王海栋，刘义坤，孟文波，张 崇

(1.辽宁石油化工大学，辽宁 抚顺 113001；2.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；3.中海石油有限公司湛江分公司，广东 湛江 524051)

0 引 言

位于准噶尔盆地腹地的陆梁油田L-9 井区，储层整体孔隙发育与渗透性良好，储层平面均质性强，垂向韵律性明显。白垩统呼图壁河组二段为底水潜在风险层，该油层特点为低幅度构造背斜、厚度薄、底水发育且能量充足、直井开发易形成底水水脊，因此，需采用水平井开发。水平井开发较直井的水脊程度能被削弱至几倍甚至几十倍，但存在长水平井趾跟效应导致的跟部水脊问题。为了有效解决水平井开发一直未完全解决的趾跟效应水脊问题，亟需对该难题进行相关研究。前人研究主要包括：①变密度筛管技术，是为解决储层平面渗透率差异，其井筒内趾跟压力剖面问题仍未解决[1-3]；②ICD技术是通过减小过流面积限制流体流动实现预期效果，同样未解决水平井趾跟效应水脊问题[4]；③国外学者分别对中心管控水技术展开深入研究，包括中心管长度优化、油水黏度差与油层厚度等对开发状况影响以及与ICD技术结合的应用效果[4-5]。目前该技术仅部分解决了井筒压力剖面不均问题，但只将压力剖面分割成2部分，井筒全段压力剖面极差仍很大。因此，创建一种新方法：水平井环空预设多级人造井底技术，通过大型3D物理模拟实验装置分别开展了常规水平井、中心管水平井以及多井底水平井的底水油藏开发实验，从而解决跟部水脊问题。

1 实验材料和方法

以相似准则为实验基础一般是要使矿场到室内转换的物理场相似、运动场相似以及温度场相似。设定的几何比尺为1 000，为最大化利用实验模型监测底水脊进规律，将避水高度设置为30 cm；运动场相似是利用充填等渗透率油藏进行试采，得到与矿场采油速度3%相对应的生产压差，为0.6 MPa；温度场根据油藏温度设定，为60 ℃。实验石英砂为40～90目，模拟油黏度为9 mPa·s，配制黏度为1 mPa·s、质量分数为5%的NaCl水溶液，便于电极探针在实验过程中能清晰地监测油水界面的运动状况。3种模拟井型包括(图1a)：常规水平井，长度为30 cm，直径为9 mm、孔密为4/cm；中心管水平井，中心管的直径为3 mm，长度为30 cm，孔密为4/cm；环空多级人造井底水平井，环空管与基管直径均为3 mm，长度为30 cm，孔密为4/cm。

采用大型3D设备开展实验研究，主视图与Hele-Shaw模型相同[1]。该设备能动态监测底水驱过程中的含水饱和度场情况。釜体有效体积为50 cm×50 cm×50 cm(图1b)，内壁需经粗糙防窜与绝缘去干扰处理，内设电极探针和压力探头。其中，电极探针为25组，共125个测点，压力探头仅在井筒沿程设置6个。含水饱和度测试原理是盐水与原油的电阻差异，即通过矩形波低频交流电以轮巡的方式不断测试两两电极之间的电位差，然后根据公式求电阻率，再由阿奇公式求含水饱和度值，计算公式见文献[6]，实验方法参考文献[7]。实验步骤如下：①布水平井，使用石英砂将釜体填满，渗透率为1 500 mD，然后安装底水层隔板(夹有90目筛网且均匀布孔的2片钢隔板)，底水层厚度为10 cm。②饱和水同时测模型孔隙体积，为35.58 L。先打开底部注水泵和阀1，饱和水；再饱和油，阀门4和阀门3进、阀门1和阀门2出，速度为7～30 mL/min，直到形成束缚水饱和度为0.23(可从数控电脑屏上实时观察到)；从阀门1注入水至30 L左右频繁打开阀门2观察是否见水，若见水表明底水层充满；初始化含水饱和度值，关闭所有阀门，从阀门3再次饱和油，直到釜体中的压力达到10.0 MPa，饱和油量27.4 L。③对底水层供给恒定压力10.0 MPa，以生产压差0.6 MPa进行恒压水驱油气实验，开始生产后记录产油、产水量，并观察实时反演的油藏底水前缘推进动态，直至采出端含水率达到98%。④对中心管和环空多级井底水平井重复上述实验，其中由于模型尺寸有限，对于中心管与环通多级人造井底水平井则采用等效方法进行测试，即在常规水平井井身沿程各位置增加泄压排液口。

图1 3种井型及釜主视剖面图Fig.1 Three types of wells and the main profile view of the kettle

2 实验结果与讨论

2.1 水脊现象

图2为3种模拟井型底水驱至含水率为98%时的油水分布情况。图2a、b为水平井开发结果。可见：油藏整体波及程度不高，水脊区发生在水平井筒的正下方(图2a、b)，水脊的左视图表现为明显的“凸”字形状，正视图底水前缘轮廓表现为从釜体左端至水平井跟部位置剖面逐渐升高，然后从井筒跟部至趾端方向逐渐下降；切割面越靠近水平井，水脊形态越明显、同一层位的剩余油面积越大外围波及程度越小。

图2 3种模拟井型底水驱至含水率为98%时的油水分布Fig.2 Oil and water distribution of three simulated well types when water content of 98% after bottom water flooding

图2c、d为中心管水平井开发结果。截取与图2a、b相同位置水驱后油藏横纵向切面，进行对比可知：常规水平井和中心管水平井开发均发生底水锥进现象，但常规水平井的水脊形态较中心管水平井的水脊前缘剖面脊进区更狭窄；中心管水平井组实验的水脊部位已从常规水平井的跟部位置移动至中心管尾部位置，表明中心管起到了调整水脊前缘形态陡峭程度与位置的作用；中心管水平井开发组对应的油藏波及程度高于常规水平井开发组实验，是具有明显动用外部油藏波及程度态势的。

图2e、f为环空多级井底水平井开发结果。同样取含水率达到98%时对应的最终三维水、油分布图，并截取了与图2a、b和图2c、d相同位置的油藏水驱后切面，进行对比分析可知：利用环空多级井底水平井开发技术后，在水平井井筒下方的油水界面推进情况表现的更加均匀，建立了比前2种技术更好的水驱波及效率；底水脊进区由前2种方法对应的仅在水平井跟部或中心管尾处单点优先脊进的规律，变为沿水平井井筒下一条直线的几乎齐头并进态势。因此，储层水驱波及体积随之显著性增大。

2.2 日生产数据

图3为3种模拟井开发系统的日生产数据。由图3可知，3种方法在开发初期原油日产量稳定，且该阶段表现为无底水突破。其中，环空多级井底水平井开发系统的无水产油持续性最好，与常规水平井和中心管水平井开发组相比其无水产油期分别延长了2.7、1.8 d。一旦底水突破，原油日产量迅速下降，日产水量迅速增加，环空多级井底的水平井开发系统比中心管水平井以及常规水平井日产水上升更迅速，同时，中心管水平井和环空多级井底水平井的生产总时间均有所减少，分别在20.0、18.0 d后结束生产。这是底水界面前缘越均匀推进水头体积越大、产水越迅速导致含水率快速达到98%。因此，环空多级井底水平井开发系统的无水产油期长，见水后的生产时间减少，且产油总量的增加，起到了投入周期缩短、回报效益增加的双重效益。

图3 3种模拟井日生产数据Fig.3 Daily oil and water production data of three simulated wells

2.3 含水率与采收率

图4为3种开发方式的采收率与含水率关系曲线。由图4可知，底水突破前常规水平井组采收率最低，中心管水平井组其次，环空多级井底水平井组最高，见水后采收率增幅三者相差不大。在3种方案中，常规水平井组最终采收率为41.25%，中心管水平井最终采收率为45.28%，环空多级井底水平井组的最终采收率最高为51.23%。差异主要表现为无水产油期，表明环空多级井底开发底水油藏提高采收率切实有效，能延迟底水脊进突破时间，进一步增加无水产油时间。

图4 3种开发方式的含水率与采收率Fig.4 Water cut and oil recovery rate of the three development methods

2.4 压力剖面

绘制了实验中井筒沿程6个压力探头测得的动态压力剖面曲线(图5)。由图5可知：①常规水平井井筒的压力剖面从趾端到跟部呈单调下降的趋势，水平方向井筒跟部处压力最低。这是由于常规水平井筒内排液泄压位置集中在水平井跟部，根据流体流动原则：流动方向永远由高压指向低压，因此，只要生产则水平井趾端到跟部必然存在压降。②中心管水平井开发组，井筒内压力剖面呈漏斗状，最低压力在中心管尾处，整个井筒压力分布一定程度上变平缓。这是由于中心管相当于调整了真实排液泄压井底位置，井筒内的液流方向改变为以中心管尾为分界点的对流形式，压力剖面随之表现为从跟部到中心管尾先降低、从中心管尾到趾端再升高。③由环空多级井底水平井组结果可知，井筒内压力剖面出现多次波动，均发生在安装人造井底位置，井筒的沿程压力剖面均匀性表现显著。这是由于通过使用人造井底使水平段沿程不同位置同时具有低压区，根据流体流动方向原则，含多井底水平井系统基管内液流流动方向呈现出多方向流动态势，进而解决了水平井在生产过程中跟部与趾端不能同步排液泄压的难点问题。

图5 3种模拟方案井筒沿程压力剖面测试结果Fig.5 Dynamic pressure profiles along the wellbore of three types of simulated horizontal wells

进一步讨论，可由式(1)得到人造井底排液泄压机理[8]：

(1)

式中：Δp、Δpg、Δps和Δpacc分别为趾跟压降、重力压降、摩擦压降和加速度压降，MPa。

由式(1)可知，变质量流需比定质量流克服更多的井筒下游沿程径向流入加速度阻力。因此，对于未射孔的环空管内定质量流以及已射孔的基管内变质量流，水平井趾端同一位置流体流经人造井底、环空管然后再到达井口的过程仅需克服重力与摩擦能耗，而流经基管还需额外克服下游径向流入液的加速度能耗，因此，根据流体总是选择低阻流道优先流动原则可知，环空多级井底能使水平井趾端与跟端近似实现同步泄压排液效果，削弱矿场水平井生产过程中一直未解决的趾跟效应难题。

3 应用指导

图6为水平井预设环空多级井底生产单元安装流程。分别将筛管垫片、绕丝筛管、交叉环(含人造井底)、支撑环、环空管、外部筛管安装在基管上形成一个生产单元，再将各生产单元依次连接，形成环空多级井底水平井系统，其中，环空管对接工艺参考文献[9]。环空多级井底系统与旁通管砾石充填系统结构存在技术交叉与不同。交叉之处在于2种技术均将辅助管道设计到内部基管与外部筛管之间的环空，具有相同的井口接单根操作方法；不同之处在于环空多井底控锥技术中的环空管通过人造井底与内部基管相通，其为控制基管内的液流动态，控生产压力剖面用。旁通管砾石充填技术所述的旁通管通过压力阀与外部筛管相通，用于充填砾石，防砂用。因此，借鉴旁通管砾石充填技术的矿场应用经验，表明环空多级井底控锥技术具有矿场操作性以及功能性双重潜力。环空多级井底水平井完井结构复杂，操作简单。当环空管长度设计为10 m，截面为314 mm2时，一个环空管的造价约为4 300元，适用于高产储层而不适用低产储层，该技术解决的是水平井长水平段趾跟效应问题，适用均质性良好储层，若储层非均质严重则需复合变密度筛管技术。压力剖面测试结果知，采用2个人造井底可提高压力剖面均衡度为61.4%，对解决现场水平井筒内生产压力剖面严重不均衡问题具有明显作用。同时，该技术可在井筒沿程不断增加人造井底，使井筒压力剖面变得更均匀，但为保证基管中流量，环空管间距设计必须留有足够的径向流入面积，应遵循径向可流入基管的打开程度不小于0.3，人造井底设计上限数量通常不超过6个的原则。

图6 水平井预设环通多级井底生产单元安装流程Fig.6 The installation process of the producing unit with preset multi-stage bottoms in horizontal well annulus

4 结论与建议

(1) 均质3D油藏常规水平井开发最终水脊形态左视图呈“凸”状，油水界面从左至右先升后降，分界点在井筒跟部，孤山顶峰峰围外有较大提升波及程度潜力。

(2) 环空多级井底技术能够解决趾跟效应底水脊进。技术作用机理是在水平井井筒沿程与近趾端不同位置预设人工井底形成低压区，改变传统水平井内从趾端到跟部的单流线方向为多方向流动状态，实现趾跟同步泄压排液，使井筒沿程的压力与产液剖面达到均衡。

(3) 环空多级井底水平井开发对应的无水产油时间最久，常规水平井、中心管水平井和环空多级井底水平井开发对应的最终采收率分别为41.25%、45.28%和51.23%，环空多级井底水平井增产效果好于常规水平井、中心管水平井。

(4) 环空多级井底水平井结构复杂，但操作简单方便，具有较大矿场应用潜力。在环空管长设计为10 m，横截面积设计为314 mm2时，单根成本增加约达4 300元，对于开发低产量底水油田仍是挑战。此外，多级人造井底的安装数量设计不应超过6个。

(5) 单一开发技术不能使底水油藏得到完全动用，应根据底水脊进机理制订阶段性控水方案，环空多级井底技术应归到第一阶段控锥，即底水在底水层启动时开始控制前缘剖面并跟随开发全程；而底水在油藏推进过程应继续跟进第二阶段控水调整措施，如间歇生产制度；当底水突破至井底，在井底应进行第三阶段堵水；最后加强阶段与技术间的衔接组合，底水油田开发一定会取得良好效果。