水平井防砂控水一體化技術在海上油田低產井治理的應用

◇中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 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的難題，特別是在疏松砂巖底水油藏的開發上，不僅要面對高含水治理的難題，更要對出砂問題一并治理，這對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，針對投產后的低產井出砂高含水治理的問題，介紹連續封隔體防砂控水一體化技術，結合工藝與油藏動態分析的認識，開展防砂控水一體化技術的現場應用。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識，在海上油田水平井防砂控水技術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種類較多，并且都比較成熟，但隨著工藝和工具的發展，和一體化施工能力的提升，以及油田生產面臨的的問題復雜程度提高，單一的技術已經不能滿足油田生產的需求，因此一體化技術的推進是勢在必行的。

海上C油田屬于疏松砂巖底水油藏，采用水平井開發，投產初期產量高，遞減速度快，無水采收期短，高含水的問題已經嚴重制約到了油田的開發。高含水階段采取高液量穩產的策略遇到了海上平臺流程處理量的限制，并且疏松砂巖采取高液量的生產，出砂現象已經頻繁出現，不僅影響單井的產能，而且地面大量的泥砂對過濾設備造成嚴重影響，不斷的出砂更加劇的了電泵不穩定生產，馬達堵轉卡泵等問題頻發，導致電泵運行壽命周期降低，檢泵工作增加帶來了成本的大大增加，如何有效防止儲層出砂和延緩底水上升成為油田急需解決的瓶頸問題。

2 連續封隔體防砂控水一體化技術原理

防砂原理：連續封隔體和ICD聯合防砂控水技術是一種新型的防砂控水一體化技術，采用的新型充填顆粒具有輕質密度，密度僅為1.05g/cm3，比常規充填的陶粒更輕，更容易被攜砂液充填，具有更高的充填效率和緊實的充填效果。連續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，防止固相顆粒運移。因ICD篩管的限流作用，充填作業的排量被一定程度的限制，若采用常規陶?；蚴⑸皩l生橋堵而提前脫砂的問題，因此必須采用易攜帶的低密度顆粒充填。低密度顆粒對比常規顆粒因其流動性強必然實現更好的充填緊實程度和更高的充填率。采用循環充填，但對比礫石充填技術省去了中心管（沖管）。當以一定排量充填時，因為ICD篩管具有限流作用，跟端ICD篩管因流量限制而憋壓，會自然使攜砂液克服沿程摩阻向趾端引流，實現全水平段環空充填。

控水原理：水平井若水平段存在明顯的滲透率極差，在一定的生產壓差下在水平段的動用程度是不均衡的，井口產水達到90%以上時，也會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，但對管外竄流的限制效果不理想，連續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，水平段分段采用ICD流入控制裝置可以給高滲產水段提供一個附加壓差，限制高滲段對應的高速水流的徑向流入，可以有效減緩底水錐進的速度，并且根據水平段滲透率分布情況采用不同限流閥值，減少對原油流體的限制，原理示意如圖1所示。最終實現均衡產液剖面、抑制水產出的目的，消除井筒內水竄導致的油水矛盾，提高產油量，從而實現降水增油的目標。

圖1 防砂控水一體化技術原理示意圖

3 低產井原因分析及治理對策

海上C油田A1H1井2018年投產，生產館陶組砂體，高孔高滲儲層，地層原油粘度3.6mPa.s，水平段長度276m，平均滲透率29.6%，平均滲透率5442mD，儲層鉆遇率83.3%，防砂方式采用優質篩管礫石充填。A1H1井投產初期有出砂跡象，現場取樣出砂量較少，生產情況：油壓4.61MPa，流壓5.6MPa，頻率35Hz，日產液219m3，日產油100.8m3，含水54.1%，生產壓差1.6MPa。2018年4月19日，頻率從40Hz提至45Hz，出現欠電壓停泵，再次試啟失敗，報警馬達阻轉，反轉測試仍然馬達阻轉，經過多次試啟不成功，懷疑井下出砂沉降導致電泵遇卡；該井從環空補液生產，產出基本為注入水，4月28日關停下線，進行吸水能力測試；4月29日從套管反擠生產水，井口打壓10MPa，壓力基本不降，推測井下已經砂埋與地層無法溝通，故障前正常生產日產液551m3，日產油112m3，含水80%，頻率40Hz，油壓2.5MPa，流壓6.1MPa，生產壓差1.1MPa，生產曲線見圖2所示。

圖2 A1H1井生產曲線

原因分析：關停前取砂樣進行粒度分析，主要以中砂和細砂為主，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，通過實驗結果和防砂方式對比分析，判斷出砂的原因為篩管出現破損，并且關停前生產壓差較之前有減少趨勢，說明地層存在泄壓點。水平段鉆遇46m你巖層，當井筒見水后，地層水攜帶泥質在井筒中運移，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，存在篩管無法取出的風險，根據礦場經驗成功率較低。采用重新下入小尺寸篩管二次防砂，對產能通道影響較大，影響油井產能較明顯，不但成本高，而且會再次出現泥堵出砂問題。采取側鉆其他層會導致該井位儲量無法控制，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，并且該井投產含水50%，生產一個月時間含水上升至80%，存在底水突破的優勢通道，有控制含水上升的需求。

4 現場應用

2018年11月開始進行防砂控水措施作業，方案設計思路在本井原防砂管內下入控水篩管，在控水篩管和防砂篩管之間充填封隔體，進行分段控水。水平段下入ICD控水管柱四段，共計長度314m，連續封隔體開始充填排量458L/min，返出排量250 L/min，充填起始壓力2.4MPa，充填最高壓力4.4MPa；充填結束排量118 L/min，返出排量110 L/min，充填壓力3.8MPa，基本符合地層循環測試后，充填參數優化后的結束壓力和排量（設計充填結束壓力4MPa，充填結束排量100L/min）。設計加砂量0.86m3，充填過程中加砂量2.28m3，充填結束后，反循環洗井，返出砂量0.1m3，實際充填砂量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砂礫，后期不存在出砂現象，化驗含水從80%下降至68%，下降幅度15%，控制含水有效期3個月總有，含水趨勢曲線見圖3。由于下入控水裝置后生產壓差較措施前擴大至3.6MPa，產液量下降至163m3，產油量下降至57m3。

圖3 A1H1井措施前后含水對比

5 結論

（1）隨著油田開發至中后期，含水上升至高含水期，換大泵生產的趨勢是在所難免的，面臨高含水、高液量、高沖刷，出砂現象將會頻發，防砂控水一體化技術在水平井上的應用在油田開發上將會越來越多，目前的一體化技術仍處在發展階段，成熟應用和推廣的技術仍然較少，需要進一步完善技術和工具的研發工作。

（2）連續封隔體防砂控水一體化技術在海上C油田取得了階段的成功，在低產井A1H1上措施后不在出砂，含水也下降了12%左右，這在僅進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預期，生產壓差過大，導致產液量無法恢復至措施前，日產油量損失較明顯，在增油方面工作仍需要繼續深入研究，優化控水的力度，以達到措施的經濟性。