南海礁灰?guī)r油藏自適應(yīng)控水技術(shù)實驗與分析

王丙剛，邢洪憲，唐咸弟，張慶華，魏裕森，王 曉

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)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）

1 概述

礁灰?guī)r是一種具有原地固著生長狀態(tài)的生物骨架構(gòu)成的石灰?guī)r，具有較高的孔隙率，滲透性良好，是石油、天然氣儲集的有利巖石。位于中國南海北部海域的流花11-1油田，是我國最大的底水驅(qū)動的礁灰?guī)r油田，經(jīng)過20多年的開采,該油田由于斷層、裂縫發(fā)育、儲層非均質(zhì)性強、油水粘度比大等原因，不同開發(fā)區(qū)位水淹程度差異大，剩余油分布復雜，在生產(chǎn)井產(chǎn)量呈現(xiàn)遞減速度快、低含水采油期短等特征，油田整體處于“特高含水、低采油速度、低采出程度”階段，高效開發(fā)面臨挑戰(zhàn)[1-2]。

南海礁灰?guī)r油藏大多采用水平井開發(fā)，由于儲層認識難度大，傳統(tǒng)的依賴油藏認識的被動式控水技術(shù)無法適用，流花11-1油田2口水平井曾嘗試采用ICD控水技術(shù)，依靠成像測井識別出裂縫位置并進行人工分段，由于微裂縫等認識難度高，實施ICD控水技術(shù)后并未取得明顯效果[3]。自適應(yīng)控水技術(shù)可以降低儲層認識要求，針對南海礁灰?guī)r油藏開發(fā)過程中的技術(shù)問題有較強的針對性。本文通過被動式控水技術(shù)和自適應(yīng)控水技術(shù)對比及分析、流體數(shù)據(jù)匹配性實驗、理論模型驗證和控水效果評估等方式研究自適應(yīng)控水技術(shù)在流花11-1油田的適用性，對指導礁灰?guī)r油藏挖潛、提高采收率具有重要的意義。

2 流入控制裝置對比分析

水平井開發(fā)過程中，高滲段流動阻力較小，因此儲層流體容易沿著高滲段推進，安裝流入控制裝置后，其將產(chǎn)生一個附加壓降，一定程度上平衡井筒不同位置的生產(chǎn)壓降差異或儲層的滲透率差異，使得整個井段的流入剖面趨于均勻化，從而顯著延緩水錐。流入控制裝置完井技術(shù)根據(jù)其流動阻力等級是否恒定，可分為被動式流入控制裝置（PICD）和自適應(yīng)流入控制裝置（AICD），常見的流入控制裝置如表1所示。

表1 常見流入控制裝置

國外關(guān)于被動式流入控制裝置的研究已相對成熟，主要形成了噴嘴型、螺旋通道型和噴管型3個類型。然而，由于常規(guī)設(shè)計的流入控制裝置不能對油水進行識別，并產(chǎn)生不同的流動阻力等級，一旦油井見水，由于地層水的粘度較低，其進入PICD后將占據(jù)整個流動空間，并阻礙地層原油的流動，致使完井失效。AICD阻水能力遠大于阻油能力，將顯著抑制地層水的流動，從而實現(xiàn)流入剖面均衡推進的目的。與傳統(tǒng)的PICD控水技術(shù)相比，AICD控水技術(shù)基于油水物理特性差異自適應(yīng)調(diào)節(jié)進行控水，對儲層認識要求不高，與智能完井控水增油技術(shù)相比，該技術(shù)施工成本相對較低。

平衡片式AICD的設(shè)計原理是利用油氣水的密度差異控制平衡片的位置，從而改變流體的通過狀態(tài)；RCP Valve和AICV利用動壓力和靜壓力的平衡關(guān)系來控制可動盤的位置，并調(diào)整節(jié)流壓降大小；EquiFlow AICD是利用流體慣性力和粘性力的平衡關(guān)系，使流體選擇不同的流道從而改變裝置的阻力等級[4]。以RCP Valve為例，該裝置由一個固定的構(gòu)件和一個可移動的碟片組成，通過移動構(gòu)件即自由浮動的碟片的移動來控制液體流通面積的大小。根據(jù)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。當相對粘度較高的油流經(jīng)閥體時，碟片處于開啟狀態(tài)，當相對粘度較低的水或氣流經(jīng)閥體時，碟片因粘度變化引起的壓降自動“關(guān)閉”，從而實現(xiàn)控水作用。

自適應(yīng)控水技術(shù)可以通過延緩水的錐進，自動地調(diào)整每個生產(chǎn)層段的產(chǎn)出剖面，實現(xiàn)前期延長無水或低水采油期，中期延長穩(wěn)油控水采油期，后期延長穩(wěn)油生產(chǎn)周期的目的，已應(yīng)用于大多數(shù)類型的油氣藏并取得了良好的控水增油效果。在國外Ginta、Troll、Rubiales和Quifa等海上高滲砂巖油田和在國內(nèi)渤海曹妃甸11-1油田、秦皇島32-6油田等稠油油田應(yīng)用表明，自適應(yīng)控水技術(shù)能有效抑制底水錐進，達到油井增產(chǎn)、降低含水率和提高油藏采收率的目的[5-6]。

3 實驗驗證

為驗證AICD針對流花11-1油田流體特性的控水增油效果，搭建流量控制實驗裝置，測試其在純水、純油和不同含水率情況下排量與壓差的關(guān)系[7]。實驗中所用的設(shè)備有攪拌罐、酸化泵、可調(diào)式節(jié)流閥、壓力計、流量計、測試段、粘度計等，實驗流程如圖1所示。攪拌罐主要是用來調(diào)配測試所需粘度純油和油水混合相，同時用于測試段回流液或返出液回收，酸化泵用于將測試介質(zhì)泵送進實驗流程，可調(diào)式節(jié)流閥可以對回流管路過流面積進行調(diào)節(jié)從而調(diào)節(jié)測試段的排量，流量計、壓力計等采用數(shù)字采集系統(tǒng)，分別測試經(jīng)過測試段的排量Q、入口壓力P1、和出口壓力P2，通過將測試段前后壓力求差可以算出測試段壓差ΔP。

圖1 AICD地面實驗流程圖

3.1 實驗過程

流花11-1油田主區(qū)地層原油粘度為46.5～102.1mPa·s，采用該油田采出原油，添加適量柴油在攪拌罐中進行均勻攪拌，形成實驗所需45mPa·s油、105mPa·s粘度純油后靜置。

（1）關(guān)閉2號節(jié)流閥及回流閥，采用自來水進行設(shè)備試壓及測試，測試壓力10MPa；

（2）導通測試流程，開泵后緩慢調(diào)節(jié)回流閥，測試純水下工具出入口端壓力及排量；

（3）測試工件在45mPa·s油、105mPa·s粘度純油介質(zhì)下的流量和壓力數(shù)據(jù)；

（4）測試工件在45mPa·s油不同含水率情況下的流量和壓力數(shù)據(jù)；

（5）測試工件在105mPa·s油不同含水率情況下的流量和壓力數(shù)據(jù)。

3.2 實驗數(shù)據(jù)

壓力和流量采用數(shù)字采集系統(tǒng)，不同介質(zhì)條件、不同壓力等級下各采集5min，每間隔10s采集一次數(shù)據(jù)，將采集到的流量和壓力數(shù)據(jù)點集經(jīng)過求均值處理后，按照指數(shù)回歸法繪制測試曲線（圖2～圖4），分析AICD對不同粘度純油和油在不同含水率情況下的控流效果。

測試結(jié)果表明，針對流花11-1油田油樣：

（1）在同壓差下，純液介質(zhì)粘度越高，流經(jīng)AICD的排量越大，高粘度油和水的最高排量比率7.6倍，表現(xiàn)出明顯的自適應(yīng)增油特性；

（2）在粘度分別為該油田最低粘度45mPa·s和最高粘度105mPa·s時，在同壓差下，油水混合物含水率越高，流經(jīng)AICD的排量越小，表現(xiàn)出明顯的自適應(yīng)控水特性；

（3）105mPa·s原油在含水率最高98%情況下，等效粘度在3.08mPa·s的情況下，能和水形成1.6倍的排量比率關(guān)系，表明該工具在該油田高含水井仍能體現(xiàn)出一定的控水效果。

圖2 純水、45mPa·s油、105mPa·s油測試數(shù)據(jù)

圖3 45mPa·s原油在20%、65%、80%、93%含水率下測試數(shù)據(jù)

圖4 105mPa·s原油在20%、50%、80%、98%含水率下測試數(shù)據(jù)

4 控水效果模擬

定義AICD控水工具的理論模型是一個與油藏流體性質(zhì)、產(chǎn)液強度、工具性能相關(guān)的方程[8]，如下所示：

式中：g、h、i、d、e、f——指數(shù)因子；

α——流相中各相所占的體積分數(shù)；

ρcal——校準密度，kg/m3；

μcal——校準粘度，Pa·s；

a、x、y——AICD強度因子；

b、Q——混合體積流量，m3/s。

根據(jù)表實驗數(shù)據(jù)，結(jié)合流花11-1油藏相關(guān)流體參數(shù)，利用公式（1）、公式（2）、公式（3）聯(lián)立求解AICD強度因子，得出a=1.49×10-5,x=2.39，y=0.53。

以流花11-1油田的某井作為目標井進行控水效果模擬，該井為8-1/2″裸眼水平井，水平段長820m，截至2016年因機械設(shè)備故障停產(chǎn)前，該井日產(chǎn)液1133m3，日產(chǎn)油28.9m3，含水率高達97.4%。油藏模型顯示，該井滲透率變化范圍在75～650mD之間，滲透率分布呈現(xiàn)出先逐漸減小后逐漸增大的趨勢，從跟端到趾端，距水平井跟端20m處滲透率值達到最小，最小值為75mD，趾端滲透率達到最大，最大值為650mD，含水飽和度在0.3～0.6之間變化較明顯，存在高滲段高含水、低滲區(qū)域含油富集的現(xiàn)象。

根據(jù)滲透率和含水飽和度沿水平井筒的分布情況，將水平井筒細分為4段，每一段作為一個相對獨立的流動單元，分別為 2240～2410m、2410～2585m、2585～2930m、2930～3060m。各分段內(nèi)設(shè)置不同數(shù)量的AICD，抑制高滲透率高含水段位置產(chǎn)液量，提高低滲透高含油段產(chǎn)油量，從而降低該井整體含水率。對該井使用AICD控水措施后生產(chǎn)情況進行模擬，油藏動態(tài)模擬結(jié)果顯示，AICD引入后底水上升剖面在一定程度上實現(xiàn)了均衡，起到了明顯的抑制水錐突進的作用（圖5）。

圖5 引入AICD后流入剖面

單井靜態(tài)模擬結(jié)果如表2所示，該井引入AICD后，按照日產(chǎn)油保持28.9m3/d的生產(chǎn)制度，日產(chǎn)水降低了671m3/d，有明顯的控水效果；按照日產(chǎn)液保持1133m3/d的生產(chǎn)制度，整體含水率從97.45%降到92.84%，降低了4.6%，日產(chǎn)油增加了52.2m3/d，增幅達180%，經(jīng)濟效益顯著。

表2 某井AICD控水效果模擬

5 結(jié)論

（1）本研究以流花11-1油田為研究對象，理論分析結(jié)合物模實驗進行了自適應(yīng)控水技術(shù)可行性研究，研究表明針對流花11-1油田高含水井實施自適應(yīng)控水技術(shù)能有效控水增油，提高單井產(chǎn)能，自適應(yīng)控水技術(shù)對礁灰?guī)r油藏具有較強的適用性；

（2）自適應(yīng)控水技術(shù)尚未在該油田應(yīng)用，流入控制裝置的實際控水效果需結(jié)合具體的使用條件，裝置入井后受多種因素影響，更需要克服高溫、高壓、腐蝕、不清潔流體等苛刻的環(huán)境，本文僅從適用性研究進行了相關(guān)論證，實際控水效果有待進一步驗證；

（3）南海礁灰?guī)r油藏高含水井呈現(xiàn)快速增長趨勢，在油井完井階段或者生產(chǎn)后期采取有效的控水增油工藝技術(shù)，能有效地提高油田采收率，自適應(yīng)控水技術(shù)具有良好的應(yīng)用前景。