水平井调流控水完井技术及优化设计方法

2022-11-21宋显民兰少坤田晶蒙宋利彬

西南石油大学学报(自然科学版) 2022年5期

宋显民，兰少坤，王兴，田晶蒙，宋利彬

1.中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004

2.中国石油吉林油田公司扶余采油厂，吉林松原 138000

引言

目前，国内油田广泛采用水平井开发油气藏，为提高油藏开发效果，深层油气藏主要采用裸眼衬管和射孔方式完井[1-3]，浅层油藏主要采用防砂筛管完井。但在生产过程中，含水快速上升、油井水淹现象越来越严重，制约了油气田高效开发。这一现象在浅层疏松砂岩油藏尤为明显，近年来，很大一部分水平井由于边底水突进含水快速上升并进入特高含水阶段。为此，在完井阶段需要考虑水平井的控水问题，国内外一些机构陆续开展了控水完井技术研究与实践[4]，一定程度上避免边底水突进造成的水平井含水快速上升现象。20 世纪90 年代，国外完井工程师基于底水油藏提出了完井工具上安装节流装置的技术思路[5]。21 世纪前十年，冀东油田开始采用水平井各段设置不同直径喷嘴的技术思路，取得了一定的效果[6-8]；胜利油田采用不同孔密或缝密的控流筛管完井技术实施了30 多口井，油井含水率比邻井同期下降10%[9]。2011 年，王庆等基于常规喷嘴型控水阀建立了与油藏耦合的水平井调流控水筛管优选模型[10-11]；姚志良等基于常规喷嘴型控水阀建立了水平井调流控水筛管与油藏渗流耦合模型[12]；胜利油田采用增压控流结构的控水阀完井控制边底水突进[13]。近十年来，水平井调流控水阀由常规喷嘴控水阀发展到依据流速、黏度、含水率的自适应控水阀，控水机理由“仅依靠高流速下产生较大节流压力”发展到“依靠高流速、低黏度流体、高含水流体产生较大的节流压力”[14-17]，中国石化西北局、冀东油田、中海油等单位相继开展了自适应调流控水、自适应调流阀砾石充填等技术试验，但自适应调流控水筛管完井优化设计等理论方面研究较少，其相关参数和工艺设计采用常规喷嘴型控水阀完井的经验和理论，矿场应用表明：这些经验和理论对自适应控水阀适应性差[18-21]。为此，基于冀东油田浅层疏松砂岩油藏研究，形成了水平井自适应调流控水筛管完井技术及优化设计方法，以期为国内同类型油藏自适应调流筛管完井设计与实施提供技术参考。

1 技术原理

1.1 控水阀结构及原理

在一定条件下，水、气体等低黏度流体可以产生漩涡现象，漩涡边缘压力较高，漩涡中心压力极低，可形成巨大的能量损耗；而原油等高黏度流体雷诺数小，由于较大的黏滞力影响，不易形成强烈漩涡。自适应控水阀是依据漩涡形成对黏度敏感特性来研制的，采用流道式结构，每个阀内部设置多环路的圆周流道，通过预设圆弧和分支流道对流体进行动态控制。

油气和水流过控水阀时的流动形态有所不同。如图1 所示，由于水的密度大、黏度小、流速快，惯性力占主导，当水流入控水阀时趋向于周向旋转多圈后从阀孔流出，其沿着圆周方向的流动路径较长；如图2 所示，由于油的密度小、黏度大、流速慢、黏性力占主导，当油流入控水阀时偏向于支路方向流动并从阀孔流出，流动路径较短。

图1 水流过自适应控水阀的流动形态Fig.1 Simulation of water flow by adaptive water control valve

图2 油流过自适应控水阀的流动形态Fig.2 Simulation of oil flow by adaptive water control valve

由于油和水经过控水阀的流动形态不同，导致自适应控水装置可自动调节油水阻力，其“对水的节流压差大、对油的节流压差小的控流特性”相当于对水产生反向阻力，抑制出水段，释放出油段。另外，其对地层流体的阻力可依据含水变化而自动调整，图3为实验测得的不同含水率流体流过自适应控水阀时的流量与压差的关系曲线，可以看出，相同流量下，随着含水率增加，对地层流体的压差逐渐增加；相同压差下，随着含水率增加，流量逐渐减少。

图3 不同含水率流体流过自适应控水阀时的流量与压差的关系曲线Fig.3 Relation curve between flow rate and differential pressure of fluid with crude oil with different water content passing through adaptive water control valve

1.2 水平井自适应调流控水技术原理

为阻止水平段突进水沿着套管外环空向低含水段窜流，采用封隔器将水平段划分若干个独立单元。姚志良等[12-22]研究认为，调流控水筛管需配合封隔器将水平井段不同渗透带分割成不同的压力系统才能发挥控水作用。

在封隔器分隔出的每个单元内设置带有控水阀的防砂控水筛管，依据渗透率、含油饱和度差异选择控水阀的不同阀孔尺寸和分布方式，一是实现前期均匀产液即：调整剖面，均匀供液，抑制高渗段产量，释放低产液段潜力；二是实现后期阻水采油，即：增加出水段液体流入井筒的阻力和生产压差。

2 分段工艺技术及方法

2.1 分段优化设计

具体分段数及段内长度根据实际井情况而定，其基本原则是依据水平段“渗透率、饱和度”分布特征划分控流单元，即将高含水段和低含水段分隔开，将渗透率相对较高的井段和渗透率相对较低的井段分隔开。

2.2 分段工具研制

分段工艺采用管外裸眼封隔器来实现，在实施过程中，管外裸眼封隔器与控水筛管组配，在完井时下入水平井内，之后下入胀封管柱胀封管外封隔器。管外裸眼封隔器的密封程度决定水平段管外分段的可靠性。目前，常用的裸眼封隔器存在长期密封可靠性不足的问题，如：遇油（水）膨胀式封隔器的密封可靠性有待提高，且成本较高；水力扩张式封隔器存在充填介质水渗漏的风险，影响封隔器密封性能和有效期；水泥填充式封隔器，在施工过程中如果出现问题，延误注入时间会影响施工安全[23-24]。

为此，作者研究了预充填固化填料完井封隔器，其结构如图4 所示。（1）封隔器原理：将一定量固化填料预置到封隔器密闭腔内，座封时，高压水进入封隔器密闭腔并与固化填料快速反应，形成高强度固结体，改善封隔器密封效果。（2）技术要点：封隔器上、下连接套设计注入填料孔、排气孔，提高填料充满度；优化封隔器结构，增加密闭空间体积，提高填料充填量；填料与油不互溶、不反应，与水快速反应，生成高弹性树脂固结体。（3）封隔器参数：长度2 m，胶筒长度1 m，开启压力12 MPa，座封压力15 MPa。

图4 预充填固化填料完井封隔器结构图Fig.4 Structure of pre filled and solidified packing completion packer

2.3 预充填固化填料完井封隔器分段工艺方法

（1）在实施过程中，将预充填固化填料完井封隔器与控水筛管组配并下入水平井内，每段管柱结构为：3 m 盲管+扶正器+管外封隔器+扶正器+3 m盲管。（2）地面组配胀封管柱，其结构为：导锥丝堵+扩张式封隔器+油管+注入阀+油管+扩张式封隔器+油管至井口。（3）下入胀封管柱，注入阀对准最下一级的裸眼完井封隔器，两组扩张式封隔器分别对应于裸眼完井封隔器的上下盲管处。（4）从地面打液压使胀封管柱的管外封隔器座封，继续打压，注入阀开启，注入水进入到裸眼完井封隔器内腔，使预充填固化填料完井封隔器的胶筒膨胀，同时使内腔中的预充填化学填料固化。（5）上提胀封管柱并对准其他级的管外封隔器，重复打压操作，完成其他段裸眼封隔器的胀封。（6）起出胀封管柱。

3 控水阀参数优化设计

基于水平井轴向渗透率、含油饱和度变化的测试结果，并依据流量范围和所需的阻水压力选择控水阀的阀孔尺寸，对确定的出水段设置盲板。

为了给控水阀参数优化设计研究提供基础数据，在室内分别开展了不同阀孔直径、不同介质、不同压差下的流量测试实验。具体为：采用阀孔直径为0.5，1.0，…，6.0 mm 等12 个自适应调流控水阀，每个阀都分别进行纯油、含水率25%、含水率50%、含水率75%、纯水等5 种介质在不同压差下测定的流量。表1 列出了部分不同阀孔直径的自适应调流控水阀在纯油介质下测出的不同压差下的流量。

表1 自适应调流控水阀不同压差下流量Tab.1 Flow rate of adaptive flow control valve under different pressure difference

3.1 依据流体性质（油或水）的阀孔尺寸设计方法

依据实际控水阀结构，总压差由环形通道压差、流槽压差、阀孔压差3 部分构成。作者推导出其计算公式

式中：

Δp--控水阀总压差，Pa；

Chd--环形通道压力损失系数，无因次；

Ahd--环形通道横截面积，m2；

Clc--流槽压力损失系数，无因次；

Alc--流槽横截面积，m2；

Cfk--阀孔压力损失系数，无因次；

Afk--阀孔横截面积，m2；

ρm--流体密度，kg/m3；

Q--流体流量，m3/s；

λ--沿程压力损失系数，无因次；

lfk--阀孔长度，m；

dfk--阀孔直径，m。

控水阀内的环形通道及流槽的结构与尺寸可固化，对应的横截面积等参数为确定值，因此，控水阀总压差为阀孔直径、流体密度、流体流量的函数，即

依据计算结果得到图5 和图6，并经实验验证。

设计过程：依据油井生产过程中各井段控水阀处设计流量和所需压差，通过式（1）分别计算出阀孔尺寸。对于高含油井段流体密度采用原油密度值，低含油井段流体密度采用水的密度值。设计过程也可参照图5 和图6 进行，依据油井生产过程中阀孔处所需要的压差，通过图5 得到各流体流量，然后通过图6 得到各流体段对应的阀孔直径。

图5 自适应控水阀节流压差与流量关系图Fig.5 Relationship between throttle pressure difference and flow of adaptive water control valve

图6 自适应控水阀节流压差与阀孔直径关系图Fig.6 Relationship between throttle differential pressure and valve hole diameter of adaptive water control valve

设计实例：当各流体段控水阀节流压差均为0.5 MPa 时，高含油流体流量为10.0 m3/d，低含油流体的流量为6.2 m3/d，则高含油流体对应的阀孔直径3.5 mm，低含油流体对应的阀孔直径为2.5 mm；当各流体的控水阀节流压差均为0.4 MPa 时，高含油流体流量为7.5 m3/d，低含油流体的流量为5.6 m3/d，则设计的结果为：高含油流体对应的阀孔直径2.8 mm，低含油流体对应的阀孔直径2.4 mm。

3.2 依据渗透率变化的阀孔尺寸设计方法

王庆等[10-11]研究认为，过分限制高渗透带的产液量不能取得较好的开发效果，因为高渗带既是主要水淹带，又是主要的产液带，在限制高渗透带产液量的同时也损失了产油量。在非均质油藏中，随着变异系数的增加，累计产油量减少；变异系数较大时，累计产油量减少的趋势更加明显。

因此，本文提出等流压+等流量的综合方法来进行不同渗透率井段的阀孔尺寸设计，即基于水平井的高渗段和低渗段流量相等、高渗段和低渗段流压相等的原则进行阀孔尺寸设计。为此，在设计过程中，高渗段需要采用较大节流压力的控水阀、低渗段需要较小节流压力的控水阀。基于不同阀孔直径的调流控水阀在不同压差下的流量测试结果得到设计图版，如图7 所示。

设计方法：（1）图7 所示的等流压+等流量的综合设计图版给出了4 条阀孔直径与压差、流量的关系曲线。（2）基于水平井的产量指标，分解得出各段产量Qi。（3）基于邻井高渗段和低渗段的压力数据和同一数值的井底流压，获得各自所需要的节流压力Δpi（高渗段需要较大的节流压力Δpih，低渗段需要较小节流压力Δpil）；（4）在图7 上，与两个坐标点：（Δpih，Qi）和（Δpil，Qi）最邻近的阀孔直径线对应的阀孔尺寸为设计值，这一值满足等流压+等流量要求。

设计实例：各阀流量8.5 m3/d，高渗段所需要的节流压力Δpih=3.5 MPa，低渗段所需要的节流压力Δpil=1.5 MPa，则图7 上与两个坐标点（3.5，8.5）和（1.5，8.5）邻近的两条阀孔直径线分别为3.0 mm 和3.5 mm，即高渗透率井段设置直径3.0 mm的阀孔，低渗透率井段设置直径3.5 mm 的阀孔。

图7 自适应控水阀等流压+等流量的综合设计图版Fig.7 Integrated design chart of constant flow pressure+constant flow of adaptive water control valve

冀东油田某口水平井测试数据及分析结果如表2所示，可以看出，在采液过程中，当水平井段不设置控水阀时，水平井各段产液速度极不均匀，高渗井段的产液速度是低渗井段的15.00倍（30.0/2.0）；当水平井段设置相同孔径的控水阀时，水平井各段产液速度均匀程度增加，高渗井段的产液速度是低渗井段的1.55 倍（13.2/8.5）；当水平井段设置不同孔径的控水阀时，水平井各段产液速度均匀程度进一步增加，如：高渗井段控水阀孔径3.0 mm、低渗井段控水阀孔径3.5 mm，高渗井段的产液速度是低渗井段的1.08 倍（9.2/8.5）。

表2 自适应控水阀均衡水平段注采情况分析表Tab.2 Analysis of injection and production in balanced horizontal section of adaptive water control valve

4 防砂筛管精度设计

防砂筛管精度设计从防砂能力、堵塞程度等两方面进行，以防砂能力强、堵塞程度低为目标确定防砂筛管精度。

防砂能力评价：防砂能力指标是防砂筛管精度设计的主要依据，SY/T 5183--2016 标准中规定防砂合格的标准为：“稳定生产20 d 后，万方液的出砂量小于3 m3”。基于冀东油田浅层油藏地层砂粒径进行防砂能力评价，从图8 可以看到，防砂筛管挡砂精度小于250 μm 时防砂能力合格。

图8 不同精度筛管出砂量变化图Fig.8 Variation of sand production of different precision screen tubes

堵塞程度评价：利用中国石油大学（北京）实尺寸筛管挡砂性能评价装置[25]进行防砂管堵塞能力评价，在实验过程中形成稳定的挡砂屏障后，压力波动越小则堵塞程度越低。基于冀东油田浅层油藏地层砂开展堵塞程度评价，从图9 可以看出，防砂筛管挡砂精度在200 μm 和220 μm 的时候，压差波动最小，说明挡砂屏障比较稳定、堵塞程度低。

图9 实验稳定后不同筛管精度压力波动变化图Fig.9 Pressure fluctuation of screen tube with different precision after experimental stabilization

综合防砂能力、堵塞程度评价结果，优化后的冀东油田浅层油藏防砂筛管精度为200 μm。

5 现场实施情况及认识

水平井自适应调流控水完井技术及优化设计方法在选井和生产过程中需要注意的问题：（1）在现场应用中，选择疏松砂岩底水油藏水平井和靠近边水油藏的油水边界附近的水平井实施；（2）当水平段轴向上渗透率和含水饱和度存在明显差异时，应用此技术和设计方法效果更好；（3）实施后以较高的液量生产，因为较高液量生产可充分发挥自适应调流控水阀的控水作用。

5.1 现场应用情况

A 断块、B 断块、C 断块是浅层疏松砂岩边底水油藏，是冀东油田近年来的主要产建区。其中，A 断块主要在剩余油富集区或油水过渡区实施（调整）水平井；B 断块由于原油黏度高、流度低、含油饱和度偏低等因素，水平井投产后含水上升快或初期就高含水，投产效果较差；C 断块是冀东油田浅层边底水稀油油藏。从2019 年初开始到目前为止，在上述3个断块实施自适应调流控水筛管完井技术和优化设计方法31 口井，施工成功率100%，水平段长度平均190 m，平均段数3.4 段，控水阀直径在1～4 mm。

5.2 效果分析

相较同区块常规筛管完井水平井，实施井平均单井日增油5 t、含水降低20%、中低含水采油期增加100 d，产液段占筛管段比例由26%提高至76%。

自适应调流控水筛管完井技术对底水油藏适应性好于边水油藏。底水油藏实施19 口，边水油藏实施12 口井，底水油藏实施井单井日产油量是边油水油藏的2.34 倍、含水比边水油藏低30%。

基于调流控水筛管完井10 口提液井生产分析，底水油藏实施井控水增油效果好于边水油藏，当液量由25 m3/d 提至80 m3/d，底水油藏井含水下降15%，边水油藏含水增加15%。

5.3 典型井例

C-P12 井位于C 断块，C 断块是冀东油田浅层边底水稀油油藏，共投产水平井7 口，采取不同完井方式控水试验，其中，射孔完井2 口、常规筛管完井4口、调流控水筛管完井1 口（C-P12 井）。C-P12 水平段对应定向井C-24 井16#层，井距120 m，靠近A 靶点。轨迹最低点垂深1 215 m，离油水界面1 m，大部分井段离油水界面2 m。该井2019 年4 月实施调流控水筛管完井，控水阀布置情况如图10 所示。

图10 C-P12 井分段及控水阀布置情况Fig.10 Arrangement of section and water control valve of Well C–P12

该井生产后，日产液16 m3，油井含水呈下降趋势，投产后含水由70% 下降到35%，含水低于40%的累计生产天数200 d，中低含水采油期目前已达300 d，累计产油2 300 t。相对于同区块两口射孔完井和4 口常规筛管完井的水平井，随着生产时间延长，含水大幅度降低，3 个月时含水降低2 个百分点，由44%降至42%；6 个月时含水降低15 个百分点，由53%降至38%；9 个月时含水降低20 个百分点，由57%降至37%，中低含水采油期增加120 d，由180 d 增至300 d，到目前为止累计增油1 000 t。