謝日彬 李海濤 楊勇 劉遠(yuǎn)志 孫常偉

1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司；2.西南石油大學(xué)

流花油田是南海珠江口盆地的塊狀生物礁灘底水稠油油田，孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、非選擇性溶孔為主，儲層平均孔隙度21.3%，平均滲透率為 651×10-3μm2，屬中～高孔隙度、中～高滲透率儲層［1］。流花油田原油屬高密度、高黏度、低含蠟、低凝固點、低硫、低溶解氣油比的重質(zhì)原油。該油田1996年投產(chǎn)，是世界上第1個在一個油田內(nèi)全部使用水平井開發(fā)的油田［2］，初期20口開發(fā)井動用含油面積14.2 km2，水平段全部采用打孔管完井，單井平均日產(chǎn)油量 1 025.8 m3/d。

隨著開發(fā)的進(jìn)行，部分井出現(xiàn)水淹、產(chǎn)量遞減快、經(jīng)濟(jì)效益差的問題，自1998年開始通過老井側(cè)鉆試圖改善油田開發(fā)效果，至2002年初側(cè)鉆了7口水平井，水平段采用裸眼完井，平均單井初增油僅為160 m3/d，且迅速水淹，經(jīng)濟(jì)效益差。自2003年開始逐漸將側(cè)鉆井位布置在未動用的3井區(qū)。

主開發(fā)區(qū)探明儲量采出程度只有16.1%，剩余8口未側(cè)鉆的早期開發(fā)井平均累產(chǎn)油93×104m3，生產(chǎn)穩(wěn)定。為改善新井的開發(fā)效果，2013年優(yōu)選2口構(gòu)造高部位調(diào)整井采用封隔器分段ICD控水完井，投產(chǎn)初期含水85%，且迅速水淹，累產(chǎn)均小于2.5×104m3，控水效果差。

目前主開發(fā)區(qū)處于特高含水開發(fā)階段，采出程度僅為17.3%，16口在產(chǎn)井綜合含水為98%，8口早期開發(fā)井產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的83%。為了提高主開發(fā)區(qū)的采收率，迫切需要合適的控水技術(shù)延緩新井的含水上升速度，提高開發(fā)效果。

1 目標(biāo)井概況

X5井為流花油田邊部構(gòu)造最低位置的一口水平井，該井附近斷層及裂縫發(fā)育，周圍3口歷史井投產(chǎn)初期平均含水62.9%，最低含水42.5%，含水上升快，開發(fā)效果差，井平均壽命低于2年。

高精度成像測井解釋成果證實，X5井水平井段可見37條高角度成組集中分布的裂縫，裂縫走向為北西—南東向，次生溶蝕相對發(fā)育的有4個層段，次生溶蝕比例最大可達(dá)7.0%，平均溶蝕孔徑約1.5 mm。溶蝕類型主要為蜂窩狀溶蝕，也可見斑雜狀溶蝕和沿裂縫溶蝕，裂縫滲透率為孔隙滲透率的10～15倍。

流花油田水平井產(chǎn)出剖面示蹤劑解釋成果證明，流花油田水平井產(chǎn)出不均勻現(xiàn)象較為明顯，優(yōu)勢滲流通道為主要的產(chǎn)水層段，但是受礁灰?guī)r儲層成巖機(jī)理的影響，非均質(zhì)性強(qiáng)，密閉取心顯示巖心孔隙度、滲透率變化大，與隨鉆測井資料存在較大差異，優(yōu)勢滲流通道和出水位置難確定。

2 微粒充填I(lǐng)CD均衡控水管柱

微粒充填I(lǐng)CD均衡控水技術(shù)是通過在控水篩管與地層的環(huán)空內(nèi)和近井地帶充填微粒顆粒制造人工井壁，保證控水篩管與人工井壁的緊密貼合，在控水管外形成均勻孔隙介質(zhì)，減少管外橫向竄流的一種均衡控水技術(shù)。

2.1 管柱結(jié)構(gòu)

微粒充填I(lǐng)CD控水管柱與常規(guī)的礫石充填防砂管柱［3］基本相同，由封隔器、充填總成、盲管、篩管串、雙級過濾浮鞋構(gòu)成；不同的是篩管串由基管、ICD限流閥［4-6］、過濾篩網(wǎng)、篩網(wǎng)保護(hù)套組成,ICD限流閥均勻安裝在基管上(圖1)。

圖1 水平段微粒充填I(lǐng)CD控水管柱示意圖Fig.1 Sketch of particle filling based ICD water control string in the horizontal section

2.2 工作原理

(1)微粒充填地層的高滲透條帶或裂縫，封堵地層水的優(yōu)勢滲流通道，起到堵水的作用。

(2)微粒充填控水篩管與井壁之間的環(huán)空，保持井壁與控水篩管緊密貼合，以此來增加流體在環(huán)空的流動阻力，減少高產(chǎn)能段流體在環(huán)空內(nèi)的橫向竄流，代替機(jī)械封隔器起到連續(xù)封隔環(huán)空的作用。

(3)控水管柱均勻安裝ICD限流閥。ICD限流閥可以提高高產(chǎn)能段管柱的附加壓降損失，降低高產(chǎn)能段流量；而低產(chǎn)能段因流量低，管柱的附加壓降小，作用在地層上的壓差大，產(chǎn)液量相對增加。

(4)因環(huán)空內(nèi)充填有微粒顆粒，流體橫向竄流的摩阻增大，竄流量減少，進(jìn)一步均衡水平段的產(chǎn)液量，起到控水的作用。

2.3 技術(shù)優(yōu)勢

(1)基管上均勻安裝限流閥，不受儲層非均質(zhì)及含油性影響，且能夠規(guī)避因隨鉆測井資料誤差導(dǎo)致的控水段劃分不合理的問題。特別是對于礁灰?guī)r油田，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)(變異系數(shù)0.8、突進(jìn)系數(shù)6.3、級差77.6)，近井地帶儲層物性變化大，常規(guī)砂巖油田的ICD設(shè)計思路不適用，通過均勻安裝限流閥可以有效規(guī)避該問題。

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)：用DPS數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)對墾鑒稻6號穗頭各部分之間連接力的回歸模型進(jìn)行計算機(jī)模擬可以得出[12]：

(2)篩管與地層的環(huán)形空間及地層大孔隙或裂縫內(nèi)充填有微粒顆粒，且微粒顆粒介質(zhì)的滲透率近似于地層滲透率，能有效降低近井地帶地層非均質(zhì)性。

3 微粒充填I(lǐng)CD均衡控水技術(shù)參數(shù)設(shè)計

3.1 限流閥安裝距離及孔徑設(shè)計

水平井生產(chǎn)時受水平段非均質(zhì)性及流體流動的影響，水平段動用不均，流花油田前期ICD控水完井設(shè)計時主要是通過儲層物性及裂縫解釋成果確定分段長度及ICD孔數(shù)，投產(chǎn)后控水效果并不明顯，且多口井存在控水后液量低、高含水期無經(jīng)濟(jì)效益的問題。

借鑒流花油田早期開發(fā)井打孔管完井的礦場經(jīng)驗，在基管上均勻安裝限流閥，降低高產(chǎn)能段的產(chǎn)液貢獻(xiàn)，以達(dá)到均衡控水的目的。假設(shè)油井水平段長度為L，設(shè)計最大產(chǎn)液量為Q，限流閥允許的最大過流量為q，則限液閥數(shù)量為Q/q，限流閥距離h為L/(Q/q)。根據(jù)限流閥的過流量實驗確定孔徑為8 mm限流閥在 6 MPa壓差下最大過流量為 28 m3/d，目前流花油田水平井水平段有效長度850 m，設(shè)計產(chǎn)液量為 2 385 m3/d，需要安裝 85 個限液閥，每 10 m安裝一個限液閥。

3.2 顆粒粒徑設(shè)計

顆粒充填的目的是利用高分子顆粒封堵控水管外環(huán)空及地層大孔隙或裂縫，降低近井地帶的非均質(zhì)性，因此顆粒粒徑應(yīng)與地層巖石骨架顆粒粒徑吻合。通過對該井鉆井巖屑的粒度分析(表1)，優(yōu)選高分子顆粒的粒徑為0.225～0.45 mm。

3.3 微粒充填施工參數(shù)設(shè)計

充填施工參數(shù)是保證充填效果的關(guān)鍵，其主要包括地面泵入壓力、泵入流量、加砂比。針對油藏地質(zhì)特征，微粒充填主要分為3個階段。

(2)中期充填近井地帶地層階段。該階段的充填流量降低到早期充填流量的一半，加砂比逐漸提高到6%，微粒顆粒隨著充填流量的降低在近井地帶迅速堆積，保證近井地帶的高分子顆粒的濃度，提高微粒顆粒對近井地帶優(yōu)勢滲流通道的封堵性。

(3)晚期充填篩管外環(huán)空階段。該階段的充填流量降低到原始充填流量的1/4，加砂比逐漸提高到12%，微粒顆粒隨著充填流量的降低在篩管外環(huán)空迅速堆積，自趾端逐步向跟端埋沒篩管［7］，流量降低，壓力升高［8］。待井口充填壓力升高到4 MPa，流量下降到150 L/min時充填完畢。

表1 X5 井水平段巖屑粒徑分析結(jié)果Table 1 Analysis results on the particle sizes of cuttings in the horizontal section of Well X5

4 現(xiàn)場試驗及效果分析

4.1 清水注入試驗

為了確定合理的充填壓力，準(zhǔn)確計算地層摩阻，顆粒充填之前需要進(jìn)行清水注入試驗［9］。通過逐步調(diào)整注入壓力，確定注入壓力不穩(wěn)定的起始點，作為微粒充填的起始壓力，以達(dá)到最大程度提高充填顆粒量的目的。圖2為流花油田清水注入試驗施工曲線，當(dāng)?shù)孛孀⑷雺毫Ω哂? MPa時，壓力在穩(wěn)定注入流量下存在明顯波動，與地漏試驗對比后確定該壓力為地層破裂臨界壓力，即顆粒充填起始壓力。

圖2 X5井清水注入試驗施工曲線Fig.2 Construction curve of fresh water injection experiment of Well X5

4.2 現(xiàn)場壓裂充填施工及曲線分析

該井水平段平均實測井徑0.165 m，控水篩管外徑為 0.12 m，需要充填的井筒環(huán)空體積為 9.67 m3，充填壓差高于地層破裂壓差5.5 MPa，實際充填體積為 22.6 m3。充填初期采用 1 200 L/min 的高流量注入，地面注入壓力逐漸上升，擴(kuò)大近井地帶優(yōu)勢滲流通道孔徑，細(xì)粒高分子顆粒(直徑 0.225～0.45 mm)進(jìn)入大孔隙和優(yōu)勢滲流通道，有效均衡近井地帶孔隙度和滲透率。充填中后期逐漸降低充填壓力，增大加砂比，保證水平井段環(huán)空有效充填，減少水平井段橫向竄流，X5井顆粒充填壓力與排量變化如圖3所示。根據(jù)微粒實際充填量與環(huán)空容積計算得到充填到近井地帶地層裂縫的微粒體積V為12.93 m3，計算方法如下：水平段井徑d1為 0.165 m，水平段實鉆長度850 m，地層孔隙度φ為24.3%，根據(jù)試井資料確定水平段有效動用長度h1為實鉆長度的35.9%，即h1為305.15 m，假定優(yōu)勢滲流通道占儲層總孔隙度的比例A為10%，則根據(jù)體積公式計算得到充填顆粒進(jìn)入地層深度約0.67 m，形成以水平井為圓心、直徑1.5 m的均質(zhì)幾何體。

圖3 X5井微粒充填壓力與排量變化Fig.3 Filling pressure and displacement change of particles in Well X5

4.3 效果分析

X5井投產(chǎn)后無水采油期10 d，投產(chǎn)第3個月測試含水16.9%，產(chǎn)油228 m3/d；投產(chǎn)第6個月測試含水 75.3%，產(chǎn)油 159 m3/d(圖4)，根據(jù) X5 井附近 300 m范圍內(nèi)的鄰井不同含水的累產(chǎn)油數(shù)據(jù)表(表2)可知，使用微粒充填I(lǐng)CD均衡控水技術(shù)后，X5井和X4井的投產(chǎn)初期的含水明顯低于周圍3口井，與2013年調(diào)整井X3相比，含水降低62%，初期累增油超過2.5×104m3，開發(fā)效果明顯好于周圍3口鄰井。

圖4 X5井產(chǎn)量測試曲線Fig.4 Production test curve of Well X5

表2 X5 井鄰井不同含水率下累產(chǎn)油數(shù)據(jù)Table 2 Cumulative oil production of Well X5 neighboring well at different water cuts

5 結(jié)論及建議

(1)該技術(shù)能夠降低高產(chǎn)能段的產(chǎn)液貢獻(xiàn)，提高低產(chǎn)能段的動用程度，均衡水平段液量分布，對水平井控水具有一定的效果?，F(xiàn)場實施證明，微粒充填能夠有效封堵水平段的溶蝕孔洞和控水管外空間，降低溶孔溶洞和控水管外空間的滲透率，最終起到降低高含水段產(chǎn)液貢獻(xiàn)的作用，達(dá)到提高流花油田水平井開發(fā)效果的目的。

(2)微粒充填時需要合理的充填壓力，充填壓力過大可能導(dǎo)致溶蝕孔洞延展溝通底水；充填壓力過小可能引起微粒顆粒僅充填篩管外環(huán)空，無法進(jìn)入地層封堵溶蝕孔洞，導(dǎo)致控水效果減弱。