海上油田筛管完井找堵水试验研究

朱立国 陈维余 孟科全 吴 婧 杨万有 罗昌华 张艳辉 魏子扬

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452

0 前言

海上油田多数属于疏松砂岩,开发过程中容易出砂,进而影响生产[1-4],因此,生产井通常采用筛管防砂完井[5-9]。筛管与井壁之间存在30 mm左右的环空,该环空有的采用砾石充填,有的不充填砾石[10-11],但不管采用哪种方式,筛管与井壁之间均存在横向窜流,导致生产井无法实现分段找堵水[12-16],即便有少数井在完井时预置了管外封隔器,为后续分段找堵水提供了前提,但现有的找水和堵水技术都是独立存在的,需要实施多趟管柱才能完成找水、堵水措施,施工繁琐,措施风险高。截至目前,海上油田仍未建立有效的生产井找堵水工艺,找堵水领域依然面临技术瓶颈[17]。本文针对上述问题，提出了梯度复合找堵水技术，以解决海上油田筛管完井生产井找堵水难题。

1 技术原理

1.1 ACP环空化学封隔

与常规聚合物材料相比,筛管外化学封隔器(Annular Chemical Packer,ACP)剪切时,其结构发生明显变化,呈现“低黏”状态,见图1-a)；剪切停止后,其结构能够迅速恢复,微观结构显示，ACP从相对致密的片状，迅速恢复为三位网状结构，直观表现为“高黏”状态，见图1-b)、图1-c)、图1-d)，其具备良好的“剪切变稀、静止后迅速恢复”触变特性。与常规聚合物材料相比,ACP可以明显降低“重力坍塌”效应,有效充填筛管外环空,并能够迅速固化成高强度的阻流环,实现对筛管外环空的有效封隔。

a)剪切时a)Just after shearing

1.2 地面控制阀分段找控水技术

利用预置管外封隔器或ACP,实现筛管外环空封隔[18-19],在此基础上,下入地面控制阀分段找控水管柱。地面控制阀分段找控水管柱主要包括地面控制器、信号电缆、定位密封、隔离封隔器等组成,见图2。

图2 地面控制阀分段找控水管柱示意图Fig.2 Schematic diagram of segmented control waterproduction string for ground control valve

隔离封隔器与ACP或管外封隔器配合,实现对井筒的有效分段。地面控制器通过信号电缆控制井下地面控制阀开关或开度大小,获取各段产液、产油、含水情况[20],然后关闭或调小高含水段对应的地面控制阀,实现井筒控水目标,如果井筒控水效果理想,则结束施工;若井筒控水效果不理想或井筒控水失效,则打开高含水段地面控制阀,关闭其他段地面控制阀,将化学堵剂通过地面控制阀分段管柱定位注入到地层深部[21],进一步增强堵水效果,井筒找控水与定位地层深部化学堵水可根据现场措施情况,梯度开展。

2 室内实验

2.1 ACP筛管外环空抗压强度实验

针对海上油田215.9 mm井壁、139.7 mm筛管尺寸、120 μm 筛管缝宽的实际条件,采用全尺寸筛管外环空封隔试验装置对ACP封隔性能进行封隔试验研究,外管内径为215.9 mm,模拟井筒尺寸;筛管尺寸为139.7 mm,筛管缝宽120 μm,注入管尺寸为73 mm,模型有效长度 1.5 m，模拟装置见图3。具体步骤包括:工装连接及试压;工装充填砾石(裸眼完井不需要充填砾石);连接注入装置;注水排出工装中空气,使工装充满水;通过注入管柱,将ACP注入筛管外环空;78 ℃下候凝10 h,等待ACP固化;ACP抗压测试;工装拆解及观察ACP充填状态。

图3 全尺寸筛管外环空抗压模拟装置示意图Fig.3 Schematic diagram of compression test simulationdevice for true size screen outer annulus

由试验结果可以看出,在砾石充填筛管完井条件下,ACP抗压强度为2 MPa/m,在裸眼筛管完井条件下,ACP抗压强度为1.1 MPa/m,现场按照20 m长度设计,ACP理论抗压分别达到40 MPa、22 MPa,均能满足筛管外环空分段需求。试验后,分别对管柱进行了切割,可以发现,ACP能够完全充填筛管外环空,在筛管与井壁之间的环空内形成高强度阻流环，见图4。

a)砾石充填条件下ACP充填状态a)ACP packing state of the screen completion with gravel

2.2 地面控制阀稳定性试验

将地面控制阀置于高温高压试验装置中,设定不同温度,压力保持60 MPa,连续加电工作48 h。检测试验过程中电机、各电气参数是否工作正常,地面控制阀开度是否能够有效调整,试验结果见表1。由表1可以看出,不同试验条件下,电机工作正常,各电气参数正常,通过控制器能够对地面控制阀开度进行任意调节。

表1 地面控制阀稳定性试验结果表

3 现场应用

3.1 埕北油田A井

埕北油田A井为常规砂岩油藏,1986年2月投产,生产层段为东营组主力油层,该井钻井井壁尺寸215.9 mm,采用139.7 mm筛管砾石充填防砂完井,下入电泵笼统生产管柱，生产管柱见图5。油藏温度78 ℃,地层水矿化度5 556 mg/L,地层孔隙度27.3%～30.8%,渗透率263～7 174 mD,由于生产段渗透率差异大,具有明显的点状局部现象,该井措施前日产液214.62 m3,日产油22.22 m3,含水率89.65%,已处于高含水开发期。

图5 埕北油田A井生产管柱图Fig.5 Production string diagram of well A in Chengbei oilfield

该井现场实施过程如下:首先在1 689～1 709 m处定位注入ACP,进行管外封隔,在此基础上,下入地面控制阀找控水管柱,将生产段分两段,进行井筒找水,各段生产情况见表2。全井段生产时含水率89.65%,单生产第一段含水率93.90%,单生产第二段含水率78.31%,可以看出该井出水主要来自第一段。

表2 埕北油田A井找水结果表

根据井筒找水结果,井筒堵水效果明显,已达到措施目标,因此,该井直接采用关闭第一段,保持第二段生产的方式进行堵水。该措施实施后,措施效果动态见图6。产油最高由措施前的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,累计增油3 959 m3,增油降水效果显著。

图6 埕北油田A井措施效果动态图Fig.6 Dynamic diagram of field test of well A in Chengbei oilfield

3.2 锦州25-1南油田B井

锦州25-1南油田B井为裂缝型底水油藏,2009年12月投产,油藏温度90 ℃,地层水矿化度3 704 mg/L,地层孔隙度4.7%～8.8%,渗透率70～927 mD,采用气举生产管柱,139.7 mm筛管裸眼防砂完井,筛管外有预置封隔器,在生产过程中,具有明显的底水锥进现象,该井措施前日产液110.25 m3,日产油4.08 m3,含水率96.30%,已处于高含水开发期，该井生产管柱见图7。

图7 锦州25-1南油田B井生产管柱图Fig.7 Production string diagram of well B inJinzhou 25-1 south oilfield

该井现场实施过程如下:采用地面控制阀找控水管柱,将生产段分两段,进行井筒找水,找水结果见表3。全井段生产时含水率96.30%,单生产第一段含水率96.80%,含水率未出现下降情况,单生产第二段,含水率初期30.12%,但在8 d内,含水率迅速上升至95.59%,可以看出该井出水主要来自第一段,但仅通过井筒控水,保持第二段生产,有效期短,达不到措施效果。因此,针对该井实际情况,开展了地层定位深部堵水作业,即关闭第二段,打开第一段,将670 m3冻胶堵剂借助地面控制阀找控水管柱定位注入到高含水地层,然后再打开全部生产段,保持全井段生产。通过阻断底水原有锥进路径,迫使底水绕流,提高措施效果。

表3 锦州25-1南油田B井找水结果表

该井采用梯度复合找堵水技术后,措施效果动态见图8。最高产油由措施前的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。

图8 锦州25-1南油田B井措施效果动态图Fig.8 Dynamic diagram of field test of well B in Jinzhou25-1 south oilfield

4 结论

1)ACP或筛管外预置的封隔器能够有效对筛管外环空进行封隔,地面控制阀分段找堵水管柱能够有效对筛管内进行封隔,同时可以作为后期化学堵剂定位注入通道,三者结合,能够有效对生产井进行分段找堵水。

2)梯度复合找堵水技术包括两个阶段,第一阶段是“ACP+地面控制阀”的井筒找控水,第二阶段是“ACP+地面控制阀+化学堵剂”的地层定位深部堵水,两个阶段可根据现场实施效果,梯度开展,具有较强的可操作性。

3)梯度复合找堵水技术先后在埕北油田A井、锦州25-1南油田B井进行了先导性试验,含水率分别下降11.34%、52.79%,累计增油分别为3 959 m3、3 182 m3。现场试验表明,针对砾石充填筛管完井、裸眼筛管完井等不同井况,该技术均能起到明显的增油降水效果。