD閥示意Fig. 3 Formation fluid flow through AICD valve

從采出程度的角度分析，AICD完井明顯好于ICD完井和裸眼完井，在處于高含水率或特高含水率階段的油田都具有較好的應用前景。但在水平井投產初期，無法起到均衡供液剖面的作用，對抑制油井含水率上升作用有限，容易快速見水。

圖4 地層流體在AICD篩管外的流動示意Fig.4 Formation fluid flow out of AICD sieve tube

2 全壽命控水完井技術原理與優化設計原則

2.1 基本原理

針對ICD和AICD控水技術的優勢與不足，將AICD閥體內置于ICD篩管中，研究了全壽命控水完井技術。流體流經全壽命控水完井工具的情況如圖5所示。

圖5 流體流經全壽命控水完井工具示意Fig.5 Formation fluid flow through life-long water control completion tool

流體流經ICD和AICD流道時流量與壓差的關系可分別表示為：

式中：Δp為壓差，Pa；ρ為流體密度，kg/m3；Q為流量，m3/s；d為ICD孔眼直徑，m；CD為流量系數；p1為AICD進口處壓力，Pa；v1為AICD進口處流速，m/s；Δpl為流體流過AICD的壓力損失，Pa；p2為AICD出口處壓力，Pa；v2為AICD出口處流速，m/s。

全壽命控水完井技術在水平井的工作原理：投產初期，油井含水率低，調節ICD孔眼直徑大小，發揮均衡供液剖面的作用（Δp主要與過篩管流量和ICD孔眼尺寸有關）；生產中后期，含水率逐漸升高，水平段局部可能已經見水，ICD無法抑制高含水段供液，來水后AICD會根據流體黏度調節閥體的開度大小（ Δpl主要與流體的黏度、密度及流速有關），抑制高含水段出液。總之，全壽命控水完井技術在油井投產初期能起到均衡水平段供液剖面的作用，中后期根據流體特征的變化自動抑制高含水段出液（見圖6），從而實現全壽命周期的穩油控水，達到更好的控水效果。

圖6 地層流體在全壽命控水完井工具篩管外的流動示意Fig.6 Formation fluid flow out of life-long water control completion tool sieve tube

2.2 優化設計原則

考慮海上底水油藏水平井水平段井眼軌跡控制需求和儲層物性、含油性分布方面的差異，結合水平段實鉆情況，進行水平段分段設計、分段控水工具設計。

具體的優化設計原則為：水平段井眼軌跡相對較低、儲層物性相對較好和含油性相對較低區域，通過減少控水工具數量或控水工具開孔數，增大供液阻力，減少優勢滲流通道來液；反之，保證供液通暢。

3 現場試驗

海上油田全壽命控水完井技術在X油田W1井進行了現場試驗。W1井是部署在X油田的一口調整井，目的是提高H油藏開發效果。H油藏儲層膠結疏松，屬于高孔隙度、高滲透率儲集層。W1井挖潛H油藏區域物性好，夾層薄且不連續，油井生產過程中有含水率上升快的風險。

3.1 全壽命控水完井技術基本設計及優化

為了延緩底水上升進度，保證W1井的生產效果，結合井眼軌跡和水平段鉆遇儲層的物性、含油性，對該井全壽命控水完井方案進行了優化：

1）全壽命控水完井工具的下入長度。W1井水平段實鉆水平段長度290 m，因此設計控水完井工具的下入長度為290 m。

2）水平段分隔的段數。水平井水平段供液剖面，主要受油井水平段鉆遇儲層物性和井眼軌跡與油水界面的距離影響。根據W1井水平段物性和井眼軌跡與油水界面的距離，考慮水平段分段供液能力，將其水平段分為5段。

3）分段控水完井工具的下入情況。考慮水平段分隔的段數，同時結合控水完井工具下入長度，保

持單根基管長度為11.5 m不變，對控水完井工具用量進行了優化，共下入25根基管，每段控水完井工具的用量分別為4，5，5，5和6根。

4）每段控水完井工具的開孔數。采用普通篩管完井的模擬結果顯示，W1井第一段（跟端區域）、第三段和第五段（趾端區域）產液量比較大。因此，為了防止油井局部來水錐進，調節控水完井工具孔眼開孔數，來均衡水平段供液剖面。

通過模擬優選，得到了如下分段、孔眼打開方案，見表1。

表1 W1井全壽命控水完井方案Table 1 Life-long water control completion plan for Well W1

根據W1井水平段分段和控水工具開孔數，模擬了各段優化前后水平段的供液剖面。優化前后供液剖面的對比情況如圖7所示。

圖7 W1井水平段各段優化前后供液剖面對比Fig.7 Comparison of liquid supply profile of Well W1 before and after optimization of each horizontal section

3.2 現場試驗結果分析

W1井投產初期含水率為3%，日產油量228 m3。由于該井所處H油藏距離油水界面僅5.60 m，隨后油井含水率快速上升。該井投產半個月后，在工作制度不變的情況下，含水率從70.3%降至43.0%；投產近2個月后，含水率又緩緩上升，后逐步提液，含水率逐漸穩定；投產8個月后，累計產油量3.2×104m3。截至目前，測試日產油量144 m3，含水率88.7%。W1井投產8個月內的生產曲線如圖8所示。

圖8 W1井投產8個月內的生產曲線Fig.8 Production performance curve of Well W1 within eight months after the start of production

W1井生產指標如圖9所示。分析圖9認為，W1井投產半個月后含水率下降，產能降低，附加壓差增加，表明全壽命控水完井工具起到了一定的控水效果；W1井投產近2個月后，含水率上升，與此同時產能上升，表明該井與水的通道中來水強度變強。

圖9 W1井投產8個月內的生產指標曲線Fig.9 Production index curve of Well W1 within eight months after the start of production

水平井開發底水油藏時的生產效果受水平井與油水界面的距離影響較大。H油藏共部署了7口水平井，分別為W1井、W2井、W5井、W9井、W15井、W21井和W22井。通過對比W1井同層其他油井的相關情況（見表2），認為W9井、W22井與其各方面條件接近，具備一定的可比性。

與W9井、W22井對比可知，W1井的油柱高度僅5.60 m，距離油水界面較W9井、W22井近，與W9井相對差別較大，油井生產效果差于W9井，與W22井接近。W1井在油柱高度低于W22井的情況下，W1井初期含水率上升速度較W22井慢。

表2 H油藏7口水平井的相關情況Table 2 Statistical information of seven horizontal wells in Reservoir H

對比了W1井、W9井和W22井累計產油量與含水率的關系曲線，結果如圖10所示。

圖10 W1井、W9井和W22井累計產油量與含水率的關系曲線Fig.10 Relationship curves for cumulative oil production and water cut of Well W1,W9, and W22

由圖10可知，W1井的含水率較預測值低5.5%，累計產油量較預測值高0.6×104m3；對比W1井與同層生產井的生產動態可以看出，采用全壽命控水完井技術可在一定程度上延緩底水錐進。

4 結論與建議

1）海上油田全壽命控水完井技術通過將AICD控水工具內置于ICD篩管，實現油井投產初期均衡水平井水平段供液，中后期降低水平井水平段高含水段出液，來提高水平井開發效果。

2）結合精細地質油藏研究，評估了水平井采用控水完井技術的必要性和適應性，鉆井過程中緊密跟蹤油井實際鉆遇情況，確保控水完井方案與水平井實鉆地層情況相適應，保證了油井開發效果。

3）W1井為國內第一口采用全壽命控水完井技術的油井，取得了較好的增油降水效果。海上油田全壽命控水完井技術為調整挖潛、水平井穩油控水提供了一種新方式，建議后續繼續推進該技術的現場試驗，結合現場試驗情況不斷完善該控水完井技術，最終實現規模化應用。