渤海油田水平生產(chǎn)井控水及泥巖封堵技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用

石張澤，劉國振，龍江橋，楊子，張帥

中海石油（中國）有限公司 天津分公司 （天津 300459）

水平井作為油藏開發(fā)新技術(shù)，可以通過擴(kuò)大油層泄油面積來提高油井產(chǎn)量，改善油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。然而，水平井也有其固有的缺陷，因?yàn)榫砼c油藏平行，水平井見水后，含水率迅速上升，產(chǎn)油量急劇下降，就有可能使油井形成“水淹”。因此如何精確地找出出水層位，并對其采取行之有效的控水措施則變得尤為重要[1]。而利用常規(guī)堵塞的方式卡堵泥巖段，或采用射孔、酸化等方式解堵，或是采用常規(guī)控水方法，均不能從根本上解決問題，因而嘗試應(yīng)用連續(xù)封隔體控水及泥巖封堵技術(shù)。經(jīng)現(xiàn)場作業(yè)實(shí)踐驗(yàn)證，該技術(shù)能成功實(shí)現(xiàn)防砂、控水增油和防堵等目的。

1 井況概述及生產(chǎn)狀況分析

1.1 井況信息

BZ34-1X 井是渤中34-1油田主體塊2/3井區(qū)的一口水平生產(chǎn)井，自2015 年投產(chǎn)后，頻率由30 HZ逐漸提高至50 HZ后，其產(chǎn)液量明顯提升的同時(shí)，含水率也迅速突破，由提頻前的2%漲至75%，化驗(yàn)氯根為721 mg/L，判斷油井產(chǎn)水為地層水，且生產(chǎn)期間流壓持續(xù)下降。根據(jù)油藏地質(zhì)資料分析，該砂體儲量規(guī)模小，且衰竭開發(fā)。經(jīng)靜壓測試，基準(zhǔn)面靜壓較原始地層靜壓下降2.21 MPa。單井計(jì)量曲線如圖1所示。

1.2 生產(chǎn)狀況分析

由圖1 可知，產(chǎn)液量持續(xù)降低至80 m3/d 且生產(chǎn)壓差高達(dá)11 MPa；在末期生產(chǎn)中含水率高達(dá)88%，直接導(dǎo)致該井采出程度低，浪費(fèi)大量剩余油潛能。經(jīng)分析原因可能有以下幾個方面。

1）地層物性差。生產(chǎn)段油層厚度178 m，其中170 m滲透率為2.5×10-3μm2，屬于高滲、特高滲儲層。該井測井解釋成果詳見表1。

2）地層能量不足。關(guān)井時(shí)靜壓能恢復(fù)到接近地層原始壓力。該井檢泵作業(yè)后，流壓持續(xù)下降至3.59 MPa。由于該井所屬砂體儲量規(guī)模小，且衰竭開發(fā)，經(jīng)進(jìn)行靜壓測試：基準(zhǔn)面1 450 m處靜壓12.29 MPa，較原始地層靜壓下降2.21 MPa。

圖1 BZ34-1X油井單井計(jì)量曲線

表1 BZ34-1X井測井解釋成果

3）篩管堵塞。投產(chǎn)初期同樣產(chǎn)液量80 m3/d 情況下，生產(chǎn)壓差減小至1.7 MPa，產(chǎn)液量急劇下降，井底流壓也急劇下降，也即生產(chǎn)壓差反而急劇增加。可見提液加重了堵塞。測井解釋結(jié)果顯示：裸眼段的趾端有大量泥巖段，生產(chǎn)段趾端也有30 m 泥巖段。生產(chǎn)過程中，泥巖被地層水?dāng)y帶，沿井筒軸向運(yùn)移，在地層水被產(chǎn)出的過程中，泥巖不斷堵塞篩管。

2 技術(shù)思路及概況

2.1 傳統(tǒng)技術(shù)

常規(guī)防止堵塞方法有：卡掉泥巖段，使生產(chǎn)段中的泥巖段沒辦法封卡；射孔、酸化等解堵，但是有效期短，未解決根本問題（泥質(zhì)運(yùn)移）；常規(guī)控水方法，找到出水點(diǎn)，然后封卡，但不知原井出水點(diǎn)具體位置，同時(shí)篩管外的竄槽無法封卡。

2.2 難點(diǎn)分析

該井水平段篩管長度達(dá)240 m，原裸眼段尾部鉆遇133 m 泥巖且未有效封固，油井出泥嚴(yán)重；且于停泵生產(chǎn)前期含水呈臺階式上升，推測局部出水可能性大。

2.3 水平井ICD控水技術(shù)

ICD（Inflow Control Device）控水工藝技術(shù)通過延緩和控制底水錐進(jìn)來實(shí)現(xiàn)提高最終采收率的目的，并在油田開采中取得了良好的效果[2]。它是一種被動的井筒流入控制設(shè)備，通過在環(huán)形空間與基管之間產(chǎn)生流體過流的附加壓降，調(diào)節(jié)水平段的砂面壓力分布，從而獲得相對均衡的產(chǎn)液剖面，最終達(dá)到調(diào)剖控水的目的[3]。

目前國內(nèi)外有很多種不同類型的ICD，其控水原理為利用增大流體摩擦阻力或者限流來實(shí)現(xiàn)降低流體壓力的結(jié)果[4]。ICD 對水平井進(jìn)行分段，段與段之間通過封隔器隔開，形成彼此獨(dú)立的流動單元、壓力單元，每段的總壓差ΔPTOT由2部分組成：一個是ICD產(chǎn)生的流量調(diào)節(jié)摩阻ΔPTCD，另一個是實(shí)際流動壓差ΔPFLW，越大則該段流量越大，反之越小[5]。

式中：ΔPTOT為各段的總壓差，大小等于油藏壓力與水平井筒內(nèi)部壓力之差，MPa；ΔPTCD為某段 ICD 產(chǎn)生的附加摩阻，大小與該段的流量成正比，MPa；ΔPFLW為某段實(shí)際流動壓差，大小等于ΔPTOT與ΔPTCD之差，MPa；CU為控制閥的限流常數(shù)；ρ為混合流體的密度，kg/m3；qm為混合流體的流速，m3/s；AC為控制閥的過流面積，㎡；CV為控制閥的無量綱流動系數(shù)。

式（1）可變形為：

式（3）是ICD 技術(shù)調(diào)節(jié)流量平衡的基礎(chǔ)原理關(guān)系式。ICD 根據(jù)每段摩阻特征曲線和流入流量的大小，調(diào)整該段摩阻ΔPICD的大小，從而達(dá)到調(diào)整該段實(shí)際流動壓差ΔPFLW的目的。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

該井水平段篩管長度達(dá)240 m，原裸眼段尾部鉆遇133 m 泥巖且未有效封固，油井出泥嚴(yán)重；且于停泵生產(chǎn)前期含水呈臺階式上升，推測局部出水可能性大，計(jì)劃對該井水平泥巖段進(jìn)行封堵并對剩余井段實(shí)施控水，以解決油井出泥和油井高含水問題。該井完井采用篩管完井方式，當(dāng)進(jìn)入中高含水階段后，基于當(dāng)前海上油田控水技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r，創(chuàng)新引入ICD 控水技術(shù)，施工步驟及結(jié)構(gòu)如圖2、圖3、圖4所示。

在起出原井普通合采生產(chǎn)管柱，在原井Φ177.8 mm 優(yōu)質(zhì)篩管中進(jìn)行射孔作業(yè)，再在其內(nèi)腔下入Φ88.9 mm ICD 控水篩管。連續(xù)封隔體控水防砂管柱結(jié)構(gòu)包括：Φ88.9 mm 裸眼循環(huán)閥+Φ88.9 mm 控水篩管+Φ88.9 mm 盲管+定位延伸筒+下部延伸筒+滑套密封筒+充填滑套+上部延伸筒+頂部封隔器+坐封工具。并充填較常規(guī)陶粒比重小且比原井篩管擋砂精度更高的陶粒，最后再下入新的普通合采生產(chǎn)管柱。

圖2 地層泥堵塞防砂管

圖3 射孔后ICD控水

圖4 控水篩管阻擋泥質(zhì)運(yùn)移

BZ34-1X 井封隔體控水防砂作業(yè)，施工順利完成。連續(xù)封隔體開始充填，排量510 L/min，返出排量284 L/min，充填起始壓力4.37 MPa，充填最高壓力5 MPa；充填結(jié)束排量101 L/min，返出排量56 L/min，充填壓力5 MPa，符合設(shè)計(jì)要求。累積加砂量5.9 m3，反循環(huán)砂量0.7 m3，實(shí)際充填砂量5.2 m3。理論計(jì)算環(huán)空容積4.8 m3，充填率100%。施工曲線如圖5所示。

4 關(guān)鍵技術(shù)及創(chuàng)新點(diǎn)

圖5 BZ34-1X井連續(xù)封隔體充填作業(yè)施工曲線

4.1 篩管內(nèi)射孔

為保障油井投產(chǎn)后的產(chǎn)能，盡可能增大井筒滲流通道，減少機(jī)械表皮影響及流體流經(jīng)篩管時(shí)產(chǎn)生的壓降，創(chuàng)新采用了篩管內(nèi)射孔措施。原完井時(shí)下入Φ177.8 mm優(yōu)質(zhì)篩管，其內(nèi)腔最小內(nèi)徑為Φ157.1 mm，考慮到該井篩盲管均出入水平段（最大井斜91.4°），且水平長度較大，為保障射孔作業(yè)后能及時(shí)將長達(dá)約200 m 的射孔槍安全起出水平段，防止卡槍造成復(fù)雜事故，遂采用Φ88.9 mm 射孔槍（孔密20 孔/m，相位60°/120°；GH40RDX25-2 射孔彈，孔徑16 mm，穿深560 mm）。經(jīng)現(xiàn)場作業(yè)實(shí)踐，該小尺寸槍既規(guī)避了卡槍造成的工程風(fēng)險(xiǎn)，又達(dá)到了油井增產(chǎn)的目的。

4.2 充填陶粒優(yōu)選

陶粒支撐劑是以傳統(tǒng)制陶工藝為基礎(chǔ)制備的球狀顆粒，主要以鋁礬土為原料，添加其他輔料，經(jīng)制粒、燒結(jié)而成，是一種人造支撐劑[6]。而體積密度作為陶粒壓裂支撐劑的主要性能指標(biāo)之一，有其重要的意義。陶粒壓裂支撐劑的主要性能指標(biāo)詳見表2，作業(yè)采用了比常規(guī)陶粒體積密度更小的陶粒，1.04 g/cm3。

4.3 形成一套適用于渤海油田的穩(wěn)油控水技術(shù)

考慮海上油氣田的特殊性，結(jié)合渤海油田非均質(zhì)性強(qiáng)、油層較厚、原油黏度大、油水流度差異大等特點(diǎn)，結(jié)合實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，初步形成一套適用于渤海油田的穩(wěn)油控水大修技術(shù)方案。該方案從深化地質(zhì)油藏認(rèn)識、射孔方案優(yōu)化、儲層保護(hù)、投產(chǎn)管理等方面入手，包括了從前期調(diào)研、方案編制、工藝細(xì)化、技術(shù)實(shí)施到開發(fā)管理等全過程，形成了一個具有井下作業(yè)特色的穩(wěn)油控水方法，為以后類似井況作業(yè)拓寬了作業(yè)思路。

表2 陶粒壓裂支撐劑的主要性能指標(biāo)

4.4 形成一套控水及泥巖封堵作業(yè)流程

通過多口井成功實(shí)施，目前已形成一整套控水及泥巖封堵作業(yè)流程。收集作業(yè)區(qū)域概況、構(gòu)造情況，獲得“孔、滲、飽”資料，從鉆井資料得到物性、流體性質(zhì)、井的參數(shù)及預(yù)測產(chǎn)能等，再通過軟件模擬井筒滲流狀況，選擇合適的工藝及施工方案，經(jīng)過現(xiàn)場施工、投產(chǎn)并跟蹤反饋，改進(jìn)軟件模擬參數(shù)及設(shè)計(jì)方案，對后續(xù)作業(yè)進(jìn)行優(yōu)化。作業(yè)流程如圖6所示。

圖6 控水及泥巖封堵作業(yè)流程圖

5 結(jié)論

1）由于水平井本身?xiàng)l件所限，采用傳統(tǒng)工藝技術(shù)進(jìn)行控水及泥巖段封堵不能從根本上解決問題，因其油層滲透率具有非均質(zhì)性，會造成大面積水淹，在水平段形成水錐，導(dǎo)致產(chǎn)水量持續(xù)上漲。

2）水平井采用ICD 控水完井方式，可實(shí)現(xiàn)控水、防泥及防砂等多種作業(yè)目的，其成功的作業(yè)經(jīng)驗(yàn)具有較高的應(yīng)用價(jià)值及推廣價(jià)值。