水平井防砂控水一體化技術(shù)在海上油田低產(chǎn)井治理的應(yīng)用

◇中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 王 輝 蔡振華 張 震 陳 凱 朱建英 潘 彬

海上油田水平井控堵水一直是眾多油田攻關(guān)的難題，特別是在疏松砂巖底水油藏的開(kāi)發(fā)上，不僅要面對(duì)高含水治理的難題，更要對(duì)出砂問(wèn)題一并治理，這對(duì)防砂控水一體化工藝的研究提出更高的要求。本文以海上C油田的A1H1井為例，針對(duì)投產(chǎn)后的低產(chǎn)井出砂高含水治理的問(wèn)題，介紹連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)，結(jié)合工藝與油藏動(dòng)態(tài)分析的認(rèn)識(shí)，開(kāi)展防砂控水一體化技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。A1H1井在措施后防砂和控水效果都比較明顯，取得了階段的成功和認(rèn)識(shí)，在海上油田水平井防砂控水技術(shù)的推廣具有一定的參考意義。

1 前言

水平井防砂和控水的兩種技術(shù)種類(lèi)較多，并且都比較成熟，但隨著工藝和工具的發(fā)展，和一體化施工能力的提升，以及油田生產(chǎn)面臨的的問(wèn)題復(fù)雜程度提高，單一的技術(shù)已經(jīng)不能滿足油田生產(chǎn)的需求，因此一體化技術(shù)的推進(jìn)是勢(shì)在必行的。

海上C油田屬于疏松砂巖底水油藏，采用水平井開(kāi)發(fā)，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高，遞減速度快，無(wú)水采收期短，高含水的問(wèn)題已經(jīng)嚴(yán)重制約到了油田的開(kāi)發(fā)。高含水階段采取高液量穩(wěn)產(chǎn)的策略遇到了海上平臺(tái)流程處理量的限制，并且疏松砂巖采取高液量的生產(chǎn)，出砂現(xiàn)象已經(jīng)頻繁出現(xiàn)，不僅影響單井的產(chǎn)能，而且地面大量的泥砂對(duì)過(guò)濾設(shè)備造成嚴(yán)重影響，不斷的出砂更加劇的了電泵不穩(wěn)定生產(chǎn)，馬達(dá)堵轉(zhuǎn)卡泵等問(wèn)題頻發(fā)，導(dǎo)致電泵運(yùn)行壽命周期降低，檢泵工作增加帶來(lái)了成本的大大增加，如何有效防止儲(chǔ)層出砂和延緩底水上升成為油田急需解決的瓶頸問(wèn)題。

2 連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)原理

防砂原理：連續(xù)封隔體和ICD聯(lián)合防砂控水技術(shù)是一種新型的防砂控水一體化技術(shù)，采用的新型充填顆粒具有輕質(zhì)密度，密度僅為1.05g/cm3，比常規(guī)充填的陶粒更輕，更容易被攜砂液充填，具有更高的充填效率和緊實(shí)的充填效果。連續(xù)封隔體顆粒不僅具有支撐井壁、避免泥巖垮塌的作用，還可以起到建立固定砂橋的作用，防止固相顆粒運(yùn)移。因ICD篩管的限流作用，充填作業(yè)的排量被一定程度的限制，若采用常規(guī)陶粒或石英砂將發(fā)生橋堵而提前脫砂的問(wèn)題，因此必須采用易攜帶的低密度顆粒充填。低密度顆粒對(duì)比常規(guī)顆粒因其流動(dòng)性強(qiáng)必然實(shí)現(xiàn)更好的充填緊實(shí)程度和更高的充填率。采用循環(huán)充填，但對(duì)比礫石充填技術(shù)省去了中心管（沖管）。當(dāng)以一定排量充填時(shí)，因?yàn)镮CD篩管具有限流作用，跟端ICD篩管因流量限制而憋壓，會(huì)自然使攜砂液克服沿程摩阻向趾端引流，實(shí)現(xiàn)全水平段環(huán)空充填。

控水原理：水平井若水平段存在明顯的滲透率極差，在一定的生產(chǎn)壓差下在水平段的動(dòng)用程度是不均衡的，井口產(chǎn)水達(dá)到90%以上時(shí)，也會(huì)存在局部高含水突破的情況，通常的控水措施限制了水平段的徑向方向流動(dòng)，但對(duì)管外竄流的限制效果不理想，連續(xù)封隔體顆粒具有全水平段限制軸向竄流，減少在水平方向的流動(dòng)，水平段分段采用ICD流入控制裝置可以給高滲產(chǎn)水段提供一個(gè)附加壓差，限制高滲段對(duì)應(yīng)的高速水流的徑向流入，可以有效減緩底水錐進(jìn)的速度，并且根據(jù)水平段滲透率分布情況采用不同限流閥值，減少對(duì)原油流體的限制，原理示意如圖1所示。最終實(shí)現(xiàn)均衡產(chǎn)液剖面、抑制水產(chǎn)出的目的，消除井筒內(nèi)水竄導(dǎo)致的油水矛盾，提高產(chǎn)油量，從而實(shí)現(xiàn)降水增油的目標(biāo)。

圖1 防砂控水一體化技術(shù)原理示意圖

3 低產(chǎn)井原因分析及治理對(duì)策

海上C油田A1H1井2018年投產(chǎn)，生產(chǎn)館陶組砂體，高孔高滲儲(chǔ)層，地層原油粘度3.6mPa.s，水平段長(zhǎng)度276m，平均滲透率29.6%，平均滲透率5442mD，儲(chǔ)層鉆遇率83.3%，防砂方式采用優(yōu)質(zhì)篩管礫石充填。A1H1井投產(chǎn)初期有出砂跡象，現(xiàn)場(chǎng)取樣出砂量較少，生產(chǎn)情況：油壓4.61MPa，流壓5.6MPa，頻率35Hz，日產(chǎn)液219m3，日產(chǎn)油100.8m3，含水54.1%，生產(chǎn)壓差1.6MPa。2018年4月19日，頻率從40Hz提至45Hz，出現(xiàn)欠電壓停泵，再次試啟失敗，報(bào)警馬達(dá)阻轉(zhuǎn)，反轉(zhuǎn)測(cè)試仍然馬達(dá)阻轉(zhuǎn)，經(jīng)過(guò)多次試啟不成功，懷疑井下出砂沉降導(dǎo)致電泵遇卡；該井從環(huán)空補(bǔ)液生產(chǎn)，產(chǎn)出基本為注入水，4月28日關(guān)停下線，進(jìn)行吸水能力測(cè)試；4月29日從套管反擠生產(chǎn)水，井口打壓10MPa，壓力基本不降，推測(cè)井下已經(jīng)砂埋與地層無(wú)法溝通，故障前正常生產(chǎn)日產(chǎn)液551m3，日產(chǎn)油112m3，含水80%，頻率40Hz，油壓2.5MPa，流壓6.1MPa，生產(chǎn)壓差1.1MPa，生產(chǎn)曲線見(jiàn)圖2所示。

圖2 A1H1井生產(chǎn)曲線

原因分析：關(guān)停前取砂樣進(jìn)行粒度分析，主要以中砂和細(xì)砂為主，粒徑分布在125～250μm，防砂篩管管柱采用120μm防砂精度的橋式符合篩管，充填顆粒采用20/40目的人造支撐劑，通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果和防砂方式對(duì)比分析，判斷出砂的原因?yàn)楹Y管出現(xiàn)破損，并且關(guān)停前生產(chǎn)壓差較之前有減少趨勢(shì)，說(shuō)明地層存在泄壓點(diǎn)。水平段鉆遇46m你巖層，當(dāng)井筒見(jiàn)水后，地層水?dāng)y帶泥質(zhì)在井筒中運(yùn)移，逐步堵塞篩管，篩管上承受更大的壓差，存在篩管破損的可能性。

治理措對(duì)策：采取大修治理重新防砂，需要取出原破損篩管，重新礫石充填完井，存在篩管無(wú)法取出的風(fēng)險(xiǎn)，根據(jù)礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)成功率較低。采用重新下入小尺寸篩管二次防砂，對(duì)產(chǎn)能通道影響較大，影響油井產(chǎn)能較明顯，不但成本高，而且會(huì)再次出現(xiàn)泥堵出砂問(wèn)題。采取側(cè)鉆其他層會(huì)導(dǎo)致該井位儲(chǔ)量無(wú)法控制，A1H1井剩余潛力較大，不建議放棄該井位。因此采用新型防砂控水一體化技術(shù)可以滿足該井的需求，不僅可以重新防砂控制地層出砂情況，并且該井投產(chǎn)含水50%，生產(chǎn)一個(gè)月時(shí)間含水上升至80%，存在底水突破的優(yōu)勢(shì)通道，有控制含水上升的需求。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2018年11月開(kāi)始進(jìn)行防砂控水措施作業(yè)，方案設(shè)計(jì)思路在本井原防砂管內(nèi)下入控水篩管，在控水篩管和防砂篩管之間充填封隔體，進(jìn)行分段控水。水平段下入ICD控水管柱四段，共計(jì)長(zhǎng)度314m，連續(xù)封隔體開(kāi)始充填排量458L/min，返出排量250 L/min，充填起始?jí)毫?.4MPa，充填最高壓力4.4MPa；充填結(jié)束排量118 L/min，返出排量110 L/min，充填壓力3.8MPa，基本符合地層循環(huán)測(cè)試后，充填參數(shù)優(yōu)化后的結(jié)束壓力和排量（設(shè)計(jì)充填結(jié)束壓力4MPa，充填結(jié)束排量100L/min）。設(shè)計(jì)加砂量0.86m3，充填過(guò)程中加砂量2.28m3，充填結(jié)束后，反循環(huán)洗井，返出砂量0.1m3，實(shí)際充填砂量2.18m3。

A1H1井施工順利完成，措施后A1H1井井口取樣基本不出砂，初期有少量返排出來(lái)砂礫，后期不存在出砂現(xiàn)象，化驗(yàn)含水從80%下降至68%，下降幅度15%，控制含水有效期3個(gè)月總有，含水趨勢(shì)曲線見(jiàn)圖3。由于下入控水裝置后生產(chǎn)壓差較措施前擴(kuò)大至3.6MPa，產(chǎn)液量下降至163m3，產(chǎn)油量下降至57m3。

圖3 A1H1井措施前后含水對(duì)比

5 結(jié)論

（1）隨著油田開(kāi)發(fā)至中后期，含水上升至高含水期，換大泵生產(chǎn)的趨勢(shì)是在所難免的，面臨高含水、高液量、高沖刷，出砂現(xiàn)象將會(huì)頻發(fā)，防砂控水一體化技術(shù)在水平井上的應(yīng)用在油田開(kāi)發(fā)上將會(huì)越來(lái)越多，目前的一體化技術(shù)仍處在發(fā)展階段，成熟應(yīng)用和推廣的技術(shù)仍然較少，需要進(jìn)一步完善技術(shù)和工具的研發(fā)工作。

（2）連續(xù)封隔體防砂控水一體化技術(shù)在海上C油田取得了階段的成功，在低產(chǎn)井A1H1上措施后不在出砂，含水也下降了12%左右，這在僅進(jìn)行水平井控水措施上都屬于效果較好的案例，但是由于控制液量的范圍超過(guò)預(yù)期，生產(chǎn)壓差過(guò)大，導(dǎo)致產(chǎn)液量無(wú)法恢復(fù)至措施前，日產(chǎn)油量損失較明顯，在增油方面工作仍需要繼續(xù)深入研究，優(yōu)化控水的力度，以達(dá)到措施的經(jīng)濟(jì)性。