控制自流注水的智能完井技术

编译:李庆 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

审校:王敏生 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

控制自流注水的智能完井技术

编译:李庆 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

审校:王敏生 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

自流注水是指流体从一个地层被引流到另一个地层,以保持油藏压力的一种技术。该技术已在科威特应用了多年,油井通常要钻穿一个含水层和一个储油层,在条件合适和含水层压力较高的情况下,大量的水从含水层流至储油层。在油藏开发后期,因不可控制的压力补充方式给油藏管理带来很多难题,而且随着油藏压力下降,含水层和油层之间的压差增大,射孔时,压降下降过快,流量过高,导致含水层碎屑基岩不稳定。2007年初,科威特西部油田采用智能井工艺完成一口可控制自流注水井,提高了用自流注水工艺维持压力平衡的油藏管理能力。本文介绍了科威特智能井在自流注水井中的安装原理、设计及数据分析。

自流注水 智能井 完井装置油藏管理 油田应用

科威特西部Minagish和Umm Gudair油田分别于1958年和1962年开发。两个油田的初始产层均位于白垩系早期的Minagish Oolite地层。该地层为欠饱和碳酸盐岩,由沉积在海洋浅滩上的多孔粒状灰岩和泥粒灰岩组成。最初40年,Minagish Oolite储层靠一次采油、注气和弱水驱生产含水低甚至不含水的石油。20世纪80年代初期,油藏压力下降,井底流压不足以维持较高的自喷产量,采用潜油电泵增产,但油藏压力急剧下降。为解决该问题,增加产量,需要一种能够替换从油藏中采出的石油容量并保持油藏压力的方法。

Zubair地层为一个主要的含水砂岩层,硬度适中,渗透率1～3 D(1 D=1.02μm2,与Minagish地层相比,具有区域大、构造隆起、压力高等特点。将Zubair地层中的水自流注入Minagish Oolite储层的技术首次试用于Minagish油田,后来又在Umm Gudair油田的一个边缘油井进行了先导试验。

自流注水井在使用智能油井设备完井之前,只是在非控制条件下简单地将地层水从一个地层引流到另一个地层,层间窜流量、地层产水量以及储层的注水量仅通过不定期的电缆生产测井来监测。

尽管自流注水项目有很多好处,但其监测和管理的难度较大 (如注水前缘不易控制、油井见水、很难量化每口井的层间窜流量),而且随着储层压力的下降,其与水层之间的压差增大,使新投产的自流注水井流量过大,导致地层不稳和出砂。

1 智能油井完井装置

智能油井完井是通过收集、传输和分析完井、开发及油藏数据,在不需要人工干预的情况下即可控制油井和生产过程的系统。智能油井技术的价值是能够实时获取井下数据,并通过控制井下流量积极地改进层间和油井性能,实现储层效益最大化。其组成如下:

(1)井下流量控制装置。大多数井下流量控制装置是基于滑套或球阀技术,流量控制可以是二元(开/关)、不连续和连续的。这些装置由水力或电力驱动,与常规流量控制装置相比,其性能可靠、耐腐蚀性强、流量控制能力好、开/关能力强。

(2)馈通式封隔器。为了单独控制每个地层,采用了能够实现控制、通讯和动力电缆连接的馈通式封隔器。

(3)控制、通讯和动力电缆。智能油井技术要求至少有一个通道向井下监测和控制装置传输动力和数据。导管可以是液压控制管线、电线/数据导线或光纤电缆。为了保护电缆或便于安装,通常需要密封各个线缆,并进行铠装。

(4)井下传感器。使用多种井下传感器监测各层流动参数,几种单点电子石英压力计和温度传感器共用一根导线,以增加地层的测量精度。

2 自流注水井智能完井的优点

◇能实时监测注入压力、层间流量和油井生产压力,并对流量进行量化;

◇能确定产层的生产指数和水层的注入指数;

◇能对产层和水层分别进行压力瞬变分析,以掌握每个地层的压力、垂向渗透率、表皮系数以及通过增产措施提高产量和注入能力的潜力;

◇能对产层和水层分别进行增注和排液;

◇可在水层进行试采,以减少近井带井眼压力;

◇在关井前后可对自流注水井进行“软启动”,以减少压降瞬变,避免产层井眼发生较大的地质力学变化;

◇能监测和控制生产压降及流量,保证井眼稳定,防止油井出砂。

3 应用情况

3.1 第一口自流注水井

科威特西部第一口自流注水智能完井是在生产油管上配置并使用了层间控制阀 (ICV)和永久式井下监测系统 (PDHMS),以便控制从Zubair水层流到Minagish Oolite储层的注水量,传输温度和压力数据,并由地面采集系统记录和显示 (图1)。

图1 自流注水井智能完井示意图

3.1.1 油井组成

油井完井从顶部到底部依次为:139.7 mm生产油管、244.5 mm馈通式封隔器、139.7 mm温度/压力计、139.7 mm ICV(安装在 Zubair水层顶部)、139.7 mm油管加长管 (从 ICV至 Minagish Oolite储层顶部的永久式封隔器)。加长管与密封总成一起插入永久式封隔器内。

3.1.2 作业方式

控制油井和层间压差的作业方式有以下2种。

(1)用套管射孔枪对 Zubair水层射孔,通过电缆坐封底部永久式封隔器;安装其他智能完井装置,将加长油管插入封隔器内,液压坐封上部馈通式封隔器;使用过油管射孔枪对Minagish Oolite油层进行射孔。

(2)射开Minagish Oolite油层,通过电缆坐封带有可泵出堵头的下级永久式封隔器;射开Zubair水层,循环出封隔器上方的岩屑,安装其他智能完井设备;将加长油管插入封隔器内,液力坐封上级馈通式封隔器;对生产油管加压,泵出堵头。

3.1.3 计算方法

地层水从Zubair水层流入套管与油管加长管之间的环空到达 ICV后,向下进入油管加长管,穿过永久式封隔器、生产衬管和射孔孔道,进入Minagish Oolite储层。PDHMS可同时监测 ICV上、下环空和油管内的压力。已知 ICV压降,根据阀系数(Cv)和流体密度可以估算出通过ICV的流量。在实际的完井管柱中,ICV上方安装了PDHMS,用环空压力读数减去管内压力读数即为流体流经ICV的压降。

3.1.4 预期效果

通过预测油藏特性,即依据Zubair水层和Minagish Oolite储层的静压 (分别为31.03MPa和26.20 MPa)就能判断油藏能否采用自流注水智能完井技术。为了估算油井的注水量,采用节点分析法,给出了流经ICV不同开启位置 (10个)的压降与流量的关系 (图2)。各曲线与ΔP的交点为ICV在每个开启位置上的预计流量和压降。ICV全开时,预计最大理论流量为8112 m3/d;ICV关闭时,其压降约为8.96 MPa。

图2 Zubair和Minagish Oolite地层间压降与流量的关系及流经ICV的压降与流量关系

油井完井的目的是利用 Zubair水层为 Minagish Oolite储层提供5460 m3/d的流量。水层的流量和压降由ICV控制,由PDHMS监测。

由于Zubair水层产出水具有腐蚀特性,完井元件使用了防腐合金材料,同时进行油井流动分析,根据配有智能完井装置的自流注水井推荐的腐蚀速度极限确定流速。对自流注水完井管柱进行分析,考虑最佳流量和腐蚀因素,确定合理的生产套管 (尾管)尺寸。

3.1.5 初期性能

成功完井之后,在Minagish Oolite油层射孔,通过挠性油管进行酸化增产。增产后和开启 ICV之前,环空静压为27.44 MPa,油管静压为22.28 MPa;酸化后,计算的水层和油层射孔段顶部的静压分别为27.58 MPa和26.90 MPa。

在油井投产过程中,逐渐将ICV开启至节流位置5,并每隔6 h调整节流位置,使流量逐渐平稳,防止水层压降突变,导致井壁失稳和油井出砂。生产过程中根据可避免井眼和水层失稳的预计产量确定节流位置5为作业过程中的最大流量位置。

ICV从关闭到位置5,油管及环空的温度和流量变化特征见图3。由于观测的流量低于预测值,进行了变产量测试:①ICV初始位置为5;②关闭ICV,观察压力恢复情况;③ICV由位置1逐渐开启至位置10。

图3 完井后的流量和温度变化情况

测试期间,在 ICV数据测量点深度,Minagish Oolite和Zubair地层的井筒流压和计算流量见图4。从图中可以看出:ICV在开始关闭阶段、全闭阶段以及从位置1到位置10的压力和流量变化过程 (估计流量是利用 ICV的压差计算的);在位置10,ICV压降很小甚至没有,表明ICV允许从Zubair水层到Minagish Oolite储层的流量最大;在位置10流量出现波动,其原因是ICV没有压差;ICV完全开启时,观测的最大流量为1560 m3/d,远远低于5460 m3/d的目标流量。

根据试验数据生成的储层采油指数及水层注入指数见图5、图6。由图中可见:测量的水层生产指数为5882.52 m3/(d·MPa),与预测值基本相同;储层注入指数为221.73 m3/(d·MPa),远远小于预测值;两层之间的压差为5.15 MPa,与预测的8.96 MPa压差相差甚远。鉴于这种情况,决定在Minagish Oolite储层实施补孔和增注措施。

图5 完井后Zubair地层井底流压与产量的关系

图6 完井后Minagish Oolite地层的注入能力

3.1.6 储层补孔和增注效果

在Minagish Oolite储层实施补孔和增注措施后,在ICV的10个位置重新进行了变产量测试。ICV完全打开时,最大流量为4056 m3/d;Zubair水层的生产指数稳定在5882.52～6561.28 m3/(d·MPa),在预测值范围内;Minagish Oolite储层的注入指数从221.73 m3/(d·MPa)提高至409.51 m3/(d·MPa),接近原始预计值;如果两层的压差与原始预计值相近,ICV完全开启时,每天的自流注水量可以达到6240 m3。

3.2 第二口智能自流注水井效果

在科威特西部另一个油田,使用类似的智能井设备对第二口自流注水井进行完井。完井后,慢慢开启 ICV至位置7,每天最大流量为3744 m3;Zubair水层的生产指数约为5113.27 m3/(d·MPa),与第一口井接近;Minagish Oolite储层的注入指数较高,为690.07 m3/(d·MPa);阀门完全开启时,自流注水量达到4680 m3/d。

4 结论

◇智能完井技术和能够远程液压控制的ICV在可控自流注水井中使用可靠,经济效益高;

◇实施智能完井技术能持续监控流量,维持产层压力,减少对生产测井和水处理等地面设备的需求及不可控自流注水的不确定因素;

◇初步应用表明,该技术在了解油井和储层特性、明确需要的补救和增产措施等方面作用显著;

◇通过智能完井技术实时获取井下生产数据、监控储层及进行模拟分析,能够更好地管理整个油田的自流注水井,提高最终采收率,获取最大效益。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.011

资料来源于美国《World Oil》2008年5月

2009-01-07)