有缆智能分采技术在多层合采定向井中的应用——以渤海X油田B38井为例

柴世超, 李恩林, 李 军

(中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459)

由于储层物性不同、原油流体性质存在差异或者由于边底水及注水突破的影响,多层油气藏大段合采会产生层间干扰[1-4]。为了解决层间干扰问题,大多数油田采用细分层系开发[5-6],对于单层厚度较大的采用水平井分砂体开发[7-10]。渤海主力油田以定向井开发为主[11-13],为了解决气窜后或者注入水突破后造成的层间干扰,影响油井正常生产,通常在完井阶段对油井进行细分防砂段,同时下入“Y”型分采管柱[14-15],通过钢丝作业实现分层资料录取和卡气/水作业[16],但对渤海油田来说,井斜大于60°以上的井占比达到30%左右,这些井不具备钢丝作业条件[17],不能进行资料录取和开关层作业,因此需要开展不动用钢丝作业的智能测调技术研发与应用。

B38井分五段防砂,最大井斜82.13°,由于井斜较大,不具备钢丝作业条件,完井阶段下入普通合采生产管柱。生产2年后,由于衰竭开发,部分层段储层脱气造成油气干扰,影响该井正常生产。受井况限制,该井不具备钢丝或电缆作业测试及卡气条件,需要寻找新的技术判断主要产气层并实施控气措施,智能分采技术可实现上述目的。智能分采技术目前有3种类型,一是压控式智能分采技术[18-19],二是液控智能分采技术[20],三是有缆智能分采技术[21-22]。通过对比3种智能分采技术的优劣,同时结合B38井井况,选择有缆智能分采技术作为B38井控气方案。

1 B38井存在的问题及控气方案选择

1.1 B38井基本情况

B38井位于渤海X油田2D井区。渤海X油田位于渤海辽东湾海域,处于辽中凹陷中段的洼中反转带上,被郯庐断裂的辽中1号大断层分为东、西两块,2D井区位于构造西块北部,油藏类型为具有多个流体系统的层状构造油藏,局部受岩性控制。储层为辫状河三角洲前缘沉积,平均孔隙度为26.1%,平均渗透率为561.5 mD,具有中-高孔、中-高渗的储层物性特征。地层原油黏度为26.5 mPa·s,原始溶解气油比为33 m3/m3。

B38井射开层位为东三段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ油组,射开油层有效厚度为89 m,分5段防砂。套管射孔,优质筛管+砾石充填防砂,最大井斜为82.13°,完井时下入普通合采生产管柱。

1.2 地层脱气严重产生油气干扰,B38井井口无液产出

B38井于2021年1月投产,初期日产油约80 m3/d,气油比33 m3/m3左右,基本不含水。由于衰竭开发,在产量基本不变的情况下,生产流压一直持续下降,从投产初期8.4 MPa到2023年年初下降到6 MPa,说明地层压力一直在下降;投产3个月后气油比上升到60 m3/m3左右,至2023年2月中旬达到250 m3/m3左右(图1),此时产气量达2.5×104m3/d,井口无液产出。

图1 B38井生产曲线

B38井井口无液产出原因主要体现在以下两方面:一方面是由于部分生产层位脱气严重,产气量大造成油气干扰,降低了原油从地层向井筒的流出,这一点可以从(图2)看出,井筒流压从正常(10:10以前)5.2 MPa突然降到4.8 MPa(10:15左右),14:10下降到4.2 MPa,说明地层产油量明显减少,该结论也符合井底流温与地层向井筒产出关系规律认识[23]。

图2 B38井大量脱气前后温度和压力变化曲线

另一方面,由于高含气影响了电泵的正常运转。通过分析电泵参数可知,井口无产出后,电机电流由正常情况下24 mA下降到14 mA,马达温度由67 ℃上升到89.9 ℃,说明电泵机组受到气锁影响[24],泵效降低,电泵出口压力由6.6 MPa下降到4.4 MPa,电泵举升能力下降,无法把井筒液体举升到井口,故井口无液产出。为了维持该井生产,暂时通过环空补液,但日产油大幅降低,只有30 m3/d左右。

1.3 控气方案选择

B38井为普通合采生产管柱,不具备钢丝作业测试和卡气条件。由于井斜大(最大井斜82.13°)、内径小(封隔器内径3.88 in,1 in=2.54 cm)、段数多( 5个防砂段)和井段长(4 000 m)等井筒特点,不能通过更换“Y”型分采生产管柱进行钢丝测试作业和关层作业,因此需要应用智能分采技术。

智能分采技术目前有3种类型:一是压控式智能分采技术,它是通过压力波进行调控,程序相对复杂,存在一定的误差;二是液控智能分采技术,适用于4段以下定向井;三是有缆智能分采技术,它不仅可以通过地面控制器实现对油井各层段产量进行调控,还可以实现对各层段产量、压力和温度等生产参数全过程实时监测,为油藏分析、评价和决策提供大量的数据支撑。通过对比3种技术并结合B38井井况特点,选择有缆智能分采技术作为该井控气方案。

2 有缆智能分采技术

2.1 有缆智能分采关键设备

有缆智能分采关键设备包括地面控制器和电缆测调工作筒,二者之间通过一根电缆连接(图3)。地面控制器采用电驱方式,具有手动或自动控制模式和远程操控模式,可实现一个控制柜对多口井的多个井下测调工作筒进行控制。电缆测调工作筒是有缆智能分采技术的核心组件,主要由上、下接头、主过流通道、层流通道、流量计和油嘴短节等部分组成,为有效避免流道堵塞沉积,最外侧增加筛管(图4)。

图3 有缆智能分采关键设备示意图

图4 有缆测调工作筒示意图

2.2 有缆智能分采调控原理及功能

有缆智能分采技术不受井斜限制,满足水平井和大斜度井不动管柱分层段调产需求,可以取代钢丝和电缆作业,操作简单。调产时通过地面控制器对目标层位发送指令,该指令通过电缆传送至对应层位电缆测调工作筒,实现对其油嘴开度大小调控,达到按需调产的目的。

该技术主要功能:①油嘴开度大小可以从0～100%任意调整,实现按油藏需求控制合理产出;②可以实现分层温度、流量、管内压力和管外压力等参数的实时监测;③通过监测内外压力,进行封隔器在线验封。

3 有缆智能分采技术应用

2023年9月对B38井进行有缆智能分采管柱更换,每个防砂层段分别对应一个电缆测调工作筒,随着生产管柱下入对应防砂段,由电缆与地面控制柜连接,如图3所示。据此可以通过对地面控制器的操控实现分层资料的录取和合理产出的调控,满足油藏分析和生产管理需求。

3.1 分层静压测试,判断脱气层位

开井前进行分层静压测试,本次测试第3、4段地层静压分别为10.27、10.77 MPa,分别低于泡点压力0.83、0.63 MPa,其他3个防砂段地层压力均高于泡点压力,据此判断脱气层位为第3和第4防砂段。

3.2 分层采出程度预测

截至2023年9月,B38井累产油6.5×104m3,井控储量阶段采出程度为7.4%,地层压降为3.01 MPa,通过采出程度与地层压降关系回归得到

η=2.471 8p-4E-16

(1)

式中:η为采出程度,%;p为地层压降,MPa;E为常数,E=2.718 28。

根据地层压降和式(1)可以计算各层段累产油和采出程度(表1)。从表1可以看出,地层压降较大的第3和第4防砂段也是采出程度较大的,这一结果进一步佐证了这两个防砂段是产气主力层段,也是控气的目的层段。

表1 B38井阶段采出程度和未脱气层段脱气时间预测统计

3.3 控气成功,油井恢复生产

通过分层静压测试和采出程度预测,判断第3和第4防砂段为脱气层,其中第3段地层压降最大,为主力产气层,第4段次之。实际生产情况也证实了上述分析,在所有层段油嘴全开的情况下,第3段日产气1.5×104m3,第4段日产气1.0×104m3,其他层段由于油气干扰没有产出。以产油量最大化为原则,通过对气窜层位油嘴开度进行优化,第3段强气窜层油嘴开度调为0,第4段次气窜层油嘴开度调至50%,其他层段油嘴全开,优化结果为产气量降至0.8×104m3,产油量58 m3/d,油井恢复正常生产。

3.4 未脱气层段脱气时间预测

通过式(1)可以计算出泡点压力时各层段累产油及2023年9月时阶段累产油,假设按照目前日产油保持不变,则可以得到未脱气层段地层压力降到泡点压力时剩余生产天数,也就是第1、2和5防砂段距地层脱气时间分别还有103、71、146 d(表1)。

虽然通过有缆智能分采技术可以缓解B38井油气干扰,恢复油井正常生产,但第3和第4防砂段是该井储量和产能贡献主力层段,该措施虽然成功却不能改变主力油层段产能无法释放的现状。若扔保持衰竭开发,146 d后该井所有层段将脱气。因此,为了从根本上解决油气干扰,充分释放该井储层潜力,需要尽快在该井区补充注水井恢复地层能量。

3.5 应用情况

截至目前,有缆智能分采技术在渤海油田已经应用10井次,平均单井日增油15.6 m3/d,增油效果明显。

4 结论与建议

有缆智能分采技术可通过地面控制器实现对油井各层段产量、压力和温度等生产参数全过程实时监测及产量调控,同时也为油藏分析、评价和决策提供大量的数据支撑,相对于常规的“Y”型分采管柱工艺具有明显的优势,尤其是对于大斜度多层段定向生产井。

B38井通过应用有缆智能分采技术,准确判断脱气层段,采取关闭主要产气层段、控制次要产气层段措施,减缓了油气干扰,恢复了正常生产。截至目前,该技术在渤海油田已经应用10井次,平均单井日增油15.6 m3,增油效果明显,具有很好的推广应用价值。

若扔保持衰竭开发,B38井未脱气层位146 d后地层压力将低于泡点压力,届时所有层段均将脱气。建议尽快对该井区补充注水井恢复地层能量,充分释放储层潜力。