豆寧輝, 何漢平， 陳向軍， 孔令軍， 劉瑞杰， 張 萌

(1中國石化石油工程技術(shù)研究院 2中國石油規(guī)劃計劃部 3中國石油辦公廳)

伴隨著油氣資源的大量開采，很多油田已進入高采出程度、高含水的“雙高”階段，多數(shù)油井逐步進入生產(chǎn)中后期，隨著開采年限的增長、油氣水井井況日趨變差，井下作業(yè)工作量呈現(xiàn)出上升趨勢。智能完井技術(shù)是一種先進的油藏生產(chǎn)管理技術(shù)，能有效提高采收率、減少修井作業(yè)時間、降低井下作業(yè)成本、提高采收率、增加單井油氣產(chǎn)量，但是該技術(shù)在國內(nèi)還處于研究起步階段，本文從國外的調(diào)研到設(shè)計模擬分析和經(jīng)濟評價分析，進行了探索性研究，對我國發(fā)展智能完井具有一定借鑒意義。

一、技術(shù)現(xiàn)狀與適應性分析

1. 技術(shù)現(xiàn)狀

智能完井系統(tǒng)被稱作是井下永久監(jiān)測控制系統(tǒng)，是一種能夠采集、傳輸和分析井下生產(chǎn)狀態(tài)油藏狀態(tài)和整體完井管柱生產(chǎn)數(shù)據(jù)等資料，并且能夠根據(jù)油井生產(chǎn)情況，以遠程控制的方式及時對油層進行監(jiān)測控制的完井系統(tǒng)。在智能井系統(tǒng)中，井下生產(chǎn)控制系統(tǒng)是必不可缺的重要組成部分。盡管目前智能完井工藝中已研發(fā)并投入應用了液壓控制、電動控制或液壓-電動控制等三種系統(tǒng)，但這三種系統(tǒng)并不是都能滿足各種井況。如對于電動控制系統(tǒng)，在設(shè)計必須考慮到電子元器件的可靠性問題。對于井下電氣設(shè)備，一個很小的泄漏也會導致TEC電纜短路甚至破壞整個電子系統(tǒng)[1-4]。

2. 適應性分析

在選擇使用智能完井的井時，需要考慮一些限制條件，進行適應性分析，主要包括如下方面：

(1)井的油藏認識程度。一方面，需要全面了解油、氣、水分布特征，油層、氣層、水層描述精細和分層清晰，另一方面，各層的壓力和溫度明確，目的是準確選定層間封隔位置和井下工作儀器。

(2)油氣產(chǎn)量。實施智能完井的井，其預期的穩(wěn)定產(chǎn)量不能太低，考慮到智能完井初期投入較大，如果產(chǎn)量太低，投入產(chǎn)出比低，投資回報期長，凈收益低。一般認為采用智能完井的井日產(chǎn)量不應低于68 t。

(3)生產(chǎn)方式。智能完井一般適合于自噴生產(chǎn)井、氣舉生產(chǎn)井和安裝大排量泵井(如電潛泵)。其它非自噴井因井筒工具配置較多，會限制智能完井設(shè)備與工具的安裝，影響智能完井工具作用的發(fā)揮。

(4)井筒條件。智能完井在實施作業(yè)中要在井筒中安裝層間封隔工具、流入控制工具和多條線纜等，對井筒尺寸有嚴格的要求，目前的技術(shù)條件并不能滿足任何井眼條件。從幾家智能完井系統(tǒng)的油氣層分隔封隔器、井下控制器的適用井筒尺寸來看，由于需要在工具外面外敷線纜，安裝智能控制閥的井筒尺寸要求一般不小于117.8 mm。

(5)成本。智能完井尤其是智能化程度較高的完井初期投入較大，如一口4 000 m左右的生產(chǎn)井，采用常規(guī)的兩層分層開采(無防砂考慮)，其智能完井投入費用超過800萬元人民幣。應綜合考慮多方面因素，決定是否有必要采用該項技術(shù)[5-8]。

二、設(shè)計實例

1. 設(shè)計思路

X油田各油層參數(shù)簡表見表1。根據(jù)各油層的埋深、壓力系數(shù)和物性，Q油層和P油層壓力系數(shù)相近，O油層與P油層、Q油層壓力系數(shù)相差較大，且O油層滲透性好，如果將三個油層合采，O油層井底流壓會低于泡點壓力，此時會發(fā)生層間干擾(見下文模擬設(shè)計結(jié)果)。因此針對P和Q兩個油層進行智能完井設(shè)計，即分別在P油層和Q油層安裝流入控制閥(ICV)，通過流量控制進行兩個油層的合采。

表1 X油田各油層參數(shù)

在進行X油田智能完井方案設(shè)計時采用了直接液壓控制工藝，即通過一個常規(guī)ICV和一個套筒式ICV分別控制P和Q兩個油層的生產(chǎn)。分別通過兩條液壓管線控制上述兩個ICV的開啟，ICV同時公用一條液壓液回流管線。一個層間封隔器坐封在?244 mm套管里面，一個層間封隔器置于?140 mm套管內(nèi)，分別封隔P和Q兩個油層。油管尺寸為?88.9 mm。如圖1所示。

現(xiàn)有X油田項目開發(fā)方案中，針對該油田資源量分布零散、塊小且碎、分布層位多及受經(jīng)濟因素控制等因素，部署井多為“一井多靶”，采用從下往上上返的開發(fā)模式。在開發(fā)期15年以內(nèi)同一口井要兼顧多個油藏，各油藏分配開發(fā)時間較短，如同一口井需將15年分配于兩個油藏，有效開發(fā)時間短。如果采用智能完井設(shè)計，一方面可以實現(xiàn)“一井多靶”，另一方面可以簡化從下往上上返的開發(fā)模式，即P和Q兩個油層同時智能化生產(chǎn)，消除P油層等待生產(chǎn)時間，延長油藏分配開發(fā)時間。智能完井管柱結(jié)構(gòu)也適合后期的分層籠統(tǒng)注水作業(yè)，并實現(xiàn)智注水量能調(diào)節(jié)[9-10]。

圖1 P和Q油層智能完井井筒結(jié)構(gòu)示意圖

2. 生產(chǎn)模擬計算

利用哈里伯頓公司Netool 完井設(shè)計軟件，模擬計算了實施智能完井后兩個油層的生產(chǎn)情況，包括產(chǎn)量、井底流壓等。計算輸入?yún)?shù)包括深度、壓力(地層壓力、泡點壓力等)、產(chǎn)液指數(shù)、油氣比、PVT和相滲數(shù)據(jù)等。

通過模擬計算得到：P油層和Q油層兩層合采，P油層和Q油層的采油指數(shù)分別為3.6 t/d/m和5 t/d/m，兩層合采能到達預期的60 t/d 左右原油產(chǎn)量。在該產(chǎn)量下，P油層生產(chǎn)壓差為2.40 MPa，井底流壓為26.6 MPa,Q油層生產(chǎn)壓差為7.59 MPa，井底流壓為27.41 MPa，均高于兩個油層的泡點壓力。在生產(chǎn)過程中，通過配合調(diào)節(jié)井下的ICV開度和井口油嘴大小，調(diào)節(jié)上述兩個油層的產(chǎn)量。

通過模擬分析O、P和Q三層合采時的結(jié)果，三層合采中，當O油層井底流壓為6.97 MPa時(該流壓低于該油層泡點壓力)，合采產(chǎn)量可以達到預期的100 t/d(含水0 %),但此時出現(xiàn)層間干擾現(xiàn)象。

將O油層流壓減少到5.31 MPa時可以達到三層合采產(chǎn)量100 t/d要求，此時層間干擾現(xiàn)象消失。該流壓更低于該油層泡點壓力9.08 MPa。盡管在短期內(nèi)可以達到預期產(chǎn)量，但不利于該油層的合理、高效開發(fā)。

3. 智能完井工具配置

智能完井工具配置見表2。

表2 智能完井工具配置

4.智能完井管柱下入程序

(1)井筒準備。P和Q油層射孔、排液后，井筒替換成壓井液。

(2)下入?139.7 mm封隔器，實施電纜坐封。坐封位置位于P和Q油層射孔段之間。

(3)地面組裝完井工具，包括套筒式ICV、常規(guī)ICV和壓力計托筒。接在?88.9 mm油管(下部接插入密封短節(jié))之上。

(4)鏈接電子壓力計TEC電纜。用檢測儀測試電子壓力計TEC電纜，確保電纜鏈接正常。

(5)鏈接液壓管線。對ICV進行功能測試，通過開啟管線打壓，測試管線，放壓，然后關(guān)閉管線打壓來完成。測試完成后ICV處于關(guān)閉位置。

(6)將液壓開啟管線、共用關(guān)閉管線和連接至接線器下部接口。

(7)將線纜穿越封隔器接在下部接線器之上，并鏈接液壓管線和TEC電纜。

(8)在線纜穿越封隔器之上安裝上部接線器，并鏈接液壓管線和TEC電纜。

(9)用檢測儀測試電子壓力計TEC電纜，確保電纜鏈接正常。對ICV進行功能測試，通過開啟管線打壓，測試管線，放壓，然后關(guān)閉管線打壓來完成。測試完成后ICV處于關(guān)閉位置。

(10)向管柱內(nèi)注清水，慢速下入管柱串，同時綁定液壓管線組和TEC電纜。

(11) 待?139.7 mm油管下部接插入密封短節(jié)插入?139.7 mm封隔器密封筒后，停止下放管柱。

(12)井口管柱配長，坐落油管掛。同時穿越液壓管線和TEC電纜出井口。

(13)連接地面，測試TEC電纜和壓力溫度計狀態(tài)。

(14)油管內(nèi)打壓，坐封MC線纜穿越封隔器。驗封。

(15)拆B(yǎng)OP。

(16)裝采油樹。

(17)安裝智能完井地面系統(tǒng)，包括地面數(shù)據(jù)采集控制系統(tǒng)和地面液壓控制系統(tǒng)。

(18)開啟ICV，排液，投產(chǎn)。

5. 成本估算與分析

針對在P和Q兩個油層進行智能完井設(shè)計，分別安裝流入控制閥(ICV)，所用工具等通過成本估算，智能完井投入成本接近600～640萬元人民幣。

按照5年自噴開發(fā)時間，對兩種方式開采費用進行了概算，從計算結(jié)果可以看出，采用智能完井工藝，第二個五年的收益約為3 000美元，可在第一個五年實現(xiàn)，并且實現(xiàn)收益的增值可以抵消智能完井實施費用，略有結(jié)余。提前實現(xiàn)的收益在第二個五年還會增值[11-12]。

三、結(jié)論與建議

(1)通過實例設(shè)計，模擬計算及成本分析，智能完井工藝可以在X油田應用，且提前實現(xiàn)收益。

(2)智能完井技術(shù)作為一種先進的油藏和生產(chǎn)管理技術(shù)，在優(yōu)化油氣井的生產(chǎn)和降低作業(yè)費用與生產(chǎn)風險的同時，能夠最大程度地提高油田采收率，降低生產(chǎn)成本。

(3)目前智能完井還未能實現(xiàn)完整意義上的高效信息自動處理、自動反饋功能，控制方式主要為開環(huán)控制，還需人的干預。

(4)智能完井技術(shù)應用前必須進行適應性評價及成本分析，以期利用智能完井技術(shù)進行降本增效。

(5)隨著深水油氣田的開發(fā)，建議國內(nèi)加大智能完井技術(shù)的投入，以降低在油氣田成產(chǎn)階段的費用，達到降本增效的目的。

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