控制自流注水的智能完井技術

編譯:李慶 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

審校:王敏生 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

控制自流注水的智能完井技術

編譯:李慶 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

審校:王敏生 (勝利石油管理局鉆井工藝研究院)

自流注水是指流體從一個地層被引流到另一個地層,以保持油藏壓力的一種技術。該技術已在科威特應用了多年,油井通常要鉆穿一個含水層和一個儲油層,在條件合適和含水層壓力較高的情況下,大量的水從含水層流至儲油層。在油藏開發(fā)后期,因不可控制的壓力補充方式給油藏管理帶來很多難題,而且隨著油藏壓力下降,含水層和油層之間的壓差增大,射孔時,壓降下降過快,流量過高,導致含水層碎屑基巖不穩(wěn)定。2007年初,科威特西部油田采用智能井工藝完成一口可控制自流注水井,提高了用自流注水工藝維持壓力平衡的油藏管理能力。本文介紹了科威特智能井在自流注水井中的安裝原理、設計及數(shù)據(jù)分析。

自流注水 智能井 完井裝置油藏管理 油田應用

科威特西部Minagish和Umm Gudair油田分別于1958年和1962年開發(fā)。兩個油田的初始產層均位于白堊系早期的Minagish Oolite地層。該地層為欠飽和碳酸鹽巖,由沉積在海洋淺灘上的多孔粒狀灰?guī)r和泥?；?guī)r組成。最初40年,Minagish Oolite儲層靠一次采油、注氣和弱水驅生產含水低甚至不含水的石油。20世紀80年代初期,油藏壓力下降,井底流壓不足以維持較高的自噴產量,采用潛油電泵增產,但油藏壓力急劇下降。為解決該問題,增加產量,需要一種能夠替換從油藏中采出的石油容量并保持油藏壓力的方法。

Zubair地層為一個主要的含水砂巖層,硬度適中,滲透率1～3 D(1 D=1.02μm2,與Minagish地層相比,具有區(qū)域大、構造隆起、壓力高等特點。將Zubair地層中的水自流注入Minagish Oolite儲層的技術首次試用于Minagish油田,后來又在Umm Gudair油田的一個邊緣油井進行了先導試驗。

自流注水井在使用智能油井設備完井之前,只是在非控制條件下簡單地將地層水從一個地層引流到另一個地層,層間竄流量、地層產水量以及儲層的注水量僅通過不定期的電纜生產測井來監(jiān)測。

盡管自流注水項目有很多好處,但其監(jiān)測和管理的難度較大 (如注水前緣不易控制、油井見水、很難量化每口井的層間竄流量),而且隨著儲層壓力的下降,其與水層之間的壓差增大,使新投產的自流注水井流量過大,導致地層不穩(wěn)和出砂。

1 智能油井完井裝置

智能油井完井是通過收集、傳輸和分析完井、開發(fā)及油藏數(shù)據(jù),在不需要人工干預的情況下即可控制油井和生產過程的系統(tǒng)。智能油井技術的價值是能夠實時獲取井下數(shù)據(jù),并通過控制井下流量積極地改進層間和油井性能,實現(xiàn)儲層效益最大化。其組成如下:

(1)井下流量控制裝置。大多數(shù)井下流量控制裝置是基于滑套或球閥技術,流量控制可以是二元(開/關)、不連續(xù)和連續(xù)的。這些裝置由水力或電力驅動,與常規(guī)流量控制裝置相比,其性能可靠、耐腐蝕性強、流量控制能力好、開/關能力強。

(2)饋通式封隔器。為了單獨控制每個地層,采用了能夠實現(xiàn)控制、通訊和動力電纜連接的饋通式封隔器。

(3)控制、通訊和動力電纜。智能油井技術要求至少有一個通道向井下監(jiān)測和控制裝置傳輸動力和數(shù)據(jù)。導管可以是液壓控制管線、電線/數(shù)據(jù)導線或光纖電纜。為了保護電纜或便于安裝,通常需要密封各個線纜,并進行鎧裝。

(4)井下傳感器。使用多種井下傳感器監(jiān)測各層流動參數(shù),幾種單點電子石英壓力計和溫度傳感器共用一根導線,以增加地層的測量精度。

2 自流注水井智能完井的優(yōu)點

◇能實時監(jiān)測注入壓力、層間流量和油井生產壓力,并對流量進行量化;

◇能確定產層的生產指數(shù)和水層的注入指數(shù);

◇能對產層和水層分別進行壓力瞬變分析,以掌握每個地層的壓力、垂向滲透率、表皮系數(shù)以及通過增產措施提高產量和注入能力的潛力;

◇能對產層和水層分別進行增注和排液;

◇可在水層進行試采,以減少近井帶井眼壓力;

◇在關井前后可對自流注水井進行“軟啟動”,以減少壓降瞬變,避免產層井眼發(fā)生較大的地質力學變化;

◇能監(jiān)測和控制生產壓降及流量,保證井眼穩(wěn)定,防止油井出砂。

3 應用情況

3.1 第一口自流注水井

科威特西部第一口自流注水智能完井是在生產油管上配置并使用了層間控制閥 (ICV)和永久式井下監(jiān)測系統(tǒng) (PDHMS),以便控制從Zubair水層流到Minagish Oolite儲層的注水量,傳輸溫度和壓力數(shù)據(jù),并由地面采集系統(tǒng)記錄和顯示 (圖1)。

圖1 自流注水井智能完井示意圖

3.1.1 油井組成

油井完井從頂部到底部依次為:139.7 mm生產油管、244.5 mm饋通式封隔器、139.7 mm溫度/壓力計、139.7 mm ICV(安裝在 Zubair水層頂部)、139.7 mm油管加長管 (從 ICV至 Minagish Oolite儲層頂部的永久式封隔器)。加長管與密封總成一起插入永久式封隔器內。

3.1.2 作業(yè)方式

控制油井和層間壓差的作業(yè)方式有以下2種。

(1)用套管射孔槍對 Zubair水層射孔,通過電纜坐封底部永久式封隔器;安裝其他智能完井裝置,將加長油管插入封隔器內,液壓坐封上部饋通式封隔器;使用過油管射孔槍對Minagish Oolite油層進行射孔。

(2)射開Minagish Oolite油層,通過電纜坐封帶有可泵出堵頭的下級永久式封隔器;射開Zubair水層,循環(huán)出封隔器上方的巖屑,安裝其他智能完井設備;將加長油管插入封隔器內,液力坐封上級饋通式封隔器;對生產油管加壓,泵出堵頭。

3.1.3 計算方法

地層水從Zubair水層流入套管與油管加長管之間的環(huán)空到達 ICV后,向下進入油管加長管,穿過永久式封隔器、生產襯管和射孔孔道,進入Minagish Oolite儲層。PDHMS可同時監(jiān)測 ICV上、下環(huán)空和油管內的壓力。已知 ICV壓降,根據(jù)閥系數(shù)(Cv)和流體密度可以估算出通過ICV的流量。在實際的完井管柱中,ICV上方安裝了PDHMS,用環(huán)空壓力讀數(shù)減去管內壓力讀數(shù)即為流體流經ICV的壓降。

3.1.4 預期效果

通過預測油藏特性,即依據(jù)Zubair水層和Minagish Oolite儲層的靜壓 (分別為31.03MPa和26.20 MPa)就能判斷油藏能否采用自流注水智能完井技術。為了估算油井的注水量,采用節(jié)點分析法,給出了流經ICV不同開啟位置 (10個)的壓降與流量的關系 (圖2)。各曲線與ΔP的交點為ICV在每個開啟位置上的預計流量和壓降。ICV全開時,預計最大理論流量為8112 m3/d;ICV關閉時,其壓降約為8.96 MPa。

圖2 Zubair和Minagish Oolite地層間壓降與流量的關系及流經ICV的壓降與流量關系

油井完井的目的是利用 Zubair水層為 Minagish Oolite儲層提供5460 m3/d的流量。水層的流量和壓降由ICV控制,由PDHMS監(jiān)測。

由于Zubair水層產出水具有腐蝕特性,完井元件使用了防腐合金材料,同時進行油井流動分析,根據(jù)配有智能完井裝置的自流注水井推薦的腐蝕速度極限確定流速。對自流注水完井管柱進行分析,考慮最佳流量和腐蝕因素,確定合理的生產套管 (尾管)尺寸。

3.1.5 初期性能

成功完井之后,在Minagish Oolite油層射孔,通過撓性油管進行酸化增產。增產后和開啟 ICV之前,環(huán)空靜壓為27.44 MPa,油管靜壓為22.28 MPa;酸化后,計算的水層和油層射孔段頂部的靜壓分別為27.58 MPa和26.90 MPa。

在油井投產過程中,逐漸將ICV開啟至節(jié)流位置5,并每隔6 h調整節(jié)流位置,使流量逐漸平穩(wěn),防止水層壓降突變,導致井壁失穩(wěn)和油井出砂。生產過程中根據(jù)可避免井眼和水層失穩(wěn)的預計產量確定節(jié)流位置5為作業(yè)過程中的最大流量位置。

ICV從關閉到位置5,油管及環(huán)空的溫度和流量變化特征見圖3。由于觀測的流量低于預測值,進行了變產量測試:①ICV初始位置為5;②關閉ICV,觀察壓力恢復情況;③ICV由位置1逐漸開啟至位置10。

圖3 完井后的流量和溫度變化情況

測試期間,在 ICV數(shù)據(jù)測量點深度,Minagish Oolite和Zubair地層的井筒流壓和計算流量見圖4。從圖中可以看出:ICV在開始關閉階段、全閉階段以及從位置1到位置10的壓力和流量變化過程 (估計流量是利用 ICV的壓差計算的);在位置10,ICV壓降很小甚至沒有,表明ICV允許從Zubair水層到Minagish Oolite儲層的流量最大;在位置10流量出現(xiàn)波動,其原因是ICV沒有壓差;ICV完全開啟時,觀測的最大流量為1560 m3/d,遠遠低于5460 m3/d的目標流量。

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)生成的儲層采油指數(shù)及水層注入指數(shù)見圖5、圖6。由圖中可見:測量的水層生產指數(shù)為5882.52 m3/(d·MPa),與預測值基本相同;儲層注入指數(shù)為221.73 m3/(d·MPa),遠遠小于預測值;兩層之間的壓差為5.15 MPa,與預測的8.96 MPa壓差相差甚遠。鑒于這種情況,決定在Minagish Oolite儲層實施補孔和增注措施。

圖5 完井后Zubair地層井底流壓與產量的關系

圖6 完井后Minagish Oolite地層的注入能力

3.1.6 儲層補孔和增注效果

在Minagish Oolite儲層實施補孔和增注措施后,在ICV的10個位置重新進行了變產量測試。ICV完全打開時,最大流量為4056 m3/d;Zubair水層的生產指數(shù)穩(wěn)定在5882.52～6561.28 m3/(d·MPa),在預測值范圍內;Minagish Oolite儲層的注入指數(shù)從221.73 m3/(d·MPa)提高至409.51 m3/(d·MPa),接近原始預計值;如果兩層的壓差與原始預計值相近,ICV完全開啟時,每天的自流注水量可以達到6240 m3。

3.2 第二口智能自流注水井效果

在科威特西部另一個油田,使用類似的智能井設備對第二口自流注水井進行完井。完井后,慢慢開啟 ICV至位置7,每天最大流量為3744 m3;Zubair水層的生產指數(shù)約為5113.27 m3/(d·MPa),與第一口井接近;Minagish Oolite儲層的注入指數(shù)較高,為690.07 m3/(d·MPa);閥門完全開啟時,自流注水量達到4680 m3/d。

4 結論

◇智能完井技術和能夠遠程液壓控制的ICV在可控自流注水井中使用可靠,經濟效益高;

◇實施智能完井技術能持續(xù)監(jiān)控流量,維持產層壓力,減少對生產測井和水處理等地面設備的需求及不可控自流注水的不確定因素;

◇初步應用表明,該技術在了解油井和儲層特性、明確需要的補救和增產措施等方面作用顯著;

◇通過智能完井技術實時獲取井下生產數(shù)據(jù)、監(jiān)控儲層及進行模擬分析,能夠更好地管理整個油田的自流注水井,提高最終采收率,獲取最大效益。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.011

資料來源于美國《World Oil》2008年5月

2009-01-07)