龚章晟，吴 奇，尹顺利

（长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100）

底水油藏水平井中心管控水完井优化研究

龚章晟，吴 奇，尹顺利

（长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100）

对于底水油藏，采取常规水平井开发时，由于地层非均质性和流动摩阻的影响，底水锥进问题比较突出，含水率上升过快，对开发效果产生较大影响。采用中心管完井技术可以延缓底水锥进，平衡跟端生产压差，改变跟端液体流向，增加无水采油量，延长生产井寿命。以A油田某井为例，根据中心管完井压降耦合计算模型以及底水稳定机理推导出中心管见水时间计算公式。在给定套管内径尺寸和中心管外径尺寸的条件下分析了不同长度水平段的中心管见水时间的长短以及在给定中心管长度为 300 m 的条件下分析了不同管径尺寸的中心管见水时间的长短。

中心管完井；参数优化；底水油藏

中心管完井工艺作为一种水平井完井控锥技术是于 20 世纪 90 年代早期由 Brekke 首次提出的，之后permadi、Sinha、Jansen 等人分别从不同角度对中心管采油控制水锥的原理以及实验模拟进行了研究。国内方面，张舒琴等人根据质量守恒和动量原理得到影响井筒压力分布的压降模型，油藏和井筒的相互影响得到中心管完井的耦合模型及求解思路。实例计算结果表明中心管完井能够降低跟端的大压差，平缓整个剖面的流入量，从而达到控锥的效果[1]。陈培凉等根据质量守恒和动量原理得到井筒流动模型，根据势叠加和镜像反映原理得到油藏渗流模型，并推导出中心管油藏渗流与井筒耦合模型。通过模型计算结果表明中心管可将水平段最大生产压差与最小生产压差的差值大大降低，从而延缓底水锥进延长无水采油期[2]。大港油田在“十一五”期间开展中心管采油工艺技术研究，将中心管采油技术用于前期控水完井，为水平井稳油控水探索出一条新的技术途径。此外中心管完井目前在南海东部海域也得到了广泛的应用。中心管完井技术是在常规完井井眼中再加入一根小于井眼直径的油管，并用封隔器封闭小油管和套管之间的环形空间。加入中心管后，就将水平段分成了中心管段和无中心管段两部分，流体的流动也由单一的井筒流动变成了三部分流动，即：中心管外环空中流动、无中心管段井筒流动和中心管内部的流动。该技术通过改变跟端流体流向来减小跟部生产压差，进而达到增油控水的目的。该技术对于均质油藏底水控制简单且实用，但是对于非均质油藏由于水平井段各点的渗透率不同，底水不一定在跟端突破，因此在非均质油藏中应慎重使用。此外，在海上油田开发过程中，有时受平台位置限制，会出现水平井井头在构造低部位，距底水最近，而井尾在构造高部位，采用常规水平井开发会导致井头过快见水，加剧底水锥进。由于中心管完井技术可以灵活设置入液口的位置，将入液口设置在靠近井尾的高部位，可以有效解决井头过低的问题，改善开发效果。但需值得注意的是不同的完井参数对中心管的应用效果会造成不的影响通过完井参数的优选能更好的改善开发效果、提高经济效益[3]。

1 中心管完井参数优化设计

以西江油田某井为例，该井位于G4N油藏，地层平均压力 19.79 MPa，水平段长 599 m，中心管直径 0.113 9 m，筛管直径 0.174 2 m，井底流压 17.62 MPa，原油密度 0.79 g/cm3，原油粘度 12 MPa·s，中心管长度分别取 0、200、300、400 m，根据上述中心管压降耦合计算模型，计算水平段的压力和入流量分布，结果如图 1、图 2 所示[4]。

图1 中心管完井压力分布Fig.1pressure distribution of central well completion

从压力分布图可以看出当中心管长度为0时，即在裸眼完井的情况下，压力分布最低点出现在水平段的跟端，由于跟段的生产压差最大，底水也将会首先从跟端部位锥进。而在油井水平段加入中心管后，明显的改变了水平段的压力分布，与裸眼完井相比，其压力分布的最低点由油井的跟端移动至中心管的末端，这样一来，平衡了跟端的生产压差，并且压力最低点随着中心管长度增加而向趾端移动。

图2 中心管完井入流量分布Fig.2 Flow distribution of central well completion

从入流量分布图可以看出，在裸眼完井的情况下，由于水平段沿流动方向存在压降和水平段与其两端渗流方式的不同，使得整个入液剖面呈近似倾斜的“U”型分布，下入中心管后，改变了压力分布，进而改变了入液剖面的分布[5]。

通过对压力分布和入流量分布的计算分析可以看出，油井采用中心管完井技术后，最大生产压差出现的位置从原来的跟端向水平段趾端发生了移动，消除了底水在跟端的锥进，并且最大压差值明显降低，减缓了底水锥进速度；由于存在中心管的影响，改变了水平段井筒压力分布，降低了跟端的生产压差，与裸眼完井相比，使得整个水平段压力的分布相对均匀，入液剖面也更加平缓，达到了均衡排液的效果[6]。

1.1 中心管长度优化

通过计算分析可知，在给定井筒尺寸和中心管尺寸的情况下，通过改变中心管入液口的位置可以改变井筒压力和入流量的分布，实现减小生产压差和均衡排液的目的，使油井达到最优的的完井效果。

从底水脊进稳定机理和对水平段压降的研究可知，由于沿井筒流动方向存在压降，导致其沿程压力分布不均衡，入流量也不同，在同一时刻，入流量高，即压差最大，黏滞力最大，底水上升动力最大的地方水脊高度较高，底水突破的时间也最早。因此，水平井见水时间为底水运动速度最大时，从油水边界运动到油井的时间，即为入流量最大处的见水时间[7]。

根据渗流的速度定义可知，底水运动的距离与时间的关系为：

对式（1）两边积分得：

由于油藏内流动遵循达西定律，渗流速度为：

根据势的叠加原理和边界镜像反应，底水油藏水平井的势为：

对式（4）求导后代入式（2）可得见水时间：

式中：φ—油藏孔隙度;

u—渗流速度，m/s;

T—见水时间，s;

h—油层厚度，m;

zw—避水高度，m;

Φ —水平井在底水油藏产生的势;

qi—水平段沿程入流量，m3/s。

结合之前耦合模型计算得到的入流量分布，令Rs的值为中心管长与水平段长度之比，有效孔隙度23.39%，油层厚度 8.9 m，zw为油层厚度一半，即水平井位于油层中部，对见水时间[8]进行计算，结果如图3所示。

图3 不同中心管长度的见水时间Fig.3 The water time of the different center tube length

从上图可以看出，中心管完井确实可以延长无水采油期，其无水采油期是裸眼完井的3倍左右。在裸眼完井的情况下，油井在生产仅 100 多天后就开始见水，随着中心管长度的增加，曲线斜率大幅度增加，无水采油期延长，可达到近 350 d，但同时也可以看出，中心管长度并不是越长越好，当其长度超过一定值时，无水采油期反而随着中心管长度减少。故中心管存在最优入液口位置，从图中可知当中心管为水平段长度的 0.4～0.5 倍时左右，油井可获得最大无水采油期，但是还要根据实际开采情况和水平段的物性参数来确定合理的中心管长度。

1.2 中心管管径优化

通过中心管完井压降计算模型可知，随着中心管管径的增加，导致环形空间减小，使得水平中心管段的产液量下降，而非中心管段的产液量上升。目前在西江油田常用的有 4.5 寸和 5 寸两种尺寸的中心管[9]。在中心管长度、井筒尺寸一定的情况下，仅改变中心管尺寸，以上述例子进行计算，给定中心管长 300 m，结果如图 4 所示。

图4 不同管径的入流量分布Fig.4 Inflow distribution of different diameters

从计算结果可以看出，两种管径的产液剖面相似，对实际生产影响不大，但是考虑到经济因素、油井出砂情况及井下作业技术保障中心管成功下达井筒位置，提高技术措施的成功率[10]，故优选 4.5寸的中心管。

2 结 论

（1）对于底水油藏来说，采用中心管完井方式后，改变了水平段井筒沿程压力分布，有效的抑制底水锥进，降低了跟端的生产压差。

（2）在给定井筒尺寸和中心管尺寸的情况下，当中心管为水平段长度的 0.4～0.5 倍左右时，油井可获得最大无水采油期。

（3）在给定中心管长 300 m 的条件下，对比4.5 寸和 5 寸两种尺寸的中心管的产液剖面并结合其他实际因素优选出 4.5 寸的中心管。

［1］张舒琴，李海涛,等.水平井中心管完井流入和压力剖面预测[J].钻采工艺,2009, 32(6):43-45.

［2］陈培亮,等.水平井中心油管完井技术研究[J].重庆科技学院学报（自然科学版）,2011, 13(5):69-70.

［3］刘晖，李海涛，山金城，等.底水油藏水平井控水完井优化设计方法[J].钻采工艺,2013, 36(5):37-40.

［4］高晓飞.一种减缓底水锥进的新方法[J].中国海上油气，2010，22（2）：114-116.

［5］宁玉萍，陈维华.底水油藏水平井中心管、ICD 完井工艺技术[J].中外能源,2014, 19(2):40-43.

［6］杨青松.底水油藏水平井中心管完井数值模拟及参数优化研究[J].石油天然气学报, 2014, 36(5):110-113.

［7］张锋利.中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用[J].特种油气藏,2013, 20(4):144-146.

［8］李立峰.考虑井筒压降的底水油藏水平井见水时间研究[J].西安石油大学学报,2012, 27(4):46-48.

［9］向扬. C 油田水平井中心管调流控水方案优化研究[D].西南石油大学, 2015.

［10］王海.L 油田中心管控水技术研究[D].西南石油大学，2011.

Research on Optimization of the Center Tube Control Water Completion Technology During Horizontal Well Development of Bottom Water Reservoirs

GONG Zhang-sheng, WU Qi, YIN Shun-li
(School ofpetroleum Engineering, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100, China)

During conventional horizontal well development of bottom water reservoirs, because of the influence of reservoir heterogeneity and flow friction, the bottom water coningproblem isprominent and the moisture content is rising too fast, which have great influence on development effect. The center tube well completion technology can delay the bottom water coning, balance theproductionpressure differential, change the liquid flow, increase oil recovery without water and extend the life of theproduction well. In thispaper, taking a well in A oilfield as an example, based on the completionpressure coupling calculating model and the bottom water coupling stability mechanism, the formulation of calculating the center tube water time was deduced. The center tube water time under different length horizontal section was analyzed as well as the water time of 300 m center tube under different diameter size.

Centerpipe completion;parameter optimization; Bottom water reservoir

TE 357

： A

： 1671-0460（2017）02-0265-03

2016-09-21

龚章晟（1992-），男，长江大学硕士研究生，研究方向：石油与天然气工程。E-mail：865674331@qq.com。