南海礁灰岩油藏自适应控水技术实验与分析

王丙刚，邢洪宪，唐咸弟，张庆华，魏裕森，王 晓

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；2.中海石油<中国>有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

1 概述

礁灰岩是一种具有原地固着生长状态的生物骨架构成的石灰岩，具有较高的孔隙率，渗透性良好，是石油、天然气储集的有利岩石。位于中国南海北部海域的流花11-1油田，是我国最大的底水驱动的礁灰岩油田，经过20多年的开采,该油田由于断层、裂缝发育、储层非均质性强、油水粘度比大等原因，不同开发区位水淹程度差异大，剩余油分布复杂，在生产井产量呈现递减速度快、低含水采油期短等特征，油田整体处于“特高含水、低采油速度、低采出程度”阶段，高效开发面临挑战[1-2]。

南海礁灰岩油藏大多采用水平井开发，由于储层认识难度大，传统的依赖油藏认识的被动式控水技术无法适用，流花11-1油田2口水平井曾尝试采用ICD控水技术，依靠成像测井识别出裂缝位置并进行人工分段，由于微裂缝等认识难度高，实施ICD控水技术后并未取得明显效果[3]。自适应控水技术可以降低储层认识要求，针对南海礁灰岩油藏开发过程中的技术问题有较强的针对性。本文通过被动式控水技术和自适应控水技术对比及分析、流体数据匹配性实验、理论模型验证和控水效果评估等方式研究自适应控水技术在流花11-1油田的适用性，对指导礁灰岩油藏挖潜、提高采收率具有重要的意义。

2 流入控制装置对比分析

水平井开发过程中，高渗段流动阻力较小，因此储层流体容易沿着高渗段推进，安装流入控制装置后，其将产生一个附加压降，一定程度上平衡井筒不同位置的生产压降差异或储层的渗透率差异，使得整个井段的流入剖面趋于均匀化，从而显著延缓水锥。流入控制装置完井技术根据其流动阻力等级是否恒定，可分为被动式流入控制装置（PICD）和自适应流入控制装置（AICD），常见的流入控制装置如表1所示。

表1 常见流入控制装置

国外关于被动式流入控制装置的研究已相对成熟，主要形成了喷嘴型、螺旋通道型和喷管型3个类型。然而，由于常规设计的流入控制装置不能对油水进行识别，并产生不同的流动阻力等级，一旦油井见水，由于地层水的粘度较低，其进入PICD后将占据整个流动空间，并阻碍地层原油的流动，致使完井失效。AICD阻水能力远大于阻油能力，将显著抑制地层水的流动，从而实现流入剖面均衡推进的目的。与传统的PICD控水技术相比，AICD控水技术基于油水物理特性差异自适应调节进行控水，对储层认识要求不高，与智能完井控水增油技术相比，该技术施工成本相对较低。

平衡片式AICD的设计原理是利用油气水的密度差异控制平衡片的位置，从而改变流体的通过状态；RCP Valve和AICV利用动压力和静压力的平衡关系来控制可动盘的位置，并调整节流压降大小；EquiFlow AICD是利用流体惯性力和粘性力的平衡关系，使流体选择不同的流道从而改变装置的阻力等级[4]。以RCP Valve为例，该装置由一个固定的构件和一个可移动的碟片组成，通过移动构件即自由浮动的碟片的移动来控制液体流通面积的大小。根据伯努利定律，在流体流动时，同一流线上的流体静压，动压与摩擦压降的总和不变。当相对粘度较高的油流经阀体时，碟片处于开启状态，当相对粘度较低的水或气流经阀体时，碟片因粘度变化引起的压降自动“关闭”，从而实现控水作用。

自适应控水技术可以通过延缓水的锥进，自动地调整每个生产层段的产出剖面，实现前期延长无水或低水采油期，中期延长稳油控水采油期，后期延长稳油生产周期的目的，已应用于大多数类型的油气藏并取得了良好的控水增油效果。在国外Ginta、Troll、Rubiales和Quifa等海上高渗砂岩油田和在国内渤海曹妃甸11-1油田、秦皇岛32-6油田等稠油油田应用表明，自适应控水技术能有效抑制底水锥进，达到油井增产、降低含水率和提高油藏采收率的目的[5-6]。

3 实验验证

为验证AICD针对流花11-1油田流体特性的控水增油效果，搭建流量控制实验装置，测试其在纯水、纯油和不同含水率情况下排量与压差的关系[7]。实验中所用的设备有搅拌罐、酸化泵、可调式节流阀、压力计、流量计、测试段、粘度计等，实验流程如图1所示。搅拌罐主要是用来调配测试所需粘度纯油和油水混合相，同时用于测试段回流液或返出液回收，酸化泵用于将测试介质泵送进实验流程，可调式节流阀可以对回流管路过流面积进行调节从而调节测试段的排量，流量计、压力计等采用数字采集系统，分别测试经过测试段的排量Q、入口压力P1、和出口压力P2，通过将测试段前后压力求差可以算出测试段压差ΔP。

图1 AICD地面实验流程图

3.1 实验过程

流花11-1油田主区地层原油粘度为46.5～102.1mPa·s，采用该油田采出原油，添加适量柴油在搅拌罐中进行均匀搅拌，形成实验所需45mPa·s油、105mPa·s粘度纯油后静置。

（1）关闭2号节流阀及回流阀，采用自来水进行设备试压及测试，测试压力10MPa；

（2）导通测试流程，开泵后缓慢调节回流阀，测试纯水下工具出入口端压力及排量；

（3）测试工件在45mPa·s油、105mPa·s粘度纯油介质下的流量和压力数据；

（4）测试工件在45mPa·s油不同含水率情况下的流量和压力数据；

（5）测试工件在105mPa·s油不同含水率情况下的流量和压力数据。

3.2 实验数据

压力和流量采用数字采集系统，不同介质条件、不同压力等级下各采集5min，每间隔10s采集一次数据，将采集到的流量和压力数据点集经过求均值处理后，按照指数回归法绘制测试曲线（图2～图4），分析AICD对不同粘度纯油和油在不同含水率情况下的控流效果。

测试结果表明，针对流花11-1油田油样：

（1）在同压差下，纯液介质粘度越高，流经AICD的排量越大，高粘度油和水的最高排量比率7.6倍，表现出明显的自适应增油特性；

（2）在粘度分别为该油田最低粘度45mPa·s和最高粘度105mPa·s时，在同压差下，油水混合物含水率越高，流经AICD的排量越小，表现出明显的自适应控水特性；

（3）105mPa·s原油在含水率最高98%情况下，等效粘度在3.08mPa·s的情况下，能和水形成1.6倍的排量比率关系，表明该工具在该油田高含水井仍能体现出一定的控水效果。

图2 纯水、45mPa·s油、105mPa·s油测试数据

图3 45mPa·s原油在20%、65%、80%、93%含水率下测试数据

图4 105mPa·s原油在20%、50%、80%、98%含水率下测试数据

4 控水效果模拟

定义AICD控水工具的理论模型是一个与油藏流体性质、产液强度、工具性能相关的方程[8]，如下所示：

式中：g、h、i、d、e、f——指数因子；

α——流相中各相所占的体积分数；

ρcal——校准密度，kg/m3；

μcal——校准粘度，Pa·s；

a、x、y——AICD强度因子；

b、Q——混合体积流量，m3/s。

根据表实验数据，结合流花11-1油藏相关流体参数，利用公式（1）、公式（2）、公式（3）联立求解AICD强度因子，得出a=1.49×10-5,x=2.39，y=0.53。

以流花11-1油田的某井作为目标井进行控水效果模拟，该井为8-1/2″裸眼水平井，水平段长820m，截至2016年因机械设备故障停产前，该井日产液1133m3，日产油28.9m3，含水率高达97.4%。油藏模型显示，该井渗透率变化范围在75～650mD之间，渗透率分布呈现出先逐渐减小后逐渐增大的趋势，从跟端到趾端，距水平井跟端20m处渗透率值达到最小，最小值为75mD，趾端渗透率达到最大，最大值为650mD，含水饱和度在0.3～0.6之间变化较明显，存在高渗段高含水、低渗区域含油富集的现象。

根据渗透率和含水饱和度沿水平井筒的分布情况，将水平井筒细分为4段，每一段作为一个相对独立的流动单元，分别为 2240～2410m、2410～2585m、2585～2930m、2930～3060m。各分段内设置不同数量的AICD，抑制高渗透率高含水段位置产液量，提高低渗透高含油段产油量，从而降低该井整体含水率。对该井使用AICD控水措施后生产情况进行模拟，油藏动态模拟结果显示，AICD引入后底水上升剖面在一定程度上实现了均衡，起到了明显的抑制水锥突进的作用（图5）。

图5 引入AICD后流入剖面

单井静态模拟结果如表2所示，该井引入AICD后，按照日产油保持28.9m3/d的生产制度，日产水降低了671m3/d，有明显的控水效果；按照日产液保持1133m3/d的生产制度，整体含水率从97.45%降到92.84%，降低了4.6%，日产油增加了52.2m3/d，增幅达180%，经济效益显著。

表2 某井AICD控水效果模拟

5 结论

（1）本研究以流花11-1油田为研究对象，理论分析结合物模实验进行了自适应控水技术可行性研究，研究表明针对流花11-1油田高含水井实施自适应控水技术能有效控水增油，提高单井产能，自适应控水技术对礁灰岩油藏具有较强的适用性；

（2）自适应控水技术尚未在该油田应用，流入控制装置的实际控水效果需结合具体的使用条件，装置入井后受多种因素影响，更需要克服高温、高压、腐蚀、不清洁流体等苛刻的环境，本文仅从适用性研究进行了相关论证，实际控水效果有待进一步验证；

（3）南海礁灰岩油藏高含水井呈现快速增长趋势，在油井完井阶段或者生产后期采取有效的控水增油工艺技术，能有效地提高油田采收率，自适应控水技术具有良好的应用前景。