基于Petrel RE平臺(tái)全壽命控水方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

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(中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028)

水平井技術(shù)具有驅(qū)油面積大、儲(chǔ)量控制程度高、提升產(chǎn)能等優(yōu)勢(shì)，在各個(gè)油氣田中應(yīng)用廣泛。據(jù)統(tǒng)計(jì)，中國(guó)海上油氣田中，渤海水平井占總井?dāng)?shù)比例為44%，南海西部占總井?dāng)?shù)比例為48%，南海東部占總井?dāng)?shù)比例達(dá)81%。然而，對(duì)于底水油藏，水平井水淹嚴(yán)重，制約了油井的開發(fā)效果。主要表現(xiàn)在，“底水脊進(jìn)”效應(yīng)[1]導(dǎo)致油井含水快速上升，產(chǎn)油急劇下降，減緩了采油速度；同時(shí)，油層內(nèi)形成死油區(qū)，降低了采收率；對(duì)于海上油氣田，污水處理、節(jié)能減排、設(shè)備腐蝕的壓力日益增大，大幅增加了操作成本。

對(duì)水平井采取合理的控水措施，能夠大幅減緩這一趨勢(shì)[2-5]，但控水工具的應(yīng)用離不開控水方案的設(shè)計(jì)。目前控水方案主要基于油藏前期物性參數(shù)，即通過(guò)測(cè)井、取芯等作業(yè)獲取地層滲透率、孔隙度、原油黏度、油層厚度等數(shù)據(jù)，在考慮油藏滲流與井筒流動(dòng)的耦合關(guān)系下進(jìn)行設(shè)計(jì)[6-7]。這種方法存在較大缺點(diǎn)，隨著油田生產(chǎn)的進(jìn)行，油藏儲(chǔ)層條件、地層物性參數(shù)等發(fā)生變化，通過(guò)前期數(shù)據(jù)難以實(shí)現(xiàn)對(duì)后期生產(chǎn)過(guò)程中的控水效果進(jìn)行準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)；無(wú)法針對(duì)不同控水時(shí)間的全壽命控水策略研究，導(dǎo)致控水工具選擇和應(yīng)用難度大，穩(wěn)油控水的潛力沒(méi)有發(fā)揮，采收率提高受限，油田或油井的開發(fā)不能實(shí)現(xiàn)最大效能。

1 穩(wěn)油控水完井技術(shù)原理

流體在水平井筒中的流動(dòng)必然引起壓降損失，水平井筒中的變質(zhì)量流體流動(dòng)會(huì)加劇水平井筒壓降損失的非均勻性，造成水平井筒跟端的壓降損失大于水平井筒趾端的壓降損失，使得水平井筒跟端的凈生產(chǎn)壓差大于水平井筒趾端的凈生產(chǎn)壓差，從而增大水平井筒跟端的流率分布，加劇底水在跟端的脊進(jìn)，從而導(dǎo)致水平井發(fā)生水淹。

目前，控水工具的主要控水機(jī)理主要是增大高流率段或高含水段流體流入井筒的阻力，平衡沿水平井段凈生產(chǎn)壓差的分布，調(diào)節(jié)水平井生產(chǎn)流體流入剖面，實(shí)現(xiàn)均衡排液，降低含水率。常用的控水工具有中心管、ICD(Inflow Control Device)、AICD(Autonomous Inflow Control Device)、變密度篩管、智能ICV(Inflow Control Valve)等，以及這些工具相組合的控水技術(shù)。

1.1 中心管控水

水平井中心油管控壓緩水技術(shù)[8]是在水平井段裸眼、篩管或射孔套管內(nèi)下入特制的、直徑較小的具有控壓和延緩底水錐進(jìn)功能的中心油管，使得油藏流體流到井筒后，流體流動(dòng)從趾端單一向跟端的流動(dòng)方式變?yōu)閺乃骄矁啥讼蛩骄仓胁康牧鲃?dòng)(一端從跟端沿中心油管與井壁之間的環(huán)空流動(dòng)到水平井中部，另一端從趾端沿水平井筒流動(dòng)到水平井中部，然后共同流向中心油管入口)，達(dá)到對(duì)水平井筒內(nèi)流壓和流體分布進(jìn)行控制的目的。

流體在井筒中流動(dòng)的附加壓降計(jì)算式為

(1)

式中：Δp為附加壓降，MPa；ρ為流體密度，kg/m3；λf壁面摩擦因數(shù)；L流體流動(dòng)距離，m；Dw為裸眼井壁與中心管之間的水力半徑，m；v為流體流動(dòng)速度，m/s。

中心管控水控壓緩水作業(yè)簡(jiǎn)單，設(shè)計(jì)時(shí)只考慮油管的尺寸和長(zhǎng)度，主要適用于均質(zhì)油藏。

1.2 ICD控水

ICD控水技術(shù)利用油藏滲流、噴嘴嘴流、井筒管流耦合模型，在水平井段布置經(jīng)過(guò)優(yōu)化的噴嘴(噴嘴的數(shù)目和直徑)來(lái)實(shí)現(xiàn)水平井的均衡排液[9]。ICD常與管外封隔器配合使用，利用管外封隔器將地層分隔，而分隔后各段中ICD對(duì)附加阻力調(diào)節(jié)，從而控制各段的流入量，促使整個(gè)水平段產(chǎn)生較均勻的流入剖面，避免局部突進(jìn)。

根據(jù)ICD的結(jié)構(gòu)，分為流道型ICD、流管型ICD、迷宮型ICD、噴嘴型ICD、孔板型ICD。其中噴嘴型)ICD具有現(xiàn)場(chǎng)可調(diào)，不受流體黏度影響的特點(diǎn)，應(yīng)用較為廣泛。

附加壓降計(jì)算式為

(2)

式中：df為ICD孔眼直徑，m；Q通過(guò)孔眼流體的流量，m3/min；CD為流量系數(shù)，取值0.8～0.9。

1.3 AICD控水

碟片形AICD又稱作為速度控制閥(Rate Controlled Production valve)[10]，由一個(gè)固定的構(gòu)件和一個(gè)可移動(dòng)的碟片組成，如圖1所示。固定構(gòu)件上有流入和流出通道，內(nèi)部有內(nèi)腔，碟片在內(nèi)腔可自由浮動(dòng)。通過(guò)可自由浮動(dòng)的碟片來(lái)控制液體流通面積的大小，從而控制液體流量。

碟片的移動(dòng)基于伯努利原理[11-12]。

(3)

式中：p1為液體在進(jìn)口處的壓力，MPa；v1為流體在進(jìn)口的流速，m/s；Δploss為液體流過(guò)AICD的能量損失，MPa；p2為液體在出口處的壓力，MPa；v2為流體在出口的流速，m/s。

圖1 碟片形AICD結(jié)構(gòu)示意

Δploss主要與流體的黏度、密度及流速有關(guān)。當(dāng)相對(duì)黏度較高的油流經(jīng)閥體時(shí)，碟片處于開啟狀態(tài)；當(dāng)相對(duì)黏度較低的水或氣流經(jīng)閥體時(shí)，碟片因黏度變化引起的壓降而自動(dòng)“關(guān)閉”，從而達(dá)到控水、穩(wěn)油甚至增油的目的。

2 Petrel RE控水設(shè)計(jì)流程

Petrel RE(Petrel Reservoir Engineering)是Petrel 平臺(tái)上的油藏工程領(lǐng)域的簡(jiǎn)稱，提供地震解釋—地震反演—地質(zhì)建?！獛r石力學(xué)—數(shù)值模擬—生產(chǎn)優(yōu)化的一體化研究工作流，具備強(qiáng)大的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)、地質(zhì)成圖、對(duì)比分析與三維顯示功能。專業(yè)模塊包括油藏?cái)?shù)值模擬節(jié)點(diǎn)控制技術(shù)、地質(zhì)模型網(wǎng)格化與粗化技術(shù)、井軌跡設(shè)計(jì)與控制技術(shù)、水平井井下控制工具與完井技術(shù)、水平井多級(jí)壓裂模擬技術(shù)、基于地質(zhì)認(rèn)識(shí)的歷史擬合技術(shù)、不確定性分析與優(yōu)化技術(shù)、巖石力學(xué)與流固耦合技術(shù) 、生產(chǎn)解釋技術(shù)等。

2.1 Petrel RE控水設(shè)計(jì)特點(diǎn)

1) 不只是針對(duì)單一井某一時(shí)間油井產(chǎn)水/油量進(jìn)行靜態(tài)計(jì)算，而是對(duì)整個(gè)油田、整個(gè)油井全生命周期內(nèi)對(duì)控水效果進(jìn)行動(dòng)態(tài)模擬。

2) 可以自主選擇不同生產(chǎn)時(shí)機(jī)下入控水工具，并進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)。例如，在生產(chǎn)前期、中期、后期進(jìn)行控水。

3) 可以實(shí)現(xiàn)多種控水方案設(shè)計(jì)，例如生產(chǎn)前期控水，后期不動(dòng)管柱分析；生產(chǎn)前期控水，后期堵水分析；生產(chǎn)前期不控水，后期下入控水工具控/堵水分析等。

2.2 Petrel RE控水設(shè)計(jì)流程

1) 建立地質(zhì)油藏模型。

2) 根據(jù)水平向滲透率、油水界面距離、含水飽和度等參數(shù)對(duì)水平井進(jìn)行分段，單個(gè)分段長(zhǎng)度在50～100 m。

3) 控水參數(shù)初步設(shè)計(jì)。包括控水工具、控水元件數(shù)量、控水元件位置等。

4) 制定開發(fā)方案?？梢钥紤]油井以定產(chǎn)量生產(chǎn)或者以定生產(chǎn)壓差進(jìn)行生產(chǎn)。根據(jù)油田產(chǎn)量需求，一般考慮定產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn)。

5) 模擬各種控水工具在整個(gè)生命期內(nèi)的控水效果(包括累產(chǎn)液量、累產(chǎn)油量、沿水平井段的流率分布等)。

6) 控水方式篩選。對(duì)比采用不同控水工具的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率、經(jīng)濟(jì)費(fèi)用等參數(shù)，初步優(yōu)選出適合該區(qū)塊的控水方案。

7) 控水參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。針對(duì)第6步，初步篩選的控水方案，細(xì)化控水參數(shù)(包括控水元件位置、數(shù)量、下入時(shí)機(jī)等)。

8) 利用Petrel RE模擬細(xì)化后控水方案的控水效果。若控水結(jié)果滿足生產(chǎn)的需求，則完成控水方案設(shè)計(jì)；若不滿足，再次執(zhí)行第7步，直到計(jì)算結(jié)果達(dá)到要求。

3 應(yīng)用案例分析

3.1 儲(chǔ)層物性

南海東部一底水油藏，儲(chǔ)層埋深-1 840 m；孔隙度13.9～28.5%；水平向滲透率Kh為0.65～40.37 mD(大部分為20～40 mD)，垂向滲透率KV為0.25～15.34 mD，KV/Kh=0.38；地層原油黏度5.5 mPa·s；油層底部距離底水距離12 m。

該油田共布井14口，其中一口水平生產(chǎn)井A10H位于油藏構(gòu)造邊部，水平段長(zhǎng)度1 145 m(1 842～2 987 m)，井徑215.9 mm(8.5 英寸)，采用裸眼內(nèi)下打孔管支撐井壁的完井方式。受鉆井平臺(tái)與儲(chǔ)層構(gòu)造的影響，整個(gè)水平井段呈現(xiàn)出“上翹”型軌跡(如圖2)，水平井跟端位置較低，垂向深度-1 840 m，距離底水相對(duì)較近；水平井趾端位置相對(duì)較高，垂向深度-1 824 m，距離底水相對(duì)較遠(yuǎn)，趾端與跟端垂向深度相差16 m。油井定產(chǎn)量生產(chǎn)，預(yù)測(cè)日產(chǎn)液量477 m3/d，預(yù)計(jì)生產(chǎn)壽命14 a，生產(chǎn)曲線如圖3所示。

圖2 油藏模型及A10H井上翹型井身軌跡

圖3 A10H井生產(chǎn)預(yù)測(cè)曲線

3.2 控水方案設(shè)計(jì)

A10H井整個(gè)水平井段滲透率主要分布在20～40 mD，沿水平井段滲透率較為均勻。

基于該井為“爬坡”軌跡，水平井前半段距離底水較近、無(wú)隔夾層，底水在前半段突破到井筒時(shí)間相對(duì)較短，控水設(shè)計(jì)原則為增加水平井前半段流體流入井筒的附加阻力。

初步設(shè)計(jì)了4種控水方案。

1) 中心油管控水。根據(jù)中心油管下放的位置分為方案1a、1b。

2) ICD控水。依據(jù)滲透率高低，利用管外封隔器把整個(gè)水平井段分為4個(gè)小段，每段下入不同數(shù)量的ICD。在水平井段前半段(第1～3小段)布置ICD個(gè)數(shù)相對(duì)較少，后半段(第4個(gè)小段)布置ICD個(gè)數(shù)相對(duì)較多。其中2a、2b分別對(duì)ICD的孔徑做了調(diào)整。

3) ICD+打孔管相結(jié)合的控水方式。即在距離底水較近的水平井前半段下入ICD，增加流體流入井筒的阻力；后半段采用打孔管完井，減小流體流入井筒的阻力。方案3a、3b分別對(duì)分段數(shù)和ICD的個(gè)數(shù)做了調(diào)整。

4) 碟片形AICD進(jìn)行控水。利用管外封隔器把水平段分作4段，根據(jù)下入AICD控水個(gè)數(shù)，分為4a、4b、4c。

4種控水方案設(shè)計(jì)如表1所示。

表1 控水方案設(shè)計(jì)

3.3 控水效果分析

方案1～ 4均是在油井投產(chǎn)前期下入控水工具。利用Petrel RE計(jì)算A10H井在各種控水方案下，整個(gè)生命周期內(nèi)的累產(chǎn)水量、累產(chǎn)油量、累產(chǎn)水增量、累產(chǎn)油增量如表2，圖4～7。

表2 各控水方案下模擬產(chǎn)量

圖4 不同方案下A10H井累產(chǎn)水量

圖5 不同方案下A10H井累產(chǎn)油量

圖6 不同方案下A10H井累產(chǎn)水增量

根據(jù)模擬結(jié)果，對(duì)于A10H水平井，中心油管技術(shù)適應(yīng)性較差，累產(chǎn)水量同無(wú)控水措施相當(dāng)，而累產(chǎn)油量略減少；ICD技術(shù)能夠起到一定的控水效果，累產(chǎn)水量降低，累產(chǎn)油量增加，且通過(guò)調(diào)整ICD的孔徑，能夠進(jìn)一步降低產(chǎn)水量，增加產(chǎn)油量，但是控水增油量有限；ICD+打孔管組合的方式，因打孔管減少了水平井跟端流體流入井筒的阻力，使得累產(chǎn)油量進(jìn)一步增加、累產(chǎn)水量進(jìn)一步減少；AICD穩(wěn)油控水效果最為明顯，控水增油的效果最好。依次減少AICD的數(shù)量，能夠較大幅度的降低產(chǎn)水量，但由于流體流入井筒的通道減少，導(dǎo)致產(chǎn)油量也降低。

圖7 不同方案下A10H井累產(chǎn)油量增量

綜合對(duì)比以上各種方案的累產(chǎn)水量、累產(chǎn)油量，方案4b的穩(wěn)油控水效果最好，累計(jì)產(chǎn)水量減少47.42×104m3，累產(chǎn)油量增加2.36×104m3。

3.4 不同時(shí)機(jī)下控水效果分析

以方案4b(AICD控水)為基準(zhǔn)，選取不同時(shí)機(jī)進(jìn)行控水。分別在含水率達(dá)為0、40%、60%、80%下入AICD控水管柱。不同含水率下累產(chǎn)水增量、累產(chǎn)油增量如圖8～9。

不同控水時(shí)機(jī)下整個(gè)生命周期內(nèi)的累產(chǎn)水量、累產(chǎn)油量、累產(chǎn)水增量、累產(chǎn)油增量如表3所示。

圖8 不同含水率下累產(chǎn)水增量

圖9 不同含水率下累產(chǎn)油增量

含水率/%AICD下入日期累產(chǎn)水量/104m3累產(chǎn)油量/104m3累產(chǎn)水增量/104m3累產(chǎn)油增量/104m302010-10-20152.1126.45-47.42+2.36402020-11-30152.3626.29-47.17+2.20602021-04-30152.6326.07-46.90+1.98802022-10-30153.5125.44-46.02+1.35

根據(jù)模擬結(jié)果可以看出，采用4b控水方案，在不用時(shí)機(jī)下入AICD，均能實(shí)現(xiàn)控水增油的效果，但隨著下入時(shí)間的延后，累產(chǎn)水量增加，累產(chǎn)油量減少。

4 結(jié)論

1) Petrel RE平臺(tái)能夠全面反映生產(chǎn)過(guò)程中油藏動(dòng)態(tài)變化。該平臺(tái)能夠?qū)崿F(xiàn)整個(gè)油田、全生命周期的控水效果模擬；且具有多種控水工具，能自主選擇控水工具下入時(shí)機(jī)，進(jìn)行多種控水方案比選和優(yōu)化。

2) 利用Petrel RE平臺(tái)針對(duì)目標(biāo)井進(jìn)行控水效果模擬，結(jié)果表明，在整個(gè)生命周期內(nèi)，中心油管技術(shù)適應(yīng)性較差；ICD、ICD+打孔管技術(shù)均能實(shí)現(xiàn)產(chǎn)水量減少，產(chǎn)油量增加，但效果有限。碟片形AICD能夠根據(jù)流體的速度、黏度等參數(shù)，自動(dòng)調(diào)節(jié)流體流動(dòng)面積的大小，通過(guò)調(diào)節(jié)AICD的參數(shù)能夠大幅度地降低油井產(chǎn)水量、增加產(chǎn)油量，具有較好的穩(wěn)油控水效果。

3) 不同時(shí)機(jī)控水模擬結(jié)果表明，控水工具下入越早，油井累產(chǎn)油量越高，累產(chǎn)水量越低，穩(wěn)油控水效果越好。建議針對(duì)底水油藏水平井，在生產(chǎn)初期下入控水工具進(jìn)行控水。