张 磊 潘 豪

（中海油研究总院，北京 100027）

稳油控水技术在底水油藏水平井开发前期设计中的应用

张 磊 潘 豪

（中海油研究总院，北京 100027）

针对番禺某油田前期设计中底水迅速突进的问题，阐述ICD、中心管等控水措施延缓底水锥进的原理，对油田前期开发设计中ICD、中心管等控水效果进行分析对比，并对设计方案进行优化。

稳油控水；中心管；ICD；控水效果；敏感性

底水油藏在海上油田，特别是南海油田广泛存在。水平井作为海上油田开发应用越来越多，从近3年开发井型统计来看，水平井与定向井的比例超过3︰1，水平井高效开发效果逐渐成为海上油田开发的主流技术。对已开发水平井动态分析，发现大部分水平井存在以下情况：（1）底水突破后含水上升较快，产液结构不断恶化，提液增产难度越来越大；（2）平台污水处理系统面临的考验也日益加剧，节能减排的压力日渐增大；（3）伴随含水上升和油田产出液温度的升高，设备的腐蚀会更加严重，电潜泵生产周期将显著变短，作业费用进一步增加。

水平井水淹问题严重地限制了油田采收率的提高，对原油处理设备和环保要求构成严峻挑战，解决水平井水淹问题已迫在眉睫，急需要一种经济有效的稳油控水技术［1］。

一般认为水平井在底水油藏开发过程中，如果纵向压力梯度大于重力梯度底水就会锥进，反之，就不会形成水脊，而水脊在根部锥进的原因是水平井水平段内的摩擦损失。流体沿水平井井筒流动存在一个压降，与根部相比，水平段末端生产压降很小或者为零，水平段末段就出现产油少或不产油的井段。如果油藏压降较大，在水平段根部这个压力梯度最大处形成水脊，造成底水锥进（如图1）。底水油藏水平井底水脊进与油层厚度、打开程度、储层物性、原油物性、水平井在油藏中的位置、水平段的流动摩擦及生产压差等因素有关［2-4］。

图1 非均质底水油藏底水脊进示意图

为了有效解决这一问题，中海油进行了大量探索，其中，以目前发展较快的稳油控水完井技术应用最广。该技术的应用成效已见端倪，并取得了良好的经济效益。稳油控水完井技术为底水油藏水平井控水、提高采收率提供了一条有效途径。

目前水平井控水完井技术主要有完井时下中心管、ICD筛管、变密度筛管及完井时对水平段分段完井，并在后期修井时采取卡水作业。

1 稳油控水完井技术原理

1.1 分段完井控水

这种控水措施主要针对水平段地层不均质性较强，对地层有较清楚的认识，且井眼尺寸足够大的情况。完井过程中，首先根据地层性质差异将水平段分成若干段，下部完井时各段采用合适的筛管，之间使用膨胀封隔器分隔。生产中若测到某一段或某几段出水严重，而其他段出水不严重，可在修井时使用两端带封隔器的盲管段将出水的层段卡死；也可下入带有可调水嘴的中心管柱，进行后期控水作业［5］。

图2 后期下入带有水嘴的中心管控水管柱

1.2 ICD筛管完井控水

ICD（inflow control device）［2］控水技术使用一些可以调整打开或关闭的小孔来达到准确控制地层和生产管柱之间的流动压差，促使沿井眼长度产生一个均匀的流入剖面，使油藏能够更有效的生产，从而提高油井产量和油藏采收率。其主要作用有：延迟水平井跟部位置水锥/气锥的产生；延迟高渗透地层或裂缝地层中水和气体的产出；在非均质地层中降低不均匀的流入剖面；减少常规完井中的环空流动和交叉流动；避免防砂完井中由于热点效应产生的筛管腐蚀。

ICD筛管完井技术下部完井管柱如图3和图4所示。

图3 XJ23-1-A18H井下部完井管柱

图4 HZ26-1-9SaSb井下部完井管柱

ICD完井控水对非均质性油藏和边底水油藏适用性很强。但前提是要有比较准确的地层物性资料，以便于分段和设置ICD参数，这对于非均质油藏显得尤为重要。另一个影响因素是出砂情况。ICD是让通过流体经过其内部的小孔、细小的管道或槽道来增加流动阻力，对于出砂严重、特别是细粉砂较多的地层，存在着一定的堵塞风险，所以下入ICD需要结合油藏特点及开发要求，完井就需慎重考虑［6］。

1.3 中心管完井控水

中心管技术是目前常用的一种控制底水锥进的措施，其方法是在水平段井筒内下入一段中心油管。在水平井中，如果水平段均质性较好，则最大生产压差会产生在水平段根部，最小生产压差会产生在水平段趾部。下入中心管的作用是降低水平段根部和趾部之间生产压差的差值，一定程度上减缓底水锥进的速度［7］。

若某井水平段长600m，根部生产压差为2MPa，趾部生产压差为0.8MPa，水平段为均质的，此时水平段平均生产压差为2MPa。假设下入中心管后平均生产压差仍为2MPa，此时最大生产压差将发生在水平段中部，最小生产压差发生在根部和趾部，且生产压差的最大差值将会变为原来的一半，由1.2MPa降为0.6MPa，这就是中心管减缓底水锥进的原理［8］，如图5 所示。

图5 中心管减缓底水锥进作用原理

图6 PY5-1-A05H井中心管示意图

为增强分段控水效果，国内一些公司提出下入中心管的同时还一起下入阶梯筛管和遇油/遇水封隔器，其管柱示意图如图6所示。

这种配合使用方法在理论上比单纯的下入“中心油管和普通筛管”的组合方法效果更好。因为“中心管+阶梯筛管”组合方式对非均质性适应性更好，操作灵活性更高。阶梯筛管其附加压降产生和控水的原理是：

（1）多层叠合的过滤网，具有一定阻力，能够产生附加压降；

（2）地层砂粒沉积于过滤网内，堵塞部分过滤网孔道，降低了渗透性，大大增加了过滤件产生附加压降的能力；

（3）充填于环空内的积砂或砂桥能够产生较大的附加压降；

（4）筛管孔密度不同，泄流面积不一样，能够产生不同的附加压降；

（5）相对低渗的环空积砂和部分堵塞吼道的过滤件流体流动特征为渗流，其符合达西定律。

表1 番禺某油田开发井含水率预测

中心管完井对出砂量的多少不太敏感，并且中心管配合变密度筛管完井对大量出砂井的控水效果可能更好。因为变密度筛管的压降原理主要是地层砂粒沉积于过滤网内，堵塞部分过滤网孔道，降低了渗透性，从而增加了过滤件产生附加压降的能力。若出砂量大，砂粒充填于环空内的积砂或砂桥，由于筛管孔密度不同，泄流面积不一样，能够产生不同的附加压降。因此，理论上变密度筛管对非均质油层控水也是适用的［9-10］。

2 番禺某油田A2H井前期开发设计中控水措施选择

番禺某油田主力储层为底水油藏，且开发底水油藏较多。前期研究中，该油田生产初期存在出砂的可能性，需要防砂。鉴于油藏油层厚度薄，纵向上夹层分布较少，且底水能量强。这样油藏条件容易导致底水在水平井局部锥进。从生产预测结果来看，含水上升很快（见表1），需要有效地减缓底水锥进，控制含水上升。根据油藏要求，建议在生产井中采取适当的措施控制底水锥进。

2.1 A2H井基本数据

A2H井开发层位为RE15.1，油品为较高黏度重质油。结合油藏Eclipse模型，利用NETool软件，可以得到井位和油藏的横向剖面图（见图7）；图8为井筒纵向剖面及含油饱和度分布图；图9为井筒附近垂直渗透率分布图。

图7 A2H井位横向剖面图

图8 A2H井位纵剖面及含油饱和度分布图

A2H井所在储层油品具有高比重、较高黏度的特点，所以，水、油流度比较小，有利于底水锥进。井筒附近含油饱和度分布不均，将会造成井筒各段的出水量不一致，导致出水剖面不均匀。垂直渗透率呈不均匀分布（范围：（366～1 154）×10-3μm2），也会导致出水剖面不均匀，增加高渗透率井段底水突进的风险。因此，A2H井生产过程中存在含水率上升过快的可能，需要采取控水措施。

图9 A2H沿井筒垂直渗透率（kv/kh=0.5）

2.2 普通筛管完井

首先计算分析在不控水完井下，油井在井生产第一年时的产量和含水率。选择在生产初期的油藏模型作为分析对象，根据开发指标，设置条件如下：定产量为1 245m3/d，地层压力为13.01MPa。井筒尺寸为215.9mm；割缝筛管外径为177.8mm，内径为157.1mm。根据NETOOL软件计算水平段下普通筛管完井，结果见表2。

表2 普通筛管完井下番禺A2H井计算结果

图10 A2H沿井筒出水剖面

图11 A2H环空和管内压力曲线

普通筛管完井下，油井刚生产时的含水率达到63.41%。从图8的沿井筒出水剖面来看，根部高产水，井筒中间和趾部产水相对较少。出水剖面不均匀现象非常突出。根据油藏开发指标，A2H井在常规完井下，生产2年后含水率增加到95%。因此，A2H井可以考虑控水完井，延缓底水脊进。

2.3 ICD筛管控水完井

2.3.1 初步设计

ICD的选择和孔径：A2H开发层位为RE15.10，储层油品为高黏度、低含硫的重质油。参考南海已采取的 ICD 类型（Channel、Nozzle），考虑到 Nozzle ICD可以现场调节，并且该ICD对黏度不敏感，暂选Nozzle ICDNozzle ICD主要参数：孔径为0.1in，流动系数为0.7（正常值）。

水平段分段数：前期设计阶段，水平段被分隔的段数和长度与预测的水平段渗透率有关。因此，基于油藏提供的单井水平段渗透率分布，初步划分水平段的段数和确定各段长度。

ICD个数和开孔数：在初选时每段中ICD个数为该段长度/ICD的长度。开孔数在初选时结合普通筛管完井生产初期的出水剖面来确定。

2.3.2 优化参数

ICD的关键参数初步选定后，利用NETOOL软件计算，根据计算得到的出水剖面和含水率大小，细化ICD的分段数和各段长度、开孔数等参数，直至该井的出水剖面趋于均衡，含水率最低。优选封隔器分段方案如下：

利用NETool软件，对下入ICD控水筛管完井计算结果见表4。

表3 ICD控水完井分段结构

通过计算发现，ICD筛管完井通过增加不同井段流体从地层到管内不同大小的阻力，起到均衡出水剖面的作用，含水率降低，增加了油井产油量。

2.3.3 敏感性分析

在水平井中下入ICD过程中可能遇阻问题，由于封隔器外径大于筛管的外径，所以，遇卡部位很可能在封隔器处。为分析ICD平衡筛管进入储层不同深度下对控水效果的影响，分别考虑下入完整的从趾部到根部的前 5、4、3、2、1 段时，分析 ICD 对均衡剖面、降低含水率的作用。

表4 A02H井采取ICD控水筛管完井计算结果表

图12 A02H井沿井筒方向出水剖面

ICD筛管未下到位，就达不到控水效果，有的比普通筛管完井的含水率还高，所以，施工过程中应尽量满足设计要求。

2.4 中心管完井

利用NETool软件，模拟计算时采用“中心管+普通筛管”完井的结构。由于中心管尺寸越大，环空摩阻越大，对根部控水效果越明显。为增强中心管控水效果，结合已下入管柱内径大小，选取中心管的外径为127mm，内径为111.9mm。

图13 筛管、中心管和ICD完井下A2H沿井筒出水剖面

根据表6计算结果可知，在一定尺寸下，将中心管下入水平段1/2处时，含水率相对较低。但下入中心管完井预测的含水率与油藏配产中的含水率大小基本一样，下入中心管控水完井并没有起到明显的控水作用。

根据现有资料，利用NETool软件针对边、底水驱动类型A2H井模拟了ICD控水完井和“中心管+普通筛管”等控水完井的生产效果。通过计算得出利用ICD控水完井效果较好，实现了调整出水剖面的作用，使出水剖面趋于均衡。

对于ICD下入深度、砂堵、结垢等敏感性进行分析，上述因素均会不同程度影响其ICD控水效果。

鉴于A2H井地下原油黏度较小，油藏配产的生产压差不大，在不下中心管的情况下，水平段根部和趾部的生产压差差值比较小，因此下入中心管的作用不会特别明显。

A2H井开发初期含水率上升较快，且生产年限较短，后期调整余地较小，为保证在生产周期内有效的底水锥进，推荐A2H井采用ICD方式控水。

表5 ICD控水筛管下入不同段数时完井计算结果表

对于变密度筛管完井，目前无法比较准确的预测变密度筛管的实际控水效果，因为一些参数较难选取，且限于NETOOL软件的局限性，本文暂不讨论。分段完井控水前期分段，后期下入带水嘴的中心管柱，其控水机理与ICD类似，且中心管柱下入时间灵活，考虑到该油田油藏预测开发生产年限较短，且分段完井后期下入带水嘴中心管柱技术目前尚未在国内使用。因此，本阶段暂不推荐，待技术成熟后再考虑。

表6 中心管不同下入深度对生产情况的影响

3 结 语

目前行业内仍没有一个确切而完善的手段来准确衡量各种控水措施的适应性，也无法准确提出油田的全寿命的控水措施。在油田前期开发设计中，不仅要考虑稳油控水技术问题，还应考虑整个油田开发策略及方向。建议结合诸多因素，最终确定合理且经济的控水措施方案。

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Application of Stabilizing Oil Production Controlling Water Cut Technique in Horizontal Well for Pre-developing with Bottom Water Reservoir

ZHANG Lei PAN Hao
(CNOOC Research Institute,Beijing 100027)

As for the rapid coning of bottom water while the preliminary design of Panyu oilfield,this article includes that the explanations of principle of delaying the bottom water coning by ICD central tube and so on.Then it introduces in details the analysis,comparison,selection,design optimization of ICD and central tube in the oil field pre-development design.

stabilizing oil production and controlling water cut；central tube；ICD；water controlling effect；sensitivity

TE32

A

1673-1980(2012)05-0040-07

2012-03-26

国家科技重大专项(2011ZX05024-003)

张磊（1984-），男，吉林长春人，工程师，研究方向为完井技术。