自适应控水装置和防砂砾石组合试验评价

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(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)

中国海上油田渤海海域、南海东部海域，边底水油藏分布广泛。为增加产层的泄油面积，实现低生产压差下开发油藏，常采用水平井的开发形式。在开发过程中，由于“跟趾效应”、边底水锥进等原因，水平井大多含水上升较快。曹妃甸11-1和流花11-1等油田部分井完井阶段未能采取有效的控水手段，导致部分油井在油田开发初期出现高含水现象，致使油田开发难度加大。含水率过高导致提液难度大，污水处理、节能减排、设备腐蚀压力也日益增大[1]。当前海上油田水平井控水大多采用管外封隔器在筛管外进行分段，分段内采用变密度筛管和ICD控水等方式。由于储层非均质性强，渗透率及含油饱和度差异明显，基于机械式封隔的手段难以满足控水工具精细化分段的要求，同时，ICD等被动式调流控水技术无法针对出水进行动态调节，存在适用范围受限、控水效果有限等不足，故控水措施总体成功率不高，解决水平井出水问题已迫在眉睫，急需一种经济有效的稳油控水技术。

AICD自适应控水技术作为油气田开发的一项先进技术，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。该技术基于油水物理特性差异自适应控水，降低了对储层认识的要求，应用于水平井可有效均衡生产压差，实现控水增油的作用。同时，充填于水平井筛管外的砾石，基于达西定律，在轴向可以抑制水锥横向窜流，并形成一定的阻流压差，为AICD的精细化分段要求提供了可能。研究自适应控水技术在水平井的适用性，对指导海上油田挖潜、提高采收率具有重要的意义。

1 AICD自适应控水技术简介

AICD(Autonomous Inflow Control Device)根据油水的黏度、密度等物理特性差异，通过引入一个额外的压力降来平衡油藏与井筒之间的压力不均匀性，对油和水进行自适应调节，实现控水增油的效果[2]。

当前应用较多的自适应控水装置主要有HALLIBURTON的EquiFlow AICD和TENDEKA的RCP Valve等。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，即自由浮动的碟片来控制液体流通面积的大小(如图1)。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。当相对黏度较高的油流经RCP Valve时，碟片处于开启状态，当相对黏度较低的水或气流经RCP Valve时，碟片因黏度变化引起的压降自动关闭，从而实现控水。

图1 RCP示意

1.1 国外应用案例

自适应控水装置可以延缓水的锥进，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，中后期延长稳油控水采油期的目的[3-4]。在国外Ginta、Troll、Rubiales和Quifa等海上高渗砂岩油田应用表明，AICD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]。如表1。

表1 国外AICD自适应控水技术应用效果

1.2 国内应用案例

渤海油田2016年初在曹妃甸11-1A-13H井首次实施AICD自适应控水技术。该井地层原油黏度175.2 mPa·s，原井完井管柱为215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)筛管，采用20/40目砾石充填。后期通过筛管注入环空化学封隔器，筛管内下入73 mm(2英寸)AICD控水短节+Y341型封隔器控水中心管柱将该井分为3段(如图2)。

该井措施前日产油45.29 m3，日产水1 120 m3，含水率96.1%。控水措施实施后，日产油52.15 m3，日产水518 m3，含水率90.9%，控水增油效果明显。2016-03，逐渐提液至950 m3，日产油62 m3，含水率保持在93.5%左右。2017-06，该井含水率由93.5%缓慢上升至96.1%，控水措施失效，控水措施有效期1.5 a。

图2 曹妃甸11-1-A13H井控水管柱示意

结合油藏模型分析该井的控水效果，可知：

1) 该井在筛管外有砾石充填，在砾石充填层，流体轴向距离长，阻力大，径向距离短，阻力小，抑制了水锥横向窜流。

2) 堵水作业在筛管外注入的环空化学封隔器，配合控水中心管柱的Y341型封隔器进行了分仓，各位置原始采出含水率在80%～100%，局部处于水淹状态，各分段内通过自适应控水装置根据局部含水情况形成不同阻流效果，是降低该井含水率的主要因素。

3) 通过对该井进行回归模拟，日产液量从500 m3/d上升到1 000 m3/d时，控水管柱压耗从1.4 MPa上升到7 MPa，作用在分段工具上的分段压差过大，Y341型封隔器的压缩式胶筒失效可能是导致提液后含水率上升的原因。

截至2017年底，AICD控水技术在渤海旅大5-2-B25H、旅大32-2-A31H、秦皇岛32-6-J33H井共进行了3井次的水平井应用，均未达到预期控水效果，结合完井管柱及生产数据分析原因为：3口井储层非均质性强，多采用“215.9 mm(8英寸)裸眼+筛管”完井管柱，筛管外借助环空化学封隔器或膨胀封隔器进行了2～4段封隔，筛管外无砾石充填，各分段内无轴向防窜流措施，由于水的黏滞阻力小，流动速度快，高含水段突破后有可能快速漫布于分段内造成水淹，从而导致控水措施失效，采用常规封隔手段难以满足自适应控水装置的精细化分段要求。

2 防砂砾石控水原理

防砂砾石充填于水平段后产生各向同性的流动阻力，根据达西定律，渗流量Q与压差△p和渗流界面A成正比，而与渗流长度L成反比。流体由地层至筛管距离短、接触面积大，径向流动阻力小；水平段流动单元间距离长、环空横截面积小，流体横向流动阻力大，使得地层流体单元内流动得到控制、单元间流动受到抑制。防砂砾石在实现防砂的同时，可以防止水锥轴向窜流，结合自适应控水装置可以实现精细化分段的功能。

3 评价试验

为验证自适应控水装置和防砂砾石组合应用于水平井控水的效果，搭建流量控制试验装置，进行控水性能测试和渗流能力测试，测试自适应控水装置在纯水、纯油和不同含水率情况下排量与压差的关系，测试防砂砾石的轴向和径向阻流能力。

3.1 自适应控水装置性能测试

试验流程主要由搅拌罐、柱塞泵、压力传感器、流量计和测试段等组成，流程图及关键设备如图3～4所示。

图3 地面测试流程

图4 试验流程关键设备

搅拌罐主要是用来调配测试所需黏度纯油或油水混合相，同时用于测试段回流液或返出液回收，柱塞泵用于将测试介质泵送进试验流程，通过改变柱塞泵频率可以调节测试段的排量，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，通过将入口压力和出口压力求差可以算出测试段压差△p。

采用高黏度原油，并添加适量柴油在搅拌罐中进行均匀搅拌，间断取样测试混合液黏度，最终形成试验所需220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度油，搅拌均匀后取出静置。

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10 MPa。

2) 导通测试流程，开泵后缓慢调节流量，采集纯水介质时测试段出入口压力及排量。

3) 采集测试段在220、188、122、90、60、20 mPa·s黏度纯油介质下的流量和压力数据。

4) 采集测试段在122 mPa·s油不同含水率情况下的流量和压力数据。

试验过程每间隔10 s采集一次数据，不同介质条件、不同压力等级下各采集5 min数据，将采集到的测试数据按照指数回归法绘制测试曲线，如图5～6所示。

图5 纯液态通过AICD压差与排量关系

图6 油水混合物通过AICD测试曲线

测试结果表明：

1) 在相同压差下，纯液介质黏度越高，排量越大，高黏度油和水的最高排量比率8.5倍，表现出明显的自适应增油特性。

2) 在黏度为122 mPa·s时，在相同压差下，油水混合物含水率越高，排量越小，表现出明显的自适应控水特性,在含水率最高95%情况下，等效黏度在7.05 mPa·s的情况下，能和水形成1.25倍的排量比率关系，表明该工具在高含水井仍能体现出一定的控水效果。

3.2 防砂砾石渗流能力测试

根据实验室环境建立防砂砾石渗流能力测试装置，采用3层透明管，外层直径和长度0.25 m×1.5 m，壁厚10 mm；中层直径和长度0.13 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m过滤段，内层直径和长度0.07 m×1.5 m，壁厚5 mm。尾端有0.5 m过滤段，环空或内层管柱充填40/70目砾石，用于评价防砂砾石的轴向渗流和径向渗流能力。

测试流程如图7～8。测试数据如表2。

图7 轴向渗流能力测试流程示意

图8 径向渗流能力测试流程示意

由防砂砾石渗流效果试验结果分析：

1) 据多组室内试验结果得知，在实验室模拟的径向流动条件下，轴向阻力为径向流动阻力的24.6倍，以海上油田常用的“215.9 mm(8英寸)裸眼+139.7 mm(5英寸)筛管”管柱为例，根据充填长度及截面直径推算，在40/70目砾石充填的情况下，两筛管之间轴向窜流阻力为径向生产阻力的2 498倍。

2) 针对不同产层或有隔夹层的油藏，筛管之间设置有盲管，轴向流动阻力随管柱长度成倍增加，对层间隔离或精细化分段起到了良好作用。

表2 防砂砾石渗流效果测试数据

4 工艺数值模拟

4.1 数值计算模型

定义自适应控水装置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[7]。

流体密度方程为

流体黏度方程为

控流性能方程为

式中：g、h、i、d、e、f为指数因子；α0、αg、αw分别是流相中油、水、气各相所占的体积分数；ρ0、ρg、ρw分别是流相中油、水、气各相的密度；μ0、μg、μw分别是流相中油、水、气各相的黏度；ρmix是混合物的密度；μmix是混合物的黏度；ρcal和μcal分别为校准密度和校准黏度；a、x、y是AICD强度因子；q是混合体积流量；Δp是工具产生的压耗。

根据图5～6试验数据，利用上述公式联立求解AICD强度因子，得出a=1.76×10-4,x=1.81，y=0.92。

4.2 控水效果模拟

以曹妃甸油田的某口新开发井进行控水效果模拟，该井为215.9 mm(8英寸)裸眼水平井，筛管段为1 742～2 178 m，设计产液量1 000 m3/d。将该井油藏模型导入Landmark NETool，油藏模型显示，该井渗透率在240～920 mD(如图9)，沿水平段呈现明显的非均质性，含油饱和度变化较大(如图10)。

图9 沿水平段渗透率分布

图10 沿水平段含油饱和度分布

在软件里建立“管外封隔器+AICD筛管”的控水管柱，根据水平段油藏特征将该井细分为4段，同时建立“防砂砾石+AICD筛管”的控水管柱，将强度因子、安装位置、安装数量、生产制度、防砂砾石粒径等参数设置完毕后，对不同控水管柱结构的生产情况进行对比分析，结果如表3、图11～12。

对比无控水措施完井结构，采用自适应的控水管柱结构具有如下效果：

表3 某井AICD控水效果模拟

图11 累产油量对比

图12 含水率动态对比

1) 采用“管外封隔器+AICD筛管”的完井管柱结构具有一定的控水增油效果，累计增油51.4×104m3，增幅55.7%，生产过程中局部出水后能自动进行调节，控水设计时需要对地层出水有初步认识。

2) 采用“防砂砾石+AICD筛管”的完井管柱结构具有显著的控水增油效果，累计增油79.2×104m3，增幅85.8%。该控水技术无需找水，筛管外部防砂砾石抑制水锥横向窜流，筛管内AICD实现自适应控制。

5 结语

1) 曹妃甸11-1油田目前采油井68口，其中水平井或水平分支井65口，43口含水90%以上，单井采液量增加，从而使地层流体流速增加，加大了对地层砂的拖曳力，导致地层出砂问题越来越严重，严重影响油田正常生产。自适应控水技术可以兼备水平井平衡控水和防砂的功效。针对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，具有一定的针对性。

2) 流花11-1油田共有油井21口，其中15口井含水超过95%，油田整体处于“特高含水、低采油速度、低采出程度” 阶段[8-10]，由于礁灰岩油藏发育微裂缝，储层认识难度大。自适应控水技术对该类油藏具有较强的适用性，可以降低储层认识要求，改善油田开发效果。

3) 当前海上油田水平井呈现快速增长趋势，在油井完井阶段采取有效的控水措施，变后期治水为早期防水，是油田开发必要的技术手段，自适应控水技术具有较好的应用前景。