海上油田篩管完井找堵水試驗研究

朱立國 陳維余 孟科全 吳 婧 楊萬有 羅昌華 張艷輝 魏子揚

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司, 天津 300452

0 前言

海上油田多數(shù)屬于疏松砂巖,開發(fā)過程中容易出砂,進而影響生產(chǎn)[1-4],因此,生產(chǎn)井通常采用篩管防砂完井[5-9]。篩管與井壁之間存在30 mm左右的環(huán)空,該環(huán)空有的采用礫石充填,有的不充填礫石[10-11],但不管采用哪種方式,篩管與井壁之間均存在橫向竄流,導(dǎo)致生產(chǎn)井無法實現(xiàn)分段找堵水[12-16],即便有少數(shù)井在完井時預(yù)置了管外封隔器,為后續(xù)分段找堵水提供了前提,但現(xiàn)有的找水和堵水技術(shù)都是獨立存在的,需要實施多趟管柱才能完成找水、堵水措施,施工繁瑣,措施風(fēng)險高。截至目前,海上油田仍未建立有效的生產(chǎn)井找堵水工藝,找堵水領(lǐng)域依然面臨技術(shù)瓶頸[17]。本文針對上述問題，提出了梯度復(fù)合找堵水技術(shù)，以解決海上油田篩管完井生產(chǎn)井找堵水難題。

1 技術(shù)原理

1.1 ACP環(huán)空化學(xué)封隔

與常規(guī)聚合物材料相比,篩管外化學(xué)封隔器(Annular Chemical Packer,ACP)剪切時,其結(jié)構(gòu)發(fā)生明顯變化,呈現(xiàn)“低黏”狀態(tài),見圖1-a)；剪切停止后,其結(jié)構(gòu)能夠迅速恢復(fù),微觀結(jié)構(gòu)顯示，ACP從相對致密的片狀，迅速恢復(fù)為三位網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，直觀表現(xiàn)為“高黏”狀態(tài)，見圖1-b)、圖1-c)、圖1-d)，其具備良好的“剪切變稀、靜止后迅速恢復(fù)”觸變特性。與常規(guī)聚合物材料相比,ACP可以明顯降低“重力坍塌”效應(yīng),有效充填篩管外環(huán)空,并能夠迅速固化成高強度的阻流環(huán),實現(xiàn)對篩管外環(huán)空的有效封隔。

a)剪切時a)Just after shearing

1.2 地面控制閥分段找控水技術(shù)

利用預(yù)置管外封隔器或ACP,實現(xiàn)篩管外環(huán)空封隔[18-19],在此基礎(chǔ)上,下入地面控制閥分段找控水管柱。地面控制閥分段找控水管柱主要包括地面控制器、信號電纜、定位密封、隔離封隔器等組成,見圖2。

圖2 地面控制閥分段找控水管柱示意圖Fig.2 Schematic diagram of segmented control waterproduction string for ground control valve

隔離封隔器與ACP或管外封隔器配合,實現(xiàn)對井筒的有效分段。地面控制器通過信號電纜控制井下地面控制閥開關(guān)或開度大小,獲取各段產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水情況[20],然后關(guān)閉或調(diào)小高含水段對應(yīng)的地面控制閥,實現(xiàn)井筒控水目標(biāo),如果井筒控水效果理想,則結(jié)束施工;若井筒控水效果不理想或井筒控水失效,則打開高含水段地面控制閥,關(guān)閉其他段地面控制閥,將化學(xué)堵劑通過地面控制閥分段管柱定位注入到地層深部[21],進一步增強堵水效果,井筒找控水與定位地層深部化學(xué)堵水可根據(jù)現(xiàn)場措施情況,梯度開展。

2 室內(nèi)實驗

2.1 ACP篩管外環(huán)空抗壓強度實驗

針對海上油田215.9 mm井壁、139.7 mm篩管尺寸、120 μm 篩管縫寬的實際條件,采用全尺寸篩管外環(huán)空封隔試驗裝置對ACP封隔性能進行封隔試驗研究,外管內(nèi)徑為215.9 mm,模擬井筒尺寸;篩管尺寸為139.7 mm,篩管縫寬120 μm,注入管尺寸為73 mm,模型有效長度 1.5 m，模擬裝置見圖3。具體步驟包括:工裝連接及試壓;工裝充填礫石(裸眼完井不需要充填礫石);連接注入裝置;注水排出工裝中空氣,使工裝充滿水;通過注入管柱,將ACP注入篩管外環(huán)空;78 ℃下候凝10 h,等待ACP固化;ACP抗壓測試;工裝拆解及觀察ACP充填狀態(tài)。

圖3 全尺寸篩管外環(huán)空抗壓模擬裝置示意圖Fig.3 Schematic diagram of compression test simulationdevice for true size screen outer annulus

由試驗結(jié)果可以看出,在礫石充填篩管完井條件下,ACP抗壓強度為2 MPa/m,在裸眼篩管完井條件下,ACP抗壓強度為1.1 MPa/m,現(xiàn)場按照20 m長度設(shè)計,ACP理論抗壓分別達到40 MPa、22 MPa,均能滿足篩管外環(huán)空分段需求。試驗后,分別對管柱進行了切割,可以發(fā)現(xiàn),ACP能夠完全充填篩管外環(huán)空,在篩管與井壁之間的環(huán)空內(nèi)形成高強度阻流環(huán)，見圖4。

a)礫石充填條件下ACP充填狀態(tài)a)ACP packing state of the screen completion with gravel

2.2 地面控制閥穩(wěn)定性試驗

將地面控制閥置于高溫高壓試驗裝置中,設(shè)定不同溫度,壓力保持60 MPa,連續(xù)加電工作48 h。檢測試驗過程中電機、各電氣參數(shù)是否工作正常,地面控制閥開度是否能夠有效調(diào)整,試驗結(jié)果見表1。由表1可以看出,不同試驗條件下,電機工作正常,各電氣參數(shù)正常,通過控制器能夠?qū)Φ孛婵刂崎y開度進行任意調(diào)節(jié)。

表1 地面控制閥穩(wěn)定性試驗結(jié)果表

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 埕北油田A井

埕北油田A井為常規(guī)砂巖油藏,1986年2月投產(chǎn),生產(chǎn)層段為東營組主力油層,該井鉆井井壁尺寸215.9 mm,采用139.7 mm篩管礫石充填防砂完井,下入電泵籠統(tǒng)生產(chǎn)管柱，生產(chǎn)管柱見圖5。油藏溫度78 ℃,地層水礦化度5 556 mg/L,地層孔隙度27.3%～30.8%,滲透率263～7 174 mD,由于生產(chǎn)段滲透率差異大,具有明顯的點狀局部現(xiàn)象,該井措施前日產(chǎn)液214.62 m3,日產(chǎn)油22.22 m3,含水率89.65%,已處于高含水開發(fā)期。

圖5 埕北油田A井生產(chǎn)管柱圖Fig.5 Production string diagram of well A in Chengbei oilfield

該井現(xiàn)場實施過程如下:首先在1 689～1 709 m處定位注入ACP,進行管外封隔,在此基礎(chǔ)上,下入地面控制閥找控水管柱,將生產(chǎn)段分兩段,進行井筒找水,各段生產(chǎn)情況見表2。全井段生產(chǎn)時含水率89.65%,單生產(chǎn)第一段含水率93.90%,單生產(chǎn)第二段含水率78.31%,可以看出該井出水主要來自第一段。

表2 埕北油田A井找水結(jié)果表

根據(jù)井筒找水結(jié)果,井筒堵水效果明顯,已達到措施目標(biāo),因此,該井直接采用關(guān)閉第一段,保持第二段生產(chǎn)的方式進行堵水。該措施實施后,措施效果動態(tài)見圖6。產(chǎn)油最高由措施前的16.81 m3/d增加到措施后的45.94 m3/d,含水由措施前的89.65%下降至措施后的78.31%,有效期260 d,累計增油3 959 m3,增油降水效果顯著。

圖6 埕北油田A井措施效果動態(tài)圖Fig.6 Dynamic diagram of field test of well A in Chengbei oilfield

3.2 錦州25-1南油田B井

錦州25-1南油田B井為裂縫型底水油藏,2009年12月投產(chǎn),油藏溫度90 ℃,地層水礦化度3 704 mg/L,地層孔隙度4.7%～8.8%,滲透率70～927 mD,采用氣舉生產(chǎn)管柱,139.7 mm篩管裸眼防砂完井,篩管外有預(yù)置封隔器,在生產(chǎn)過程中,具有明顯的底水錐進現(xiàn)象,該井措施前日產(chǎn)液110.25 m3,日產(chǎn)油4.08 m3,含水率96.30%,已處于高含水開發(fā)期，該井生產(chǎn)管柱見圖7。

圖7 錦州25-1南油田B井生產(chǎn)管柱圖Fig.7 Production string diagram of well B inJinzhou 25-1 south oilfield

該井現(xiàn)場實施過程如下:采用地面控制閥找控水管柱,將生產(chǎn)段分兩段,進行井筒找水,找水結(jié)果見表3。全井段生產(chǎn)時含水率96.30%,單生產(chǎn)第一段含水率96.80%,含水率未出現(xiàn)下降情況,單生產(chǎn)第二段,含水率初期30.12%,但在8 d內(nèi),含水率迅速上升至95.59%,可以看出該井出水主要來自第一段,但僅通過井筒控水,保持第二段生產(chǎn),有效期短,達不到措施效果。因此,針對該井實際情況,開展了地層定位深部堵水作業(yè),即關(guān)閉第二段,打開第一段,將670 m3凍膠堵劑借助地面控制閥找控水管柱定位注入到高含水地層,然后再打開全部生產(chǎn)段,保持全井段生產(chǎn)。通過阻斷底水原有錐進路徑,迫使底水繞流,提高措施效果。

表3 錦州25-1南油田B井找水結(jié)果表

該井采用梯度復(fù)合找堵水技術(shù)后,措施效果動態(tài)見圖8。最高產(chǎn)油由措施前的7.04 m3/d增加到47.23 m3/d,含水率由措施前的96.30%下降至42.22%,措施有效期231 d,增油3 182 m3。

圖8 錦州25-1南油田B井措施效果動態(tài)圖Fig.8 Dynamic diagram of field test of well B in Jinzhou25-1 south oilfield

4 結(jié)論

1)ACP或篩管外預(yù)置的封隔器能夠有效對篩管外環(huán)空進行封隔,地面控制閥分段找堵水管柱能夠有效對篩管內(nèi)進行封隔,同時可以作為后期化學(xué)堵劑定位注入通道,三者結(jié)合,能夠有效對生產(chǎn)井進行分段找堵水。

2)梯度復(fù)合找堵水技術(shù)包括兩個階段,第一階段是“ACP+地面控制閥”的井筒找控水,第二階段是“ACP+地面控制閥+化學(xué)堵劑”的地層定位深部堵水,兩個階段可根據(jù)現(xiàn)場實施效果,梯度開展,具有較強的可操作性。

3)梯度復(fù)合找堵水技術(shù)先后在埕北油田A井、錦州25-1南油田B井進行了先導(dǎo)性試驗,含水率分別下降11.34%、52.79%,累計增油分別為3 959 m3、3 182 m3?，F(xiàn)場試驗表明,針對礫石充填篩管完井、裸眼篩管完井等不同井況,該技術(shù)均能起到明顯的增油降水效果。