海上C-AICD+抑制體智能控水技術研究與應用

孫龍波，肖 波，劉賢玉，鄧華根，謝茂成

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東湛江 524057）

水平井由于具有提高泄油面積、減少鉆井數、提高產能等諸多優點，廣泛應用于我國海上淺水和深水油田開發[1-3]。但對于邊/底水油藏而言，水平井在開發生產過程中油水界面逐年抬升，產液剖面很難均衡，一些不合理的生產制度有時甚至會造成局部水錐[4，5]，控水作業困難，導致油田采收率急劇下降，嚴重制約了海上油氣田穩定高效的開發，影響了油田生產的綜合效益。

針對海上邊/底水油藏而言，采用合理高效的控水技術是保障油田穩定高產的關鍵[6]。常用的變密度篩管控水、中心管控水、ICD 篩管控水以及AICD 篩管控水技術[7-9]都不能在油田生產全過程高效控水，控水能力有限，不能有效解決邊底水油藏控水的突出問題。為了解決該問題，引入C-AICD+輕質抑制體智能控水技術，無需使用封隔器就能實現分段控水，可實現全周期井筒產油最大化，在潿洲A 油田進行了現場應用，作業順利，取得滿意的穩油控水效果。

1 C-AICD+抑制體智能控水工藝

1.1 工藝原理

傳統的ICD[7]為被動限流裝置，通過增加附加壓降來限制流量，其限流能力是固定的，存在生產后期油井見水后不能自動調整的缺點；傳統的AICD[8，9]通過流體黏度的變化來調節閥門的開度，高黏度流體閥門開啟程度大，低黏度流體開啟閥門開度小，進而實現暢水限油的目的，但在生產初期未見水前，限流效果較差，不能平衡油水界面，兩種方法都無法滿足生產全過程控水的要求。C-AICD 作為一種復合型控水裝置[10，11]（見圖1），充分融合AICD 與ICD 的優勢，復合篩管在生產早期可通過ICD 平衡油水界面，后期通過AICD 抑制高含水層段（見圖2、圖3），可實現“早期限流，后期抑水”的目的。

圖1 復合控水篩管C-AICD 結構示意圖

圖2 C-AICD 早期控水示意圖

圖3 C-AICD 后期控水示意圖

傳統的控水方式常常要結合常規封隔器，根據地質條件的不同分段控水，而C-AICD+抑制體智能控水技術通過抑制體充填環空，實現連續封隔，防止環空竄流，細化控水單元，實現了全井段的精細調控；同時抑制體可擠注裂縫，抑制優勢通道，防止裂縫水竄，降低局部突進。能夠有效杜絕常規封隔器只能建立有限封隔倉，無法應對多段非均質地層，封隔倉內物性差異大，環空竄流，不能有效平衡產液剖面等問題。

1.2 管柱組合

C-AICD+抑制體智能控水防砂工藝外管柱（自下而上）為浮鞋+變扣+盲管短節+MTB82 防液鎖密封筒+C-AICD 控水篩管+盲管+MTC101 密封筒+FS152-101封隔器+服務工具+鉆桿；內管柱結構（自下而上）為定位到密封環+密封桿+上短節+無接箍沖管+無接箍沖管短節。

2 主要工具及材料

2.1 抑制體

抑制體為一種SE-C005 SCOP 聚合物（見圖4，表1），粒徑范圍在212～1 180 μm，清潔無雜質，對地層無污染，可用于H2S/CO2環境，圓度、球度以及堆積滲透率高，具有親油疏水特性，充填到需要控水的井段，能夠有效提高調流控水精度，實現無限級控水，且無需下入封隔器分段控水，大大減小管柱下入風險。在水平段調流控水篩管與井壁之間的環空充填聚合物抑制劑，在井筒中產生各向同性的流動阻力，其親油疏水特性，抑制了邊底突進并保持較高的原油通過能力，且抑制體強度高，避免了地層擠壓破碎導致滲透率下降。

表1 新型聚合物抑制體性能參數

圖4 新型聚合物抑制體

2.2 C-AICD 復合篩管

所使用的C-AICD 復合篩管直徑為101.6 mm，材質為1Cr-L80，濾網材質為ss316，扣型為LTC。防砂精度為120 μm，根據儲層的非均質性和控水要求，使用的復合篩管有2 孔、3 孔、4 孔以及6 孔。其結構分為內流控制部分和過濾部分，內流控制部分由AICD 和ICD組合而成，能夠實現自動控水。

2.3 FS152-101 封隔器

FS152-101 封隔器為管內投球式液壓坐封，坐封壓力8.274～15.168 MPa，壓力等級為34.474 MPa，溫度等級為180 ℃。通過投入32 mm 坐封球，利用固井泵送球到位后逐步打壓至坐封壓力，穩壓15 min 剪切銷釘，坐封封隔器；關閉萬能防噴器，環空加壓，驗封封隔器。

2.4 密封桿

密封桿材質為35CrMo，長度為2 850 mm，其接于篩管下端和防砂管柱一起下入井內至插入密封筒后，通過管柱的長度以及鎖緊套判斷，驗證密封桿插入密封筒內，密封原理為硫化環密封。

2.5 其他工具

其他工具主要有：浮鞋、磨銑延伸筒、S101A 型充填滑套、K114 型快速接頭、MTB82 防液鎖密封筒、SF73A 型防抽吸閥以及DWA73 型定位工具等。

3 施工步驟

（1）下防砂管柱。下入防砂管柱，下入最后一根101.6 mm NU 盲管，測上提下放懸重，用卡瓦座于井口，在盲管母扣上安裝通孔護絲，安裝下沖管工作臺，更換吊卡；下入內服務管柱，測沖管上提下放懸重，連接試插入沖管，下放密封桿至底部防液鎖密封筒內，下壓2 t 試探到位后，拆甩試插入沖管并根據井口方入調配沖管長度，確保插入到位，并連接充填工具總成，打通浮鞋。

（2）正替完井液。下到位后，先用軟管將鉆具內灌滿完井液，再接頂驅上提管柱至中和點坐卡瓦，小排量正循環完井液打通，循環正常后，接循環頭用泥漿泵替入完井液，將整個井筒替成完井液，控制排量不超過0.5 m3/min，洗井壓力不超過3.447 MPa，循環期間更換長吊環。記錄排量和壓力，泥漿工程師計算替入量并觀察返出情況，返出干凈完井液后即可停泵。

（3）防砂管線試壓。地面防砂準備打砂主管線、泥漿泵相關管線、方井口、返出至沉砂池等管線，設置防砂泵出口的安全閥壓力為20.684 MPa，防砂泵試運轉并用海水清掃干凈防砂管線，然后打入完井液走方井口及打砂主管線通水，觀察返出持續清潔后對流程試壓；試壓2.068 MPa×5 min，27.579 MPa×15 min，試壓合格后，校正相關電子傳輸設備參數。

（4）坐封封隔器。投32 mm 鋼球等待20 min，泥漿泵泵送坐封球（泵速控制在0.16 m3/min）至鉆桿升壓，起壓后迅速停泵，避免撞擊球座；正打壓3.447 MPa×1 min 穩壓；繼續打壓至8.274 MPa×5 min；繼續打壓12.411 MPa×5 min；繼續打壓至17.926 MPa×10 min，泄壓至0；泵送球時，嚴格控制頂替排量在0.6 m3/min以內，避免壓力突升。觀察坐封壓力是否平穩，壓力若有波動則加長穩壓時間。

（5）驗掛、丟手、驗封。在坐封位置做標記“Z”，下壓10 t，過提10 t，管柱不移動則判斷坐掛成功；下放工具懸重至管柱中和點，正轉15～20 圈實施機械丟手，上提管柱判斷丟手；上提管柱0.5 m，灌滿環空后，關閘板防噴器，環空加壓3.447 MPa×1 min，繼續升壓至6.895 MPa×10 min 驗封，穩壓合格后緩慢泄壓。

（6）標記充填位置，反循環測試。驗封合格后，繼續上提工具0.5 m，至負荷顯示，然后繼續上提至負荷下降，下壓10 t 定位，并標記充填位置“CT”；從充填位置“CT”上提1.9 m 標記反洗位置“FX”，并在反循環位置，進行反循環測試，排量1、2、3、4 以及5 BPM 下，循環時間2～3 min，記錄循環壓力。

（7）充填摩阻及漏失測試，礫石充填作業。在充填位置進行充填通道摩阻測試和漏失，防噴器處于打開狀態，測試不同排量下的循環壓力和漏失量；在充填位置，返出經高架槽回泥漿池，經過對比泵排量和相應的返出排量，確定地層的漏失量，根據循環測試結果選擇充填排量；選擇合理充填排量，轉入充填作業。充填過程中泥漿工程師連續監測返出情況，前期返出經高架槽回泥漿池計量，專人監測返出是否含有抑制體。

（8）反洗井。當充填排量降至1 BPM，泵壓達到7 MPa，停止加抑制體、停泵，地面管線倒成反循環流程，保持防噴器關閉，開泵，迅速上提管柱至“FX”，用泥漿池1.03 g/cm3充填液反循環沖砂（排量1 300 L/min）至出口干凈無抑制體，返出回沉砂池。

（9）上提管柱起出服務工具，觀察懸重并隨時補充工作液，保持井筒液體高度。

4 技術關鍵

（1）采用密度與油層鉆開泥漿相同密度鹽水作為攜砂液體，設計充填砂選擇抑制體體積密度0.61 g/cm3，設計砂比4%。

（2）以C-AICD 篩管內外壓差為基準，計算初始充填排量，充填期間控制充填泵壓低于循環測試允許最大漏失壓力，當施工壓力超過該壓力限制時，采取階梯緩慢降排量，保證泵壓低于該臨界值，直至排量降至150 L/min；當流量降到150 L/min 時，立即啟動反循環洗井程序，如果地層漏失嚴重，循環測試返回流量小于150 L/min，則考慮堵漏措施。

（3）充填作業中要保證足夠的充填液供應，反循環期間要將管柱迅速提至反循環位置，期間要根據指令導好閥門，隨時觀察壓力及返出情況，各服務商要保持溝通，密切配合，不得隨意脫崗；管柱的整個下入過程中，要操作平穩，嚴禁猛提猛放，鎖死轉盤及頂驅，防止封隔器意外脫手。

5 現場應用

潿洲A 油田開發層位位于淺層角二段地層，油藏類型為構造加斷層，屬于強底水油藏，埋深淺，巖性疏松，泥質含量高。某井（參數見表2）為部署在構造高部位一口水平采油井，開采過程中容易引起底水突破，根部和趾部最易發生水淹。結合該油田的生產經驗，該井控水難度大，常規的ICD、AICD 應用效果較差，無法滿足生產全過程的控水需求，考慮使用C-AICD+抑制體智能控水技術，根據相應層段設計相應篩管孔密來降低底水錐進的風險，實現生產過程中的智能控水。

表2 潿洲A 油田某井基礎參數

5.1 C-AICD 完井生產管柱設計

基于前期油藏測井解釋以及射孔數據，根據地層滲透率大小以及油水飽和度等參數進行相應層段劃分，對完井管柱進行相應優化。

以該井為例，高風險段控水設計：前段2 458～2 496 m、中前段2 543～2 613 m，為低伽馬，鉆速高風險段，需要強力壓制，C-AICD 復合篩管設置為2 孔；2 496～2 543 m，屬于次高鉆速風險段，需重點關注和適當壓制，設置為3 孔；后段2 723～2 784 m 油藏分析距油水界面較近，需要壓制，設置為3 孔。特殊充填段設計：根部2 420.6～2 458 m 軌跡低、鉆速高，但為了進一步降低該段后期充填摩阻，提高充填效果，設置為4 孔；中后段2 611.4～2 659.2 m 非射孔段，設計為C-AICD（6孔）；低風險產油段設計：中后段2 659.2～2 723 m，為高井軌跡，低鉆速，次高伽馬低風險段，設置為6 孔，保證暢流。

全井段存在高風險控水段、特殊充填段以及低風險產油段三個不同的特征井段，通過強力壓制、特殊考慮、保證暢流等不同的應對方案，實現早期平衡產液剖面，后期自動抑水，起到最佳控水增油效果。

5.2 C-AICD+抑制體控水應用效果分析

油藏預測該井產油量39 m3/d，產液量104 m3/d，含水率77.6%，C-AICD+抑制體智能控水技術在該井成功實施后，導入油田生產測試，生產基本穩定，含水率進入相對穩定期，日產油較高，測試產液量穩定在149 m3/d，產氣量771 m3/d，含水率49%，相比于油藏預測含水率77.6%，含水率下降了28.6%，控水增油效果顯著。

6 結論

（1）C-AICD+抑制體智能控水技術，無需下入常規封隔器，就能實現環空封隔，防止環空竄流，實現全井段智能化精細化調控，同時可充填裂縫，杜絕裂縫水竄，降低了底水局部突進。

（2）C-AICD 復合篩管是結合了ICD 和AICD 控水優勢，實現全井段智能控水，現場應用發現相比于油藏預測含水率77.6%下降了28.6%，有明顯控水穩油效果。

（3）C-AICD+抑制體智能控水技術的成功實施，對北部灣后期開發過程中，角二段防砂和控水矛盾突出的問題提供了成功經驗，為后續增油上產、不斷突破創新提供了信心。