海上某水平井C-AICD 控水设计和应用效果评价

时间：2024-07-28

潘豪，呙义，曹砚锋，黄辉，张泽昊，邱浩，宋阳

（1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518067；4.思达斯易能源技术（集团）有限公司，广东深圳 518067）

在边底水油藏开发过程中，因为地层物性、井眼轨迹和长水平段等原因，导致底水难以均匀推进，一旦水平井生产段局部水淹，其含水率将快速上升，且长期保持高含水率状态生产。近十年来，随着ICD、AICD 控水推广应用，一定程度上缓解了水平井含水率过快上升的问题[1]。但从原理和实际应用上看：（1）ICD 控水管柱虽然初期能保持沿水平生产段的生产剖面相对均衡，但随着边底水的推进，后期并不能阻止高渗段底水流入井筒。（2）虽然AICD 从结构设计上能根据流体特征（黏度或密度）的变化在中后期自动抑水，将高渗段大量的地层水阻挡在井筒外，但由于对流入井筒的原油的阻力较小，因此，AICD 在初期均衡生产剖面作用有限，容易导致底水快速抵近井筒形成“水淹区”。

新型复合型控水装置C -AICD（Composite autonomous inflow water device）设计理念在机械控水完井领域先进，能发挥ICD 或AICD 的优势，避免了目前单独使用ICD 或AICD 的劣势，实现在生产初期（低含水率时）均衡生产剖面，中后期（中高含水率时）根据流体特征的变化自动抑水，以全寿命控水的理念，实现生产井控水稳油。该工具也可与筛管、封隔器及充填工艺相配合，实现控水和防砂的双重目的[2-4]。为测试CAICD 实际应用效果，开展了C-AICD 在海上水平井的首次应用试验。

1 C-AICD 在南海底水油藏水平井A 井的应用

底水油藏水平井A 井是2020 年4 月部署的一口南海东部的调整井，开发层位H1B，该油藏已部署多口水平生产井，这些先期生产井生产动态显示：含水率上升速度很快，油井开发效果并不理想。初期分析认为，该油藏有效厚度约7 m，储层物性好，属于中-高孔、中-特高渗储集层，底水能量强，这样地层条件很容易导致底水在水平井生产段形成局部水淹，导致油井开发效果差。因此，考虑该井应用C-AICD 控水技术[5-8]。

1.1 钻前C-AICD 管柱设计

在实钻前，C-AICD 管柱设计主要是初步确定CAICD 筛管长度、水平段分段数和C-AICD 类型。H1B油藏垂深约2 047 m，且为正常温压系统，具体参数（见表1、表2）。

表1 油藏基础参数和配产

表2 井筒参数

1.1.1 C-AICD 筛管长度 A 井设计裸眼段长293 m（2 649～2 942 m），通常C-AICD 控水筛管总长度与裸眼段长度一致（单根控水筛管见图1）。因此，C-AICD筛管长度也为293 m。

图1 复合式控水筛管结构示意

1.1.2 水平段分段数水平段的分段数与沿水平段渗透率各向异性、井眼轨迹和饱和度等分布有关。钻前设计主要参考沿水平段渗透率的情况来决定分隔水平段的膨胀封隔器的位置。根据油藏模型中的数据，将A井水平段分为3 段。

1.1.3 C-AICD 类型基于油藏配产指标，设计各段安装不同的C-AICD 类型的完井管柱方案，分析不同方案下的附加压降和累增油量，综合选择C-AICD 的类型。数值模拟软件计算结果（见表3、表4）。

高产液井智能控水一直存在着难题。一方面需要C-AICD 碟片腔体部分（类似AICD）实现中后期智能堵水，另一方面，C-AICD 碟片腔体部分（类似AICD）在中后期高含水率条件下限制了流入量，难以实现预期的较高产液量。因此，需要开展不同C-AICD 的方案比选，在不同目标产液量条件下，优选累产油量高，CAICD 附加压降在生产操作范围内的方案。

根据表3、表4 数据推荐C-AICD-8 方案（入口开孔数为9 孔/根），因为：（1）相比C-AICD-6 方案增油效果，两者相差不大；（2）当产液量为2 857 m3/d 或2 380 m3/d 时，C-AICD 压降满足生产要求。

表3 不同方案下的C-AICD 累产量

1.2 钻后C-AICD 管柱设计优化

在实钻后，根据A 井水平段实际长度和随钻测井数据，以及钻井轨迹，对C-AICD 管柱开展优化。

1.2.1 C-AICD 筛管长度 A 井实际的裸眼段长315 m（2 632～2 947 m），但部分段钻井轨迹不理想，距离油水界面太近，考虑使用59 m 盲管封堵，因此，C-AICD筛管长度为256 m。

1.2.2 水平段分段数根据沿井筒的测井资料成果和实际轨迹，调整水平井分段数为5。

（1）水平段前段2 632～2 678 m 是相对高渗透段，需适度压制。

（2）水平段中段2 745.7～2 803.2 m 为高渗透段，需重点防范。

（3）井筒轨迹与油水界面距离不同，造成的局部易见水。水平段尾段2 870.9～2 947 m 向下倾伏，距离油水界面相对近，易先见水。

（4）结合探边数据，中后段下方可能存在油水过渡带，但该段总体渗透率低，故建议微调分段长度。

1.2.3 C-AICD 类型根据水平段实际渗透率情况、油水距离和钻井轨迹，基于油藏配产指标，模拟分析C-AICD-8 型管柱设计，微调了C-AICD-8 的前置开孔数为3～9 孔/根/段，以促进沿水平段流入剖面更加均匀。控水后的液流量剖面相对于不控水的情况更加均匀。

通过钻后数据，模拟优化后的C-AICD 管柱为控水筛管25 根，膨胀封隔器4 个，具体（见表5）。

表5 A 井钻后C-AICD 管柱设计

2 控水效果后评估

2.1 本井实际和预测值对比分析

（1）方法1：相同累产油量下的含水率对比。在相同累产油条件下（基于截止2020 年10 月统计数据，在2020 年7 月20 日时，实际累产油与预计累产油相同），实际含水率低于钻后预测含水率含量13.1%（见图2）。

图2 预测和实际的相同累产油量下的含水率对比

（2）方法2：累产量对比。自投产至今10 个月时间里（2020 年4 月6 日-2021 年2 月6 日），相对于钻后预测值，实际累计增产油0.88×104m3，实际累计减少产水量14.9×104m3（见图3）。

图3 预测和实际的综合含水率对比

2.2 邻井对比分析法

试验井A 井特征是：（1）位于背斜翼部低部位；（2）油柱高度低，可动用储量少。根据同层位井的数据可知，最接近A 井地质条件的是B 井（采用ICD 控水井），但A 井油柱高度最低，油藏条件更恶劣（见表6）。

表6 邻井相关参数统计

通过邻井定性对比可知：由表6 可知，B 井地质条件好于A 井，且采用ICD 控水，但并没有A 井表现好（B 井因为相同累产油下累产水更多），因此，体现了C-AICD 较好的控水作用（见图4）。通过本井钻前钻后对比法和邻井对比法可知：截止目前，A 井体现出较好的控水效果，并比ICD 控水井表现更好。

图4 累产油和累产水曲线

2.3 开发效果预测

通过Petrol RE 数值模拟预测，C-AICD 比不采取控水措施（筛管完井）条件下延长了生产时间，不控水时（普通筛管完井）累计产油为492 785 桶，累计产水为16 270 430 桶。C-AICD 控水条件下的累计产油为609 496 桶，累计产水为24 088 006 桶，相比于不控水增油量1.85×104m3。