变孔密筛管控流完井参数优化及数值模拟分析

陈 阳

（1. 中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017；2. 中国石油和化学工业联合会“非常规油气钻完井技术重点实验室”）

水平井分段控流完井已成为实现油藏向水平井均衡供液、防止地层水在投产段单点突破的有效手段，在国外获得大量现场应用[1-5]。控流完井的核心工具为流入控制器（ICD）和流入控制阀（ICV），为了产生足够的控流压降，控流构件过流断面较小，控流流道较长，实际生产时极易堵塞，难以适应国内油田开发常遇的储层易出砂和泥质含量高等复杂环境。为解决上述问题，提出并现场应用了水平井变孔密筛管控流完井，该完井方法通过筛管基管上的孔眼产生控流压降，同时保留适当的筛管泄流面积，其制造工艺简单，可靠性高，易于被采油厂接受。然而，该完井方法缺乏理论支撑，仅凭经验制定控流参数，无法保证控流效果，对此，本文建立起配套的控流参数优化方法，并通过数值模型对比分析方法论证控流参数优化设计的必要性。

1 水平井变孔密筛管控流完井简介

该完井方法将入井前预先设计的变孔密筛管和盲管串联形成控流完井管柱下入水平井裸眼投产段，并配合分段完井实现分段控流，完井管柱结构如图1所示。在完井管柱中：①变孔密筛管：通过基管上孔眼产生当前控流井段所需控流压降；②盲管：不具备流体通过管壁的通道，可使当前控流井段的变孔密筛管汇集更多油藏产液，有利于充分发挥其控流性能；③常规滤砂管：布置在非控流井段，通常为产能较低的投产井段，以便充分保持其泄流强度；④管外封隔器：封隔完井管柱与井壁间环空，实施分段完井。

图1 水平井变孔密筛管控流完井管柱结构示意

2 控流参数优化方法

本节以D21P24井为实例井，介绍变孔密筛管控流完井参数的优化设计方法。

2.1 基本参数

D21P24井为开发断块油藏剩余油的水平井，开发油层的基本参数如下：油藏厚度20 m，油藏压力32 MPa，孔隙度27%。投产段距油藏顶部5.6 m，A靶点井深3 608 m，B靶点井深4 017 m，裸眼井筒直径215.9 mm，变孔密筛管、常规滤砂管和盲管单根长度10 m，外径127 mm。油藏条件下原油黏度24 mPa·s，原油体积系数1.3，标准状态下原油密度0.89 g/cm3，地层水密度1.1 g/cm3。初始配产油量95 m3/d，初始产液含水率68%，投产段测井渗透率剖面如图2所示。

图2 实例井投产段测井渗透率剖面

2.2 优化步骤

由图1可知，各控流井段控流参数包括：盲筛比（即盲管与变孔密筛管数目之比）、变孔密筛管基管上孔密和孔径，具体优化方法表述如下：

（1）优化前准备。根据水平井均衡供液完井静态控流参数设计方法[6]，完成水平井投产段分段、各投产井段合理配产液量和各投产井段合理控流压降计算三部分工作，实例井的计算结果如表1中第1至4栏所示;

（2）列出当前控流井段盲筛比的备选值Ra（即盲筛比所有可能取到的值）。根据当前控流井段长度确定出变孔密筛管和盲管的总数!，则R#可由式（1）确定：实例井控流井段1的长度为100 m，可排布10 根管子，则!=10，因此有R1=0，R2=1/9，R&=1/4，…，R1'=9/1;

（3）根据需要列出当前控流井段变孔密筛管基管孔密的备选值()和孔径的备选值*+。其中，(可取1至180孔/m，*可取1.0至15.0 mm，考虑到实例井的实际情况，可适当缩小(和*的取值范围以便提高优化速度，即(取15至50孔/m，*取4.0，5.0，…，9.0，10.0 mm。

（4）各取三种控流参数任一备选值形成多种参数组合，比如取R1=0，(1=15孔/m，*1=4.0 mm形成一个组合，或者取R&=1/4，(2=16孔/m，*,=10.0 mm等等，计算当前控流井段在当前参数组合条件下的控流压降Δp[7]：

上述式中，-为孔密备选值总数；.为孔径备选值总数；/0为当前控流井段合理配产液量，m3/s；10为流体密度，kg/m3；23为变孔密筛管长度，m；40为流体黏度，Pa·s；*56为基准直径，*56=1 m；456为基准黏度，456=1 Pa·s。借助计算程序对所有可能列出的参数组合分别计算出对应的Δp。

（5）筛选出合理的参数组合。对于某一参数组合R7，(8和*9，代入式（2）中得到Δpa*，b*，c*，如果满足：

则当前参数组合保留，否则舍去。

式中：Δρ;为当前控流井段所需的合理控流压降，MPa，如表1中第4栏所示；ε为相对误差上限，无因次，ε可取0.05。

（6）优选当前控流井段的控流参数。对于所有保留下来的参数组合，计算出对应的泄流面积A：

选择最大泄流面积对应的参数组合，作为当前控流井段的控流参数。例如实例井控流井段1的最佳参数组合为R,= 3/2，(1'= 24孔/m，*&= 6.0 mm。

（7）重复步骤（2）至（6），进行下一个控流井段控流参数的优选。

2.3 优化结果

根据基本参数和第 2.2节介绍方法，计算出实例井控流井段1和控流井段2的控流参数优化结果，如表1中第5至7栏所示，从而得到变孔密筛管控流完井的优化方案。

表1 优化控流参数

3 对比分析

在建立本文优化方法之前，变孔密筛管控流完井方法已在实例井D21P24井实施应用，其控流参数根据现场工程师的经验制定，即经验方案，如表2所示。2.3节的优化方案并非D21P24井的实际入井方案，但本节通过数值模拟分析方法，对比优化方案和经验方案条件下实例井的生产动态，以便论证控流完井参数优化设计的必要性。

表2 经验控流参数

将基本参数、表1和表2中控流参数代入水平井微元段耦合流动模型[8]，求得投产初期优化和经验方案条件下实例井投产段产液流入剖面，如图3所示，图3同时给出常规滤砂管完井条件下实例井投产段产液流入剖面作为参照。正式计算之前已使用实测产液量修正数值模型。

由图3可知，对于3 608 ～3 708 m井段，其生产压差高且产能高，优化方案在该投产井段采用高控流强度参数，即高盲筛比、小孔密和小孔径，抑制过高泄流强度；对于3 917～4 017 m井段，其生产压差低且产能低，因此优化方案未对该投产井段实施控流，充分保持其泄流强度，从而实现油藏向实例井投产段均衡供液。相比之下，经验方案未有效抑制3 608～3 708 m井段泄流强度，却又过分抑制了3 917～4 017 m井段泄流强度，因此未达到良好控流效果。

将基本参数、表1和表2中控流参数代入水平井见水时间模型[9-10]，得到优化方案和经验方案条件下实例井投产段见水时间剖面，如图 4所示，图4同时给出常规完井条件下实例井投产段见水时间剖面作为参照。正式计算之前已使用实测见水时间修正数值模型。由图4可知，优化方案使得实例井投产段见水时间剖面趋于均衡，整体上有效延长了水平井见水时间，达到61.4 d，而经验方案条件下水平井见水时间仅有33.6 d。

图3 实例井投产段产液流入剖面

图4 实例井投产段见水时间剖面

将基本参数、表1和表2中控流参数代入三维空间油水两相黑油模型，得到优化方案和经验方案条件下实例井累积产油量和产液含水率变化曲线，如图5和图6所示， 图5和图6同时给出常规完井条件下实例井累积产油量和产液含水率变化曲线作为参照。正式计算之前已使用实测产油量和产液含水率修正数值模型。由图5和图6可知，相比常规完井，开井300 d时，优化方案条件下原油累积产量增幅和产液含水率降幅分别达9.69%和10.68%，经验方案仅为2.13%和2.99%，表明优化方案的控水稳产效果更好。

4 结论

图5 实例井累积产油量变化

图6 实例井产液含水率变化

（1）建立了一套水平井变孔密筛管控流完井参数优化方法，结合数值模拟模型对比分析了优化方案、经验方案和常规完井条件下实例井D21P24井的生产动态。

（2）数值模型对比分析结果指出，优化方案将实例井各投产井段的泄流强度控制在合理范围内，实现了均衡供液，并使得各投产井段见水时间趋于一致，整体上延长了实例井见水时间。相比常规完井，实例井开井300 d时，优化方案原油累积产量增幅和产液含水率降幅分别达9.69%和10.68%，经验方案仅为2.13%和2.99%，表明优化方案的控水稳产效果更好。

（3）优化方案条件下实例井的生产动态明显优于经验方案，表明了水平井变孔密筛管控流完井参数优化设计的必要性。