水平井環(huán)空預(yù)設(shè)多級(jí)井底控錐增油實(shí)驗(yàn)

王海棟，劉義坤，孟文波，張 崇

(1.遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001；2.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318；3.中海石油有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524051)

0 引 言

位于準(zhǔn)噶爾盆地腹地的陸梁油田L(fēng)-9 井區(qū)，儲(chǔ)層整體孔隙發(fā)育與滲透性良好，儲(chǔ)層平面均質(zhì)性強(qiáng)，垂向韻律性明顯。白堊統(tǒng)呼圖壁河組二段為底水潛在風(fēng)險(xiǎn)層，該油層特點(diǎn)為低幅度構(gòu)造背斜、厚度薄、底水發(fā)育且能量充足、直井開發(fā)易形成底水水脊，因此，需采用水平井開發(fā)。水平井開發(fā)較直井的水脊程度能被削弱至幾倍甚至幾十倍，但存在長(zhǎng)水平井趾跟效應(yīng)導(dǎo)致的跟部水脊問題。為了有效解決水平井開發(fā)一直未完全解決的趾跟效應(yīng)水脊問題，亟需對(duì)該難題進(jìn)行相關(guān)研究。前人研究主要包括：①變密度篩管技術(shù)，是為解決儲(chǔ)層平面滲透率差異，其井筒內(nèi)趾跟壓力剖面問題仍未解決[1-3]；②ICD技術(shù)是通過減小過流面積限制流體流動(dòng)實(shí)現(xiàn)預(yù)期效果，同樣未解決水平井趾跟效應(yīng)水脊問題[4]；③國(guó)外學(xué)者分別對(duì)中心管控水技術(shù)展開深入研究，包括中心管長(zhǎng)度優(yōu)化、油水黏度差與油層厚度等對(duì)開發(fā)狀況影響以及與ICD技術(shù)結(jié)合的應(yīng)用效果[4-5]。目前該技術(shù)僅部分解決了井筒壓力剖面不均問題，但只將壓力剖面分割成2部分，井筒全段壓力剖面極差仍很大。因此，創(chuàng)建一種新方法：水平井環(huán)空預(yù)設(shè)多級(jí)人造井底技術(shù)，通過大型3D物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置分別開展了常規(guī)水平井、中心管水平井以及多井底水平井的底水油藏開發(fā)實(shí)驗(yàn)，從而解決跟部水脊問題。

1 實(shí)驗(yàn)材料和方法

以相似準(zhǔn)則為實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)一般是要使礦場(chǎng)到室內(nèi)轉(zhuǎn)換的物理場(chǎng)相似、運(yùn)動(dòng)場(chǎng)相似以及溫度場(chǎng)相似。設(shè)定的幾何比尺為1 000，為最大化利用實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ捅O(jiān)測(cè)底水脊進(jìn)規(guī)律，將避水高度設(shè)置為30 cm；運(yùn)動(dòng)場(chǎng)相似是利用充填等滲透率油藏進(jìn)行試采，得到與礦場(chǎng)采油速度3%相對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)壓差，為0.6 MPa；溫度場(chǎng)根據(jù)油藏溫度設(shè)定，為60 ℃。實(shí)驗(yàn)石英砂為40～90目，模擬油黏度為9 mPa·s，配制黏度為1 mPa·s、質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%的NaCl水溶液，便于電極探針在實(shí)驗(yàn)過程中能清晰地監(jiān)測(cè)油水界面的運(yùn)動(dòng)狀況。3種模擬井型包括(圖1a)：常規(guī)水平井，長(zhǎng)度為30 cm，直徑為9 mm、孔密為4/cm；中心管水平井，中心管的直徑為3 mm，長(zhǎng)度為30 cm，孔密為4/cm；環(huán)空多級(jí)人造井底水平井，環(huán)空管與基管直徑均為3 mm，長(zhǎng)度為30 cm，孔密為4/cm。

采用大型3D設(shè)備開展實(shí)驗(yàn)研究，主視圖與Hele-Shaw模型相同[1]。該設(shè)備能動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)底水驅(qū)過程中的含水飽和度場(chǎng)情況。釜體有效體積為50 cm×50 cm×50 cm(圖1b)，內(nèi)壁需經(jīng)粗糙防竄與絕緣去干擾處理，內(nèi)設(shè)電極探針和壓力探頭。其中，電極探針為25組，共125個(gè)測(cè)點(diǎn)，壓力探頭僅在井筒沿程設(shè)置6個(gè)。含水飽和度測(cè)試原理是鹽水與原油的電阻差異，即通過矩形波低頻交流電以輪巡的方式不斷測(cè)試兩兩電極之間的電位差，然后根據(jù)公式求電阻率，再由阿奇公式求含水飽和度值，計(jì)算公式見文獻(xiàn)[6]，實(shí)驗(yàn)方法參考文獻(xiàn)[7]。實(shí)驗(yàn)步驟如下：①布水平井，使用石英砂將釜體填滿，滲透率為1 500 mD，然后安裝底水層隔板(夾有90目篩網(wǎng)且均勻布孔的2片鋼隔板)，底水層厚度為10 cm。②飽和水同時(shí)測(cè)模型孔隙體積，為35.58 L。先打開底部注水泵和閥1，飽和水；再飽和油，閥門4和閥門3進(jìn)、閥門1和閥門2出，速度為7～30 mL/min，直到形成束縛水飽和度為0.23(可從數(shù)控電腦屏上實(shí)時(shí)觀察到)；從閥門1注入水至30 L左右頻繁打開閥門2觀察是否見水，若見水表明底水層充滿；初始化含水飽和度值，關(guān)閉所有閥門，從閥門3再次飽和油，直到釜體中的壓力達(dá)到10.0 MPa，飽和油量27.4 L。③對(duì)底水層供給恒定壓力10.0 MPa，以生產(chǎn)壓差0.6 MPa進(jìn)行恒壓水驅(qū)油氣實(shí)驗(yàn)，開始生產(chǎn)后記錄產(chǎn)油、產(chǎn)水量，并觀察實(shí)時(shí)反演的油藏底水前緣推進(jìn)動(dòng)態(tài)，直至采出端含水率達(dá)到98%。④對(duì)中心管和環(huán)空多級(jí)井底水平井重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)，其中由于模型尺寸有限，對(duì)于中心管與環(huán)通多級(jí)人造井底水平井則采用等效方法進(jìn)行測(cè)試，即在常規(guī)水平井井身沿程各位置增加泄壓排液口。

圖1 3種井型及釜主視剖面圖Fig.1 Three types of wells and the main profile view of the kettle

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 水脊現(xiàn)象

圖2為3種模擬井型底水驅(qū)至含水率為98%時(shí)的油水分布情況。圖2a、b為水平井開發(fā)結(jié)果。可見：油藏整體波及程度不高，水脊區(qū)發(fā)生在水平井筒的正下方(圖2a、b)，水脊的左視圖表現(xiàn)為明顯的“凸”字形狀，正視圖底水前緣輪廓表現(xiàn)為從釜體左端至水平井跟部位置剖面逐漸升高，然后從井筒跟部至趾端方向逐漸下降；切割面越靠近水平井，水脊形態(tài)越明顯、同一層位的剩余油面積越大外圍波及程度越小。

圖2 3種模擬井型底水驅(qū)至含水率為98%時(shí)的油水分布Fig.2 Oil and water distribution of three simulated well types when water content of 98% after bottom water flooding

圖2c、d為中心管水平井開發(fā)結(jié)果。截取與圖2a、b相同位置水驅(qū)后油藏橫縱向切面，進(jìn)行對(duì)比可知：常規(guī)水平井和中心管水平井開發(fā)均發(fā)生底水錐進(jìn)現(xiàn)象，但常規(guī)水平井的水脊形態(tài)較中心管水平井的水脊前緣剖面脊進(jìn)區(qū)更狹窄；中心管水平井組實(shí)驗(yàn)的水脊部位已從常規(guī)水平井的跟部位置移動(dòng)至中心管尾部位置，表明中心管起到了調(diào)整水脊前緣形態(tài)陡峭程度與位置的作用；中心管水平井開發(fā)組對(duì)應(yīng)的油藏波及程度高于常規(guī)水平井開發(fā)組實(shí)驗(yàn)，是具有明顯動(dòng)用外部油藏波及程度態(tài)勢(shì)的。

圖2e、f為環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)結(jié)果。同樣取含水率達(dá)到98%時(shí)對(duì)應(yīng)的最終三維水、油分布圖，并截取了與圖2a、b和圖2c、d相同位置的油藏水驅(qū)后切面，進(jìn)行對(duì)比分析可知：利用環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)技術(shù)后，在水平井井筒下方的油水界面推進(jìn)情況表現(xiàn)的更加均勻，建立了比前2種技術(shù)更好的水驅(qū)波及效率；底水脊進(jìn)區(qū)由前2種方法對(duì)應(yīng)的僅在水平井跟部或中心管尾處單點(diǎn)優(yōu)先脊進(jìn)的規(guī)律，變?yōu)檠厮骄蚕乱粭l直線的幾乎齊頭并進(jìn)態(tài)勢(shì)。因此，儲(chǔ)層水驅(qū)波及體積隨之顯著性增大。

2.2 日生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖3為3種模擬井開發(fā)系統(tǒng)的日生產(chǎn)數(shù)據(jù)。由圖3可知，3種方法在開發(fā)初期原油日產(chǎn)量穩(wěn)定，且該階段表現(xiàn)為無底水突破。其中，環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)系統(tǒng)的無水產(chǎn)油持續(xù)性最好，與常規(guī)水平井和中心管水平井開發(fā)組相比其無水產(chǎn)油期分別延長(zhǎng)了2.7、1.8 d。一旦底水突破，原油日產(chǎn)量迅速下降，日產(chǎn)水量迅速增加，環(huán)空多級(jí)井底的水平井開發(fā)系統(tǒng)比中心管水平井以及常規(guī)水平井日產(chǎn)水上升更迅速，同時(shí)，中心管水平井和環(huán)空多級(jí)井底水平井的生產(chǎn)總時(shí)間均有所減少，分別在20.0、18.0 d后結(jié)束生產(chǎn)。這是底水界面前緣越均勻推進(jìn)水頭體積越大、產(chǎn)水越迅速導(dǎo)致含水率快速達(dá)到98%。因此，環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)系統(tǒng)的無水產(chǎn)油期長(zhǎng)，見水后的生產(chǎn)時(shí)間減少，且產(chǎn)油總量的增加，起到了投入周期縮短、回報(bào)效益增加的雙重效益。

圖3 3種模擬井日生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.3 Daily oil and water production data of three simulated wells

2.3 含水率與采收率

圖4為3種開發(fā)方式的采收率與含水率關(guān)系曲線。由圖4可知，底水突破前常規(guī)水平井組采收率最低，中心管水平井組其次，環(huán)空多級(jí)井底水平井組最高，見水后采收率增幅三者相差不大。在3種方案中，常規(guī)水平井組最終采收率為41.25%，中心管水平井最終采收率為45.28%，環(huán)空多級(jí)井底水平井組的最終采收率最高為51.23%。差異主要表現(xiàn)為無水產(chǎn)油期，表明環(huán)空多級(jí)井底開發(fā)底水油藏提高采收率切實(shí)有效，能延遲底水脊進(jìn)突破時(shí)間，進(jìn)一步增加無水產(chǎn)油時(shí)間。

圖4 3種開發(fā)方式的含水率與采收率Fig.4 Water cut and oil recovery rate of the three development methods

2.4 壓力剖面

繪制了實(shí)驗(yàn)中井筒沿程6個(gè)壓力探頭測(cè)得的動(dòng)態(tài)壓力剖面曲線(圖5)。由圖5可知：①常規(guī)水平井井筒的壓力剖面從趾端到跟部呈單調(diào)下降的趨勢(shì)，水平方向井筒跟部處壓力最低。這是由于常規(guī)水平井筒內(nèi)排液泄壓位置集中在水平井跟部，根據(jù)流體流動(dòng)原則：流動(dòng)方向永遠(yuǎn)由高壓指向低壓，因此，只要生產(chǎn)則水平井趾端到跟部必然存在壓降。②中心管水平井開發(fā)組，井筒內(nèi)壓力剖面呈漏斗狀，最低壓力在中心管尾處，整個(gè)井筒壓力分布一定程度上變平緩。這是由于中心管相當(dāng)于調(diào)整了真實(shí)排液泄壓井底位置，井筒內(nèi)的液流方向改變?yōu)橐灾行墓芪矠榉纸琰c(diǎn)的對(duì)流形式，壓力剖面隨之表現(xiàn)為從跟部到中心管尾先降低、從中心管尾到趾端再升高。③由環(huán)空多級(jí)井底水平井組結(jié)果可知，井筒內(nèi)壓力剖面出現(xiàn)多次波動(dòng)，均發(fā)生在安裝人造井底位置，井筒的沿程壓力剖面均勻性表現(xiàn)顯著。這是由于通過使用人造井底使水平段沿程不同位置同時(shí)具有低壓區(qū)，根據(jù)流體流動(dòng)方向原則，含多井底水平井系統(tǒng)基管內(nèi)液流流動(dòng)方向呈現(xiàn)出多方向流動(dòng)態(tài)勢(shì)，進(jìn)而解決了水平井在生產(chǎn)過程中跟部與趾端不能同步排液泄壓的難點(diǎn)問題。

圖5 3種模擬方案井筒沿程壓力剖面測(cè)試結(jié)果Fig.5 Dynamic pressure profiles along the wellbore of three types of simulated horizontal wells

進(jìn)一步討論，可由式(1)得到人造井底排液泄壓機(jī)理[8]：

(1)

式中：Δp、Δpg、Δps和Δpacc分別為趾跟壓降、重力壓降、摩擦壓降和加速度壓降，MPa。

由式(1)可知，變質(zhì)量流需比定質(zhì)量流克服更多的井筒下游沿程徑向流入加速度阻力。因此，對(duì)于未射孔的環(huán)空管內(nèi)定質(zhì)量流以及已射孔的基管內(nèi)變質(zhì)量流，水平井趾端同一位置流體流經(jīng)人造井底、環(huán)空管然后再到達(dá)井口的過程僅需克服重力與摩擦能耗，而流經(jīng)基管還需額外克服下游徑向流入液的加速度能耗，因此，根據(jù)流體總是選擇低阻流道優(yōu)先流動(dòng)原則可知，環(huán)空多級(jí)井底能使水平井趾端與跟端近似實(shí)現(xiàn)同步泄壓排液效果，削弱礦場(chǎng)水平井生產(chǎn)過程中一直未解決的趾跟效應(yīng)難題。

3 應(yīng)用指導(dǎo)

圖6為水平井預(yù)設(shè)環(huán)空多級(jí)井底生產(chǎn)單元安裝流程。分別將篩管墊片、繞絲篩管、交叉環(huán)(含人造井底)、支撐環(huán)、環(huán)空管、外部篩管安裝在基管上形成一個(gè)生產(chǎn)單元，再將各生產(chǎn)單元依次連接，形成環(huán)空多級(jí)井底水平井系統(tǒng)，其中，環(huán)空管對(duì)接工藝參考文獻(xiàn)[9]。環(huán)空多級(jí)井底系統(tǒng)與旁通管礫石充填系統(tǒng)結(jié)構(gòu)存在技術(shù)交叉與不同。交叉之處在于2種技術(shù)均將輔助管道設(shè)計(jì)到內(nèi)部基管與外部篩管之間的環(huán)空，具有相同的井口接單根操作方法；不同之處在于環(huán)空多井底控錐技術(shù)中的環(huán)空管通過人造井底與內(nèi)部基管相通，其為控制基管內(nèi)的液流動(dòng)態(tài)，控生產(chǎn)壓力剖面用。旁通管礫石充填技術(shù)所述的旁通管通過壓力閥與外部篩管相通，用于充填礫石，防砂用。因此，借鑒旁通管礫石充填技術(shù)的礦場(chǎng)應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，表明環(huán)空多級(jí)井底控錐技術(shù)具有礦場(chǎng)操作性以及功能性雙重潛力。環(huán)空多級(jí)井底水平井完井結(jié)構(gòu)復(fù)雜，操作簡(jiǎn)單。當(dāng)環(huán)空管長(zhǎng)度設(shè)計(jì)為10 m，截面為314 mm2時(shí)，一個(gè)環(huán)空管的造價(jià)約為4 300元，適用于高產(chǎn)儲(chǔ)層而不適用低產(chǎn)儲(chǔ)層，該技術(shù)解決的是水平井長(zhǎng)水平段趾跟效應(yīng)問題，適用均質(zhì)性良好儲(chǔ)層，若儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重則需復(fù)合變密度篩管技術(shù)。壓力剖面測(cè)試結(jié)果知，采用2個(gè)人造井底可提高壓力剖面均衡度為61.4%，對(duì)解決現(xiàn)場(chǎng)水平井筒內(nèi)生產(chǎn)壓力剖面嚴(yán)重不均衡問題具有明顯作用。同時(shí)，該技術(shù)可在井筒沿程不斷增加人造井底，使井筒壓力剖面變得更均勻，但為保證基管中流量，環(huán)空管間距設(shè)計(jì)必須留有足夠的徑向流入面積，應(yīng)遵循徑向可流入基管的打開程度不小于0.3，人造井底設(shè)計(jì)上限數(shù)量通常不超過6個(gè)的原則。

圖6 水平井預(yù)設(shè)環(huán)通多級(jí)井底生產(chǎn)單元安裝流程Fig.6 The installation process of the producing unit with preset multi-stage bottoms in horizontal well annulus

4 結(jié)論與建議

(1) 均質(zhì)3D油藏常規(guī)水平井開發(fā)最終水脊形態(tài)左視圖呈“凸”狀，油水界面從左至右先升后降，分界點(diǎn)在井筒跟部，孤山頂峰峰圍外有較大提升波及程度潛力。

(2) 環(huán)空多級(jí)井底技術(shù)能夠解決趾跟效應(yīng)底水脊進(jìn)。技術(shù)作用機(jī)理是在水平井井筒沿程與近趾端不同位置預(yù)設(shè)人工井底形成低壓區(qū)，改變傳統(tǒng)水平井內(nèi)從趾端到跟部的單流線方向?yàn)槎喾较蛄鲃?dòng)狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)趾跟同步泄壓排液，使井筒沿程的壓力與產(chǎn)液剖面達(dá)到均衡。

(3) 環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)對(duì)應(yīng)的無水產(chǎn)油時(shí)間最久，常規(guī)水平井、中心管水平井和環(huán)空多級(jí)井底水平井開發(fā)對(duì)應(yīng)的最終采收率分別為41.25%、45.28%和51.23%，環(huán)空多級(jí)井底水平井增產(chǎn)效果好于常規(guī)水平井、中心管水平井。

(4) 環(huán)空多級(jí)井底水平井結(jié)構(gòu)復(fù)雜，但操作簡(jiǎn)單方便，具有較大礦場(chǎng)應(yīng)用潛力。在環(huán)空管長(zhǎng)設(shè)計(jì)為10 m，橫截面積設(shè)計(jì)為314 mm2時(shí)，單根成本增加約達(dá)4 300元，對(duì)于開發(fā)低產(chǎn)量底水油田仍是挑戰(zhàn)。此外，多級(jí)人造井底的安裝數(shù)量設(shè)計(jì)不應(yīng)超過6個(gè)。

(5) 單一開發(fā)技術(shù)不能使底水油藏得到完全動(dòng)用，應(yīng)根據(jù)底水脊進(jìn)機(jī)理制訂階段性控水方案，環(huán)空多級(jí)井底技術(shù)應(yīng)歸到第一階段控錐，即底水在底水層啟動(dòng)時(shí)開始控制前緣剖面并跟隨開發(fā)全程；而底水在油藏推進(jìn)過程應(yīng)繼續(xù)跟進(jìn)第二階段控水調(diào)整措施，如間歇生產(chǎn)制度；當(dāng)?shù)姿黄浦辆?，在井底?yīng)進(jìn)行第三階段堵水；最后加強(qiáng)階段與技術(shù)間的銜接組合，底水油田開發(fā)一定會(huì)取得良好效果。