渤海XX 油田防砂控水完井設計研究及案例分析

孫帥帥 趙成龍 王瑞祥 張啟龍 石磊

（1、中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459 2、中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459）

渤海XX 油田的主要含油層系發育于新近系明化鎮組，儲層物性好，儲層滲透率隨孔隙度增大而增大，儲層具有特高孔、特高滲的儲集物性特征。儲層內部非均質性極強，其滲透率變異系數達到0.855，使得該地區水平井在生產過程中，極易出現地層水或注入水沿高滲條帶快速突進的問題，最終造成水平井高含水低效生產，儲層整體動用情況差。同時明化鎮儲層為膠結疏松易出砂地層，早期探井對明化鎮組井下測試時，起出篩管發現防砂管外部被泥砂堵塞，表明該段儲層易出砂，且存在泥堵風險。

該油田防砂多采用防砂篩管完井，但仍存在因篩管沖蝕破損導致出砂停井的情況，進一步證明該油田的非均質程度高，存在局部高液量沖蝕，加劇出砂問題，該區域生產井存在篩管沖蝕破損的風險。該油田存在控水、防砂、防堵、防篩管沖蝕的需求，且目前并無成熟的完井技術能夠同時滿足這四種需求，因此選擇該油田作為連續封隔體技術控流方案設計實驗的目標油田。

1 連續封隔體技術一體化完井的作用機理

連續封隔體技術主要包括三大硬件：懸掛封隔器、ICD 控流篩管及連續封隔體顆粒。完井結構示意圖1 所示。該技術可以實現雙層防砂，控流篩管上的過濾套具有防砂功能，與優質篩管的防砂機理相同，同時封隔體顆粒環等同于礫石充填環，同樣具有防砂功能，并且這種顆粒的真實密度僅為1.05g/cm3，較常規陶粒更輕更易被攜砂液攜帶充填，實現更緊實的充填效果，防砂效果更佳。連續封隔體環還具有支撐井壁、避免泥巖段井壁垮塌的作用，同時還可以起到過濾作用，使得泥巖段泥質顆粒運移受限，避免影響出油段生產[1]。

圖1 連續封隔體技術完井結構示意圖

連續封隔體的控水功能主要通過對兩個方向的流動控制實現。ICD 控流篩管可以給高液量（高滲段、出水段）提供一個較大的回壓，減少高液量段的徑向流入。高液量段流體被徑向限流后將產生在井壁和篩管環空內沿軸向向兩側竄流的趨勢，此時連續封隔體起到管外封隔器的作用，起到限制軸向竄流的目的。兩個方向的流量控制最終實現抑制高液量段產出的作用，在泵頻不變的條件下，提高低液量段（低滲段、出油段）的動用。均衡產液剖面后，對新井可起到延長無水采油期的作用，對老井可起到抑制地層水產出的作用，緩解地層內水竄導致的油水矛盾，提高產油量。

2 連續封隔體完井方案設計研究

2.1 防砂精度設計

通過分析渤海XX 油田探井的測井資料，分別計算出不同儲層段對應的聲波時差、B 指數和S 指數。根據《海上油氣田完井手冊》判斷，該井區聲波時差高于出砂臨界值，B 指數和S 指數均處于出砂臨界點。總體來看，該井區儲層巖石強度低，生產過程中有出砂風險[2]。

明化鎮地層砂粒度分析數據表明，NmⅡ、NmⅢ、NmⅤ地層砂均質系數>5，為不均質地層砂，出砂風險較大，連續封隔體技術具有較好的適用性。對NmⅢ～Ⅴ粘土礦物含量以及蒙脫石在粘土礦物中的相對含量進行分析，明化鎮NmⅢ、Ⅳ儲層粘土礦物中，蒙脫石相對含量高，表現為吸水易膨脹，砂體內泥質含量較高，平均>10%，泥質堵塞風險較高[3]。

根據防砂方式選擇圖版，見圖2，結合其周邊井防砂和生產情況，綜合考慮蒙脫石含量、鄰井泥質含量等，利用連續封隔體技術中的封隔體顆粒充填防砂、防堵。參考渤海XX 油田探井儲層巖心粒度分析報告，地層砂d50為90～252μm，因此充填砂D50 為530～636μm，根據粒度數據分析，封隔體顆粒充填尺寸應選擇20～40 目，結合前期老井防砂精度，對應優質篩管擋砂精度選擇120μm。

圖2 防砂方式選擇圖版

2.2 ICD 控流強度設計

連續封隔體技術ICD 控流強度設計需要平衡到油井后期提液需求及前期的控水需求。連續封隔體技術完井的生產壓差包括地層壓降及ICD 壓降（見式（1）），單根篩管過流量越大其ICD 所產生的壓降越大。

為平衡高含水期的提液能力及低含水期的控流能力，ICD 壓降應占整體壓降的一個合理范圍。在以最高液量生產時，ICD 壓降及地層產生的壓降恰好等于最大生產壓差，則ICD 壓降值較為適合。但每一個ICD 所產生的附加壓降不同，由于儲層的非均質特征造成產液剖面不均衡，局部高液量生產，高液量段所對應的ICD 回壓大，低液量段則回壓小。但在實際計算中，無法得知各ICD 篩管流量的分布情況，只能將產液量平均到每根ICD 篩管，以算取平均流量下的ICD 壓降，此時的ICD壓降明顯要較實際生產中小。因此在最高液量生產情況下的平均流量ICD 壓降加上地層壓降應小于設計最大生產壓差。

設油層能提供的最大生產壓差與最大液量下實際儲層消耗的壓降之差為最大ICD 壓降（式（2）），此時平均流量下的ICD 壓降應小于ICD 最大壓降。

設平均流量下的ICD 壓降與ICD 最大壓降之比為α（式（3）），α 值的大小與儲層的產液剖面不均衡程度相關。當生產段產液量差異較大時，為了滿足最大液量的需求，則α 應選取較小值，否則會造成ICD 壓降過大，在儲層所能提供的最大生產壓差下無法實現最大產液量。

以該區域X2 井為例，其設計最高液量為300m3/d，最大生產壓差為5.3MPa。該井水平段長度為303 米，每根篩管10 米對應1 套控流裝置，共30 套控流裝置。最大液量平均到每套控流裝置上是10m3/d。借用X2 井的鄰井米采液指數，計算最高液量下X2 井地層內壓降為1MPa，則ICD 壓降上限為4.3MPa。

目標油藏層內滲透率分布很不均勻，20%的高滲透區域滲透率貢獻高達75%，變異系數大于0.8，表明油藏儲層平面、層間及層內都存在很嚴重的非均質性。因此對于目標井X2 井其α 值應選取較低值，根據統計規律，該井α 值在0.3 附近較為適合。

根據平均ICD 篩管上的最大液量10m3/d，反算不同ICD 型號所產生的壓降，再除以ICD 最大壓降4.3MPa，得到不同型號ICD 對應的α 值，FA 型控流裝置的α值最接近0.3，因此目標井X2 井選用FA 型號控流裝置。

2.3 ICD 配管分布設計

以X1 井為例，該井為同層側鉆井，原井眼水平段長150m，目標井X1 井水平段長325m，新井眼距離老井眼近，與原井眼重合段距離小于8m。原井眼側鉆前已經高含水，原井眼側鉆前低效生產，日產液176m3，日產油6.0m3，含水96.6%。認識到原井眼側鉆前已特高含水，且原井眼距離新井眼很近，與原井眼重合段為目標井X1井潛在出水風險點。

另外原井眼以打水泥塞形式棄井，水泥受重力分異影響會存在沉降造成原井眼水泥塞封隔不完全。如在與老井眼重合段存在因儲層非均質性造成的高液量段，在目標井生產過程中，其對應的ICD 篩管會形成較大的回壓，則此時高液量段的產出液會通過原井眼水泥塞竄槽軸向竄流至于新井眼距離較近的井段，影響目標井生產（見圖3）。因此老井眼自身及新井眼與老井眼距離最近的井段都成為出水的風險點。

圖3 原井眼竄流示意圖

根據目標井出水風險分析及核磁測井解釋結果，控流方案采用分段限流設計，主要限制跟部產出，同時兼顧其他井段的可能的局部出水風險點，保證其投產效果。在與老井眼重合段根端采用盲管封堵；在重合段尾部電阻稍高的井段采用強控流，限制其產液水平以降低其產水能力，又能對剩余油有一定動用；在非重合段，電阻較高，含油性較好，采用弱控流，增高該井段對整體產液的貢獻，提高產油量。

3 實驗井生產效果分析

連續封隔體完井方案設計實驗在渤海XX 油田共實施3 口井，分別為X2 井2020 年5 月投產；X3 井2021 年6 月底投產；X1 井2021 年6 月初投產。

3.1 實驗井防砂、防篩管沖蝕效果分析

X1 井原井眼因多次出砂、篩管破損及高含水關停。油井出砂后會造成產能降低，而篩管破損會導致含水率突升及短暫的產能快速升高，進而造成出砂問題嚴重，沙埋井筒。選取X1、X2 和X3 井作為實驗井，進行連續封隔體作業投產后均能正常生產，井口持續檢測無砂，防砂成功。生產動態平穩，低含水率生產，無篩管破損等生產事故發生。

目標儲層泥質含量較高（>10%）,且目標井X3 井生產段包括31 米泥巖段，生產井泥堵風險極大。油井泥堵后會造成采液指數的持續下降，甚至造成死井。3 口實驗井投產至今，采液指數穩定，證明未發生泥堵問題。

3.2 實驗井控水效果分析

3 口實驗井投產至今均處于低含水期，投產后生產效果均遠優于配產，平均延長了無水采油期187 天/井，實現日增油53.96 方/天/井，見表1。以X2 井為例，其累油含水曲線對比圖4 可以看出，相同累產油下，目標井含水率遠低于同區塊鄰井。該井目前日產油水平是原井眼的3 倍，含水率僅為原井眼的1/10；其無水采油期長達418 天，其對比鄰井平均無水采油期僅為55 天。目標井X2 應用連續封隔體技術控水增油效果顯著，有效延長無水采油期。

表1 渤海XX 油田連續封隔體實驗井實際生產與設計對比

圖4 X2 井與鄰井累油含水曲線對比

而X1 井受原井眼影響，生產段大面積水淹條件下，保持較高日產油水平無水生產，連續封隔體控水增油效果顯著，見圖5，日產油由6m3/d 增加到84m3/d。

圖5 X1 井實際投產與原井眼關井前比較

4 結論

4.1 連續封隔體技術在渤海XX 油田應用的成功，證明該技術對渤海XX 油田存在很好的適用性，為渤海XX 油田以及類似區塊提供了新的完井技術思路。連續3口井的較好應用效果同樣標志著控流方案實驗的成功，為連續封隔體技術的后續應用提供了有效的方案設計手段和支撐。

4.2 通過對連續封隔體控流方案的實驗，可以得知加強對連續封隔體技術的方案設計研究可以有效提高其應用效果，在方案設計階段要不斷結合地質、油藏、鉆井、測井等資料，并根據實際完鉆情況對具體問題進行具體分析。

4.3 該完井設計方案流程為保障油田穩產增產、提高最終采收率提供技術支撐，對延緩油田遞減，保持產量穩定具有重要的意義。