水平井控氣技術(shù)在海上氣頂油藏應(yīng)用研究

梁 丹康曉東楊俊茹王旭東

(中海油研究總院海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京100028)

水平井控氣技術(shù)在海上氣頂油藏應(yīng)用研究

梁 丹,康曉東,楊俊茹,王旭東

(中海油研究總院海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京100028)

由于氣頂油藏氣頂氣的產(chǎn)量不穩(wěn)定,逐年衰竭較快,無(wú)法作為平臺(tái)燃?xì)馔钙诫娬镜娜剂鲜褂?且海上油田儲(chǔ)集運(yùn)輸成本高,因此在海上氣頂油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中盡量采用控氣穩(wěn)油的開(kāi)發(fā)方式,降低能源浪費(fèi)。AICD流入控制裝置基于伯努利原理,在延緩氣頂錐進(jìn)的同時(shí)具備油井見(jiàn)氣后對(duì)低黏度氣相流入井筒的限制功能。AICD在挪威Troll油田進(jìn)行了成功的礦場(chǎng)應(yīng)用,在同一時(shí)間段,生產(chǎn)氣油比僅為未使用AICD油井的1/3,累產(chǎn)油量增加了20%。針對(duì)渤海Q油田的氣頂?shù)姿碛陀筒?應(yīng)用ECLIPSE軟件的多段井模型,對(duì)AICD水平井控氣技術(shù)進(jìn)行了數(shù)值模擬計(jì)算。計(jì)算結(jié)果表明,AICD裝置有效地將氣油比從1 000～2 500 m3/m3控制到500～1 000 m3/m3,累產(chǎn)油提高12%～15%。

海上氣頂油藏; 水平井; AICD裝置; 控氣機(jī)理

氣頂油藏由于自身的復(fù)雜性,使其在開(kāi)發(fā)中遇到的問(wèn)題較多,其中氣錐是面臨的主要問(wèn)題之一[1-3]。隨著開(kāi)發(fā)的進(jìn)行,地層壓力降低,使得油氣界面下移,最終將會(huì)導(dǎo)致油井氣錐,由于氣相黏度較低,將在錐進(jìn)處形成快速通道,使得產(chǎn)油量急劇下降,氣油比升高,油藏采收率低[4-7]。而且對(duì)于海上油田來(lái)說(shuō),這部分氣頂氣的產(chǎn)量不穩(wěn)定,逐年衰竭較快,無(wú)法作為平臺(tái)燃?xì)馔钙诫娬镜娜剂鲜褂?若進(jìn)行外輸,單獨(dú)鋪設(shè)天然氣管線的費(fèi)用較高、不經(jīng)濟(jì),常常通過(guò)火炬燃燒或冷放空,造成能源浪費(fèi)、環(huán)境污染。因此,海上氣頂油田開(kāi)發(fā)需要采用控氣穩(wěn)油的開(kāi)發(fā)方式,盡量減少和限制氣頂氣的產(chǎn)出,實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排、降低能源浪費(fèi)。

為了滿足海上氣頂油藏的開(kāi)發(fā)需求,提出了水平井結(jié)合流入控制裝置的控氣技術(shù)。針對(duì)水平井因“趾跟效應(yīng)”、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和流體流變性差異產(chǎn)生的氣錐現(xiàn)象,在完井段上安裝流入控制裝置,通過(guò)產(chǎn)生附加壓降來(lái)保證流入剖面沿整個(gè)水平段的均勻性,從而實(shí)現(xiàn)了延緩氣體錐進(jìn)、延長(zhǎng)油井生產(chǎn)周期和提高油藏采收率的目的。

1 控氣穩(wěn)油技術(shù)機(jī)理

在均質(zhì)氣頂油藏中,氣頂錐進(jìn)主要受沿水平井筒方向壓力降的影響,容易在水平段跟部發(fā)生氣錐現(xiàn)象。在非均質(zhì)氣頂油藏中,氣頂錐進(jìn)主要受沿水平井筒方向地層非均質(zhì)性和壓力降的雙重影響,從而造成氣體從水平井的部分井段突破。通過(guò)安裝流入控制裝置在跟部或者高滲透區(qū)域形成一個(gè)附加壓力降來(lái)平衡油藏與井筒之間的壓力不均勻性,使得近井筒油藏壓力近似呈直線變化,從而實(shí)現(xiàn)水平井各井段均勻的流入剖面,減緩氣頂錐進(jìn)的速度。目前國(guó)內(nèi)外已研制出各種不同的流入控制裝置,主要分為被動(dòng)流入控制裝置(ICD)和自動(dòng)流入控制裝置(AICD)兩大類(lèi)。

ICD在下井投入生產(chǎn)之后,不能再進(jìn)行調(diào)節(jié),且ICD只能延緩氣頂?shù)腻F進(jìn)速度,推遲見(jiàn)氣時(shí)間,當(dāng)氣一旦突破后,ICD不能減小或阻止突破的影響[8]。AICD裝置在兼顧ICD裝置原有功能的基礎(chǔ)上,同時(shí)具備油井見(jiàn)氣后對(duì)氣相流入井筒的限制功能,從而達(dá)到控氣穩(wěn)油的目的。

AICD控氣裝置主要包括浮片型和浮動(dòng)圓盤(pán)型(見(jiàn)圖1)[9-11]。平衡片型AICD利用浮力原理,即油氣的密度差來(lái)控制平衡片的開(kāi)啟或關(guān)閉。由于氣體的密度小于油的密度,當(dāng)氣體流經(jīng)井內(nèi)某一區(qū)域時(shí),該區(qū)域內(nèi)流體密度減少,導(dǎo)致浮片無(wú)法繼續(xù)完全開(kāi)啟,造成流動(dòng)面積減少、流動(dòng)阻力增加;當(dāng)井筒內(nèi)全部充滿氣體時(shí)浮片關(guān)閉;當(dāng)油流過(guò)時(shí),浮片在浮力作用下又會(huì)打開(kāi)。浮片型AICD僅處在室內(nèi)研究階段,還未在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行應(yīng)用。

圖1 不同類(lèi)型AICD裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of different types of AICD devices

浮動(dòng)圓盤(pán)型AICD裝置,又被稱為RCP(Rate Controlled Production)閥,其主要依據(jù)伯努利方程中流體動(dòng)態(tài)壓力與局部壓力損失之和恒定的理論,流經(jīng)裝置的不同流體黏度的變化影響裝置內(nèi)圓盤(pán)的開(kāi)度。當(dāng)相對(duì)黏度較高的油流經(jīng)裝置時(shí),圓盤(pán)開(kāi)度較大;當(dāng)相對(duì)黏度較低的氣或水流經(jīng)裝置時(shí),圓盤(pán)因黏度變化引起的壓降自動(dòng)減小開(kāi)度。油、氣、水三相分別流過(guò)RCP閥的典型流速剖面如圖2所示。從圖2中可以看出,在同一壓力下,油相的流速明顯高于水相和氣相,說(shuō)明RCP閥對(duì)低黏的水相和氣相起到了很好的限制作用。

圖2 油氣水三相流過(guò)AICD的流速剖面圖(μo=460 mPa·s)Fig.2 Oil-gas-water three-phase flow through the AICD flow profile(μo=460 mPa·s)

式中,ρmix為混合相密度,kg/m3;μmix為混合相黏度, m Pa·s;ρo、ρw、ρg分別為油、水、氣的密度,kg/m3;μo、μw、μg分別為油、水、氣的黏度,mPa·s;ao、aw、ag分別為油、水、氣的體積分?jǐn)?shù);ρcal為校準(zhǔn)密度,kg/

基于大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)回歸出RCP閥的壓力降方程(式(1)),不同流體通過(guò)RCP閥的壓力降主要與流體性質(zhì)(密度和黏度)和流速有關(guān)。m3;μcal為校準(zhǔn)黏度,mPa·s;y為黏度指數(shù),無(wú)量綱;q為混合相體積流速,m3/d;x為流量指數(shù),無(wú)量綱;aAICD為AICD強(qiáng)度,針對(duì)不同油田設(shè)計(jì)特定類(lèi)型的RCP閥,AICD強(qiáng)度取值與RCP類(lèi)型和流體性質(zhì)有關(guān),0.1 MPa/[(kg·m-3)(m3·d-1)x]。

2 AICD水平井控氣技術(shù)礦場(chǎng)應(yīng)用效果

AICD水平井控氣技術(shù)主要在挪威Troll油田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和應(yīng)用[12]。Troll油氣田位于挪威西海岸60 km的Horda地區(qū),目前是北海最大的油氣田,油藏厚度薄且?guī)в泻駳忭敗Ｆ渲形鞑坑蛥^(qū)(TWOP)油層厚度為22～26 m,西部氣區(qū)(TWGP)油層厚度為11～13 m。油田開(kāi)發(fā)面臨最大的挑戰(zhàn)就是避免氣頂氣錐進(jìn),因此為了獲得較好的采油效果,該油田主要應(yīng)用水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)。

由于受到平臺(tái)天然氣處理能力和運(yùn)輸困難的限制,要求在提高原油產(chǎn)量的同時(shí)控制天然氣的產(chǎn)出,因此從2008年11月開(kāi)始,該油田先后在3口(Q-21、P-13和P-21)水平分支井中安裝了RCP閥, RCP閥以嵌入式的方式和篩管合為一體構(gòu)成智能控氣短節(jié)并與其他管柱鏈接,從現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用效果來(lái)看,3口井都獲得成功,RCP閥有效地抑制了氣體產(chǎn)出,保證了原油穩(wěn)定生產(chǎn)。

圖3為P-13水平分支井的井眼軌跡圖,該井有BY1H和BY2H 2個(gè)分支,2分支相距191 m,其中僅BY2 H分支安裝了RCP閥。

圖3 Troll油田P-13水平分支井的井眼軌跡圖Fig.3 Well trajectory of P-13 horizontal eell in Troll field

由于安裝了RCP閥的原因,導(dǎo)致BY1H和BY2H兩個(gè)分支的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)發(fā)生了明顯的區(qū)別(見(jiàn)圖4和圖5)。

圖4 Troll油田P-13井的生產(chǎn)氣油比Fig.4 Production gas oil ratio of well P-13 in Troll field

圖5 Troll油田P-13井生產(chǎn)氣油比與累產(chǎn)油的關(guān)系Fig.5 The relationship between gas oil ratio and cumulative oil production of Well P-13 in Troll field

從圖4和圖5中可以看出,BY1H分支發(fā)生了明顯的氣錐現(xiàn)象,氣體突破后,井筒的氣油比快速上升,最高達(dá)到1 500 m3/m3左右,而B(niǎo)Y2 H由于安裝了RCP閥,生產(chǎn)氣油比也有所抬升,但相對(duì)較為穩(wěn)定,2012年4月的生產(chǎn)氣油比僅為BY1 H分支的1/3,同時(shí),由于限制了天然氣的產(chǎn)出,累產(chǎn)油也得到了很大的提升,BY2H累產(chǎn)油相比BY1H分支提升了20%,達(dá)到了穩(wěn)油控氣的目的。

3 AICD技術(shù)在渤海氣頂油田的應(yīng)用探索

渤海Q油田的H砂體為氣頂?shù)姿碛陀筒?見(jiàn)圖6),油藏中部埋深1 082 m,地層原油黏度342 mPa·s,油層平均有效厚度為7.0 m,油柱高度為9 m,氣柱高度15 m,氣頂厚度在1.2～1.8 m,氣頂儲(chǔ)量大,底水能量弱,僅為0.5倍水體。目前該油田處于整體開(kāi)發(fā)方案編制階段,應(yīng)用2注5采的水平井井網(wǎng)模式。由于砂體油層厚度薄,氣頂能量足,氣錐是開(kāi)發(fā)方案編制過(guò)程中油井面臨的主要問(wèn)題之一。砂體5口生產(chǎn)井中預(yù)計(jì)2口井會(huì)發(fā)生氣錐現(xiàn)象,在投產(chǎn)6個(gè)月左右,氣頂將會(huì)在A3 H井發(fā)生突破,生產(chǎn)氣油比最高達(dá)到2 500 m3/m3,氣頂突破后,導(dǎo)致產(chǎn)油量也急劇下降,油井累產(chǎn)油量低。

圖6 渤海Q油田H砂體油藏剖面圖Fig.6 Reservoir profile of H sand body in Bohai Q field

為了研究AICD技術(shù)控氣穩(wěn)油的作用,應(yīng)用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件建立多段井模型,對(duì)安裝和不安裝AICD裝置的情況進(jìn)行模擬。對(duì)于方案中預(yù)計(jì)會(huì)發(fā)生氣錐的2口水平生產(chǎn)井,按照1節(jié)/20 m的頻率安裝AICD。模擬計(jì)算結(jié)果如圖7和圖8所示。

從圖7、8中可以看出,應(yīng)用AICD裝置后,有效控制了氣體錐進(jìn)速度和氣體產(chǎn)出量,生產(chǎn)氣油比控制在500～1 000 m3/m3,單井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)期提高12%～15%,有效改善了水平井開(kāi)發(fā)效果。

圖7 安裝和不安裝AICD條件下的生產(chǎn)氣油比對(duì)比Fig.7 The comparison of production gas oil ratio with and without ACID

圖8 安裝和不安裝AICD條件下的累產(chǎn)油對(duì)比Fig.8 The comparison of cumulative oil production with and without ACID

4 結(jié)論

(1)氣頂油藏在開(kāi)發(fā)過(guò)程中容易發(fā)生氣錐現(xiàn)象,氣錐后,氣油比大幅上升,產(chǎn)油量急劇下降,控氣穩(wěn)油技術(shù)已成為海上氣頂油田開(kāi)發(fā)中的重要技術(shù)難題。

(2)AICD裝置在實(shí)現(xiàn)ICD減緩氣頂錐進(jìn)功能的基礎(chǔ)上,同時(shí)具備油井見(jiàn)氣后對(duì)氣相流入井筒的限制功能,從而達(dá)到控氣穩(wěn)油、提高最終采收率的目的,為海上氣頂油藏開(kāi)發(fā)探索出了一條新的思路。

(3)AICD裝置種類(lèi)很多,其中應(yīng)用較為成熟的是浮動(dòng)圓盤(pán)型AICD裝置,其控氣機(jī)理主要是依據(jù)伯努利方程來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)高黏油相的放行而對(duì)低黏氣相的限制作用。

(4)在對(duì)儲(chǔ)層流體高壓物性和沿水平井段的儲(chǔ)層滲透率分布進(jìn)行準(zhǔn)確分析的基礎(chǔ)上,對(duì)AICD裝置進(jìn)行選型設(shè)計(jì),并通過(guò)數(shù)值模擬優(yōu)化AICD的安裝位置和數(shù)量,然后現(xiàn)場(chǎng)安裝施工,確保每個(gè)環(huán)節(jié)的準(zhǔn)確無(wú)誤才能保證AICD技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用。

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(編輯 王亞新)

Study on Horizontal Well Gas Control Technology Applied to Offshore Gas Cap Reservoir

Liang Dan,Kang Xiaodong,Yang Junru,Wang Xudong
(State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation,Research Center of CNOOC,Beijing100028,China)

Because gas production in gas cap reservoirs is not stable,it can't be used as the fuel of platform gas turbine power station,so the storage and transportation cost of offshore oil field is high.Therefore,in the process of developing offshore gas cap reservoirs,the development mode of gas control should be used to reduce energy waste.The AICD inflow control device, based on the Bernoulli principle,can delay the gas break through,and after the well gas break through,it can restrict gas flow into the wellbore.AICD technology in Norway Troll oil field is applied successfully.At the same time,the production gas oil ratio of the AICD wells is one-third that of the unused AICD wells,and cumulative oil production is increased by 20%.Aiming at the gas cap and bottom water heavy oil reservoirs in Bohai Q oilfield,the multi-well model of ECLIPSE is used to simulate the AICD technology of horizontal wells.The calculation results show that the ACID device effectively reduces the gas oil ratio from 1 000～2 500 m3/m3to 500～1 000 m3/m3,and the accumulated oil increases by 12%to 15%.Horizontal well combined with AICD gas control technology can provide a new way for the development of offshore gas cap reservoir,and it has broad application prospects.

Offshore gas cap reservoir;Horizontal well;AICD device;Gas control mechanism;Application exploration

TE53

:A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.01.011

1006-396X(2017)01-0049-05投稿網(wǎng)址:http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-19

:2016-11-28

中海油資助項(xiàng)目“秦皇島33-1南油田I期開(kāi)發(fā)可研、ODP研究”(2016FS-12)。

梁丹(1982-),女,碩士,高級(jí)工程師,從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的研究;E-mail:liangdan@cnooc.com.cn。