ICD篩管環(huán)空連續(xù)封隔+裂縫充填雙重控水實驗
——以南海東部X油田裂縫型礁灰?guī)r油藏為例

饒志華 薛 亮 單彥魁 裴柏林 宋曉強 趙 威

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司深水工程技術中心，廣東 深圳 518067；2.安東柏林石油科技（北京）有限公司，北京 102200）

0 引 言

裂縫型礁灰?guī)r底水稠油油藏在全球范圍內分布廣泛，其特點為儲集空間復雜裂縫溶洞發(fā)育、非均質性強［1?2］，在油水黏度差的影響下沿裂縫溶洞形成的水竄問題嚴重［3］。南海東部X油田是中國最大的底水塊狀生物礁灰?guī)r油藏，目前已開發(fā)25 a，綜合含水率高達96%，采出程度僅為11%，水竄問題嚴重。該油藏的儲層非均質性強，高角度裂縫及溶蝕孔發(fā)育，當高滲縫洞和條帶的油被采出后，這些空間成為供水通道。在儲層非均質性和油水黏度差的雙重作用下，裂縫和高滲條帶的產水能力隨著儲層含水飽和度升高而進一步提升，因此導致油井無水期短且見水后含水率快速上升［3?9］。

在X油田的開發(fā)過程中，多次嘗試使用化學控堵水或機械控堵水方法解決該油田開發(fā)過程中的產水問題，均未見到明顯控水效果?；瘜W控堵水存在儲層傷害風險高以及有效期短的問題，應用效果不理想。而傳統(tǒng)機械控堵水技術的控水效果依賴于遇液膨脹封隔器的分段封隔作用，但是在裂縫型油藏中，錯綜復雜的縫網使得原本在封隔器坐封條件下獨立分開的生產段重新竄通，導致油井控堵水效果不佳［10?15］。近年來，該油藏以技術試驗的方式應用連續(xù)封隔體技術的雙重控水功能來解決其開發(fā)過程中的油井產水問題，取得了較好的實施效果。但目前業(yè)界對于該技術的控水機理尚無系統(tǒng)認識，為此，以南海東部X油田為研究對象，搭建地層井筒一體化物理模型以探討雙重控水機理，以期對同類油藏的高效開發(fā)提供理論依據。

1 連續(xù)封隔體技術雙重控水機理

連續(xù)封隔體技術是利用輕質顆粒搭配含流入控制裝置（ICD）的篩管在水平井生產段中實現降水增油的一項完井技術［16?21］。圖1為連續(xù)封隔體技術應用前后井筒及地層對比示意圖，應用該技術后油井將同時具備井筒均衡流量控堵水和地層裂縫深部控堵水功能。

圖1 封隔體顆粒+ICD完井前后示意Fig. 1 Schematic diagram before and after pack-off particles+ICD completion

1.1 ICD篩管及環(huán)空充填封隔體顆粒的控水作用

ICD篩管及環(huán)空充填連續(xù)封隔顆粒的作用包括井筒徑向控水和井筒軸向控水。流入控制裝置（ICD）控制了流入各篩管內部的液量，使得整個水平段中流入篩管的液量分布更加均衡，從而實現井筒徑向控水。但受環(huán)空竄流的影響，地層的產液剖面并未得到均衡，因此油井含水在僅有ICD篩管的條件下并不能得到有效控制。傳統(tǒng)環(huán)空防竄封隔手段（遇液膨脹封隔器）在裂縫型油藏中應用存在一定的局限性：其一，封隔器對井身條件有著嚴格的要求；其二，存在近井裂縫跨接封隔器左右的2個獨立生產段，使得封隔失效。連續(xù)封隔體技術采用高強度輕質顆粒對裝有ICD篩管的井筒環(huán)空進行充填，限制了高產液段的流體沿著井筒環(huán)空向鄰近生產段竄流，從而實現井筒環(huán)空軸向控水。該完井方式既對井身條件有著極強的適應性，同時也對近井地帶的裂縫起到很好的封堵作用。在徑向控水和軸向控水的相互配合下，使得近井地帶儲層的產液剖面達到均衡，從而達到延長無水采油期和減緩油井含水率上升的目的。

1.2 裂縫中充填封隔體顆粒對裂縫的封堵作用

裂縫型礁灰?guī)r底水油藏主要的水竄通道為直接或間接溝通底水的高角度裂縫，單純的井筒內控堵水可以帶來一定的降水增油效果。若在此基礎上將輕質封隔體顆粒充填至裂縫中，實現對水竄通道的限制和封堵，則可從地層深部改善產液剖面不均衡的現象，從而達到進一步加強井筒徑向控堵水的效果。同時由于水竄通道被輕質封隔體顆粒填滿后，裂縫的水竄能力被進一步的限制，迫使更多的水驅能量進入相對低滲的基質，提高水驅波及系數和最終的單井采收率，提高油井降水增油效果。為了量化顆粒充填進入裂縫后對裂縫的封堵作用，對裂縫充填前后的流量進行理論計算對比。將裂縫模型簡化成平板模型，如圖2所示。

圖2 平行平板間的流動示意Fig. 2 Schematic diagram of flow between parallel plates

當l?b、h?b，液體不可壓縮，忽略重力，流體黏度恒定的條件下，在裂縫中未充填顆粒時，裂縫中的流量可表示為

式中：qp——平板裂縫充填前的流量，mL/s；h——裂縫高度，cm；b——裂縫寬度，cm；Δp——裂縫出入口端的壓差，Pa；μ——流體黏度，Pa·s；l——裂縫長度，cm。

由式（1）可見，隨著裂縫寬度的增加，裂縫中水的流量增大，導致在充填過程中地層漏失量增大，裂縫內充填的顆粒也增多。而生產過程中，這些大裂縫也是油水前緣推進的主要流動通道。當顆粒隨著充填液漏失進入地層裂縫、溶洞及大孔道以后，裂縫中水的流動特征將從縫流轉變?yōu)闈M足達西定律的滲流，此時裂縫中的流量可表示為

式中：Qp——平板裂縫充填后的流量，mL/s；Kw——裂縫中水相有效滲透率，μm2；S——流體過流截面積，cm2。

將式（1）、式（2）統(tǒng)一量綱后，得到相同壓差條件下同一裂縫充填前后的流量比為

連續(xù)封隔體顆粒在裂縫堆積緊實后的裂縫滲透率為30 μm2，油藏裂縫寬度一般為1～5 mm。通過計算不同裂縫寬度裂縫在充填前后的流量比發(fā)現，裂縫充填前流量與充填后流量的比值可達104～105，可見顆粒進入裂縫后對水竄通道有較好的封堵和限制作用，進而延緩了油水前緣到達井筒的時間，延長了無水采油期。

2 雙重控水模擬實驗

為了加強對連續(xù)封隔體技術在裂縫型油藏中雙重控水機理的認識，基于南海X油田礁灰?guī)r油藏開發(fā)特征及水平井生產特點，設計了大型室內物理模擬實驗裝置以模擬水平生產井裂縫見水后的生產動態(tài)，其中僅溝通底水的天然裂縫為只產水裂縫，地層基質為只產油基質。在油井的這一生產階段中開展不控水、封隔體顆粒+ICD篩管井筒控水和封隔體顆粒+ICD篩管井筒及裂縫雙重控水對比實驗，比較相同井況條件下不控水和兩種控水技術對井口含水率的影響?？紤]到裂縫寬度對于裂縫水竄能力的影響較大，故在同一控水條件下，改變裂縫寬度進行實驗，研究裂縫寬度對控水效果的影響。

2.1 實驗裝置

針對實際情況對本次實驗模型進行簡化處理，根據油、水在地層中的儲存和運動規(guī)律，將基質地層和裂縫分開進行模擬：7段完全相同的基質滲流模型模擬地層中的只產油基質，1段裂縫流動模型模擬溝通底水的只產水裂縫。完整的物理模擬實驗裝置如圖3所示，由井筒模型（上部的控水井筒模型和下部的不控水井筒模型）、地層模型（裂縫模型和基質模型）、恒壓底水裝置3部分組成。

2.1.1 井筒模型

主要由控水井筒模型、不控水井筒模型組成。

2.1.1.1 控水井筒模型

模擬實際生產井中下入連續(xù)封隔體工藝相關的控水工具和材料后的水平井筒，本次實驗中控水井筒采用與實際生產中相同結構的管柱，由套管（內直徑0.139 7 m）、封隔體顆粒（70~100目）和控水篩管串（控水篩管外直徑為0.088 9 m、長度為1.25 m）組成，由于油田現場實施時水平井產液剖面測試困難，難以針對水平井部分生產段進行控水強度調整，故在實驗過程中ICD采用統(tǒng)一的HA型噴嘴組合套件。

2.1.1.2 不控水井筒模型

模擬實際生產井中采用裸眼完井的水平井筒，實驗中不控水井筒是不帶任何控水工具的內直徑為0.101 6 m的金屬圓管，圓管末端為不控水井口，井口連接有管線將實驗流體匯集到測量容器中。

2.1.2 地層模型

為了模擬出裂縫型礁灰?guī)r油藏儲層雙重介質的特征，地層模型由裂縫、基質滲流共8個模型組成。為了描述方便，按照從左至右順序對地層模型進行編號，其中5號為裂縫模型，其余均為基質模型（圖3）。

圖3 裂縫基質雙重介質控水模擬實驗裝置示意Fig. 3 Schematic diagram of water cut control experiment equipment for fracture-matrix dual media

2.1.2.1 裂縫模型

為了防止裂縫變形從而對測試過程產生影響，采用圓環(huán)裂縫模型代替平板裂縫模型，圓環(huán)裂縫模型包括未充填顆粒和充填滿顆粒2種裂縫狀態(tài)（圖4）。

圖4 圓環(huán)縫的間隙流動示意Fig. 4 Schematic diagram of interstitial flow ofannular fracture

其中，充填滿顆粒的圓環(huán)形裂縫中流體流動滿足達西定律（式（2）），而未充填顆粒的圓環(huán)形裂縫中流量滿足公式

式中：qc——未充填環(huán)形裂縫中流量，mL/s；r1、r2——外圓、內圓半徑，cm。

2.1.2.2 基質滲流模型

本實驗采用常規(guī)的圓柱形金屬填砂管且內充填石英砂，基質內流體流動滿足達西定律（式（2））。

目標產層基質平均滲透率為0.53 μm2，裂縫平均滲透率為5.00 μm2，裂縫與基質之間滲透率級差可達10倍，該油田地下原油黏度為46.5～129.8 mPa·s，地下水的黏度約為0.4 mPa·s，因此地下油水黏度比為116.25～324.50。此時基質對油的阻力Ro及裂縫對水的阻力Rw可以分別表示為：

式中：Ro——基質對油的阻力，105Pa·mL-1·s；Qo——基質的產油量，mL/s；μo——油的黏度，mPa·s；Ko——油相的有效滲透率，μm2；Rw——圓環(huán)裂縫對水的阻力，Pa·mL-1·s；μw——水的黏度，mPa·s。

實際地層中基質對油的滲流阻力與裂縫對水的滲流阻力的比值為1 095.1～3 056.8。根據相似準則，在設計基質物理模型與裂縫物理模型參數時，主要考量基質模型對油的滲流阻力與裂縫模型對水的滲流阻力的比值與實際地層的比值接近。

兼顧實驗室的條件，設計產油基質模型直徑為10 cm、長度為20 cm的填砂管，設計出水裂縫模型當縫長為150 cm，裂縫寬度為2 mm時，基質對油的滲流阻力與裂縫對水的滲流阻力的比值為1 231.94，基本滿足設計要求。

2.1.2.3 恒壓底水裝置

如圖3中所標識的第3部分，為了模擬裂縫型礁灰?guī)r油藏的底水驅動特征，本實驗采用2臺注入泵來模擬恒壓底水，其中一臺注入泵向7段基質模型中恒壓注入油，另外一臺注入泵向1段裂縫中以相同的恒壓注入水，2臺泵的注入壓力同步調節(jié)且保持相同，以模擬出實際油藏中的恒壓底水條件。

2.2 實驗過程

（1）在搭建的實驗模型上開展不控水、井筒控水及雙重控水3種實驗，實驗過程中變化裂縫模型的縫寬參數，縫寬的取值分別為1、2、3、4、5 mm，每次實驗測量2組數據取平均值，累計測量30次，每次實驗2 h左右。

（2）為保證實驗組別之間的可對比性，通過調節(jié)供油泵和供水泵出口端閥門開度，在保持供油泵和供水泵出口端壓力相同的同時使得不同實驗條件下的井口總液量維持在10 L/min左右。以1 mm裂縫寬度的裂縫為例，在不控水實驗條件下，流體通過地層模型后匯集到無控水工具的不控水井筒。

（3）在井筒控水實驗條件下，切換井筒模型的閥門，使得流體通過地層模型后匯集到帶有控水工具的控水井筒。

（4）在進行雙重控水實驗時，保持井筒控水的實驗井筒實驗條件，只需要將地層模型中未充填裂縫替換為相同裂縫寬度的充填裂縫即可。

3 實驗結果

3.1 含水率

采用不同裂縫寬度的裂縫重復實驗得到不同控水條件下油井井口含水率（圖5）。其中雙重控水條件下的油井含水率小于井筒控水條件下的油井含水率小于不控水條件下的油井含水率。

圖5 3種實驗條件下不同裂縫寬度的井口含水率Fig. 5 Wellhead WCT with different fracture widths in 3 experimental conditions

以裂縫寬度2 mm為例，井筒內ICD篩管及環(huán)空連續(xù)封隔體控堵水將井口含水率從99.42%降低至78.00%，相較不控水油井含水率下降了21.42百分點，這是因為ICD篩管有效地限制了出水裂縫的產水，同時環(huán)空連續(xù)封隔體對軸向竄流進行了有效地抑制。井筒及裂縫雙重控水使得含水率從78.00%大幅度降低至5.54%，油井含水率相較于僅井筒控水下降了72.46百分點，相較于不控水下降了93.88百分點。其主要原因是顆粒充填至裂縫后改善了地層的非均質性，增強了該技術對裂縫型礁灰?guī)r油藏水平井的降水增油效果。同時比較井筒控水和井筒+裂縫雙重控水對含水率的降幅發(fā)現：雙重控水對井口含水率的降幅明顯大于井筒控水對井口含水率降幅，雙重控水對井口含水率的降低幅度是井筒控水對井口含水率降低幅度的近5倍。

在考量裂縫寬度對實驗結果的影響后發(fā)現，雙重控水實驗中的井口含水率對裂縫寬度的變化更加敏感。3種實驗條件下均表現為井口含水率隨著裂縫寬度增加而升高。其中不控水和井筒控水實驗條件下，含水率隨著裂縫寬度變化幅度小。因為在不控水實驗條件下，溝通底水的未充填裂縫的出現已將含水率提高至99%以上，含水率變化空間小，因此表現出改變裂縫寬度而含水率的變化幅度很小；井筒控水實驗條件下，未充填裂縫的產水能力強，它對井筒的貢獻取決于ICD的限流能力，因此在不改變生產壓差的前提下，改變裂縫寬度并不能明顯提高裂縫對油井產水的貢獻；而在雙重控水條件下，含水率隨著裂縫寬度變化幅度大，這是因為在雙重控水實驗條件下，裂縫充滿顆粒時，裂縫中的無限導流轉變?yōu)闈B流，其流量大幅度減小，且充填顆粒后的裂縫滲流截面積與裂縫寬度直接相關，因此在雙重控水實驗條件下井口含水率對裂縫寬度有著明顯的敏感性。

3.2 產液剖面

在裂縫型油藏中控水主要解決儲層非均質性帶來的產液剖面不均衡問題，為進一步厘清雙重控水的降水增油機理，對不同實驗條件下的油井產液剖面進行對比分析。以2 mm裂縫寬度的不控水、井筒控水、雙重控水的實驗結果為例（圖6），在相同產液量的條件下，不同實驗條件下的產液剖面差異較大，從不控水到井筒控水再到井筒及裂縫雙重控水的實驗條件變化過程中，油井的產液剖面是一個逐漸均勻化的過程。

圖6 3種實驗條件下油井產液剖面Fig. 6 Liquid production profile in 3 experiments

為定量描述不控水、井筒控水、雙重控水3種實驗條件下產液剖面分布均勻程度的問題，將同一實驗中各篩管流出量的最大液量與最小液量之間的比值定義為產液剖面不均勻系數n。其中如果n越大，說明油井產液剖面不均勻的程度越大，n越接近1，說明油井產液剖面越均勻，當n =1時，表明油井生產段流體完全均勻產出，計算公式為

式中：n——產液剖面不均勻系數；Qmax——同一實驗過程中地層模型的最高產液量，L/min；Qmin——同一實驗過程中地層模型的最低產液量，L/min。

通過獲取相同實驗組別的地層模型最大、最小產液量，計算得出不控水實驗條件下不均勻系數n為1 268.05，井筒控水實驗條件下不均勻系數n為7.27，雙重控水實驗條件下不均勻系數n為1.49。雙重控水的產液剖面均勻程度大于井筒控水的產液剖面均勻程度大于不控水的產液剖面均勻程度，同時結合含水率對比結果發(fā)現，產液剖面越均勻油井井口含水率越低。因此，對于裂縫型礁灰?guī)r強底水油藏來說，盡可能減小儲層中裂縫對產液剖面非均勻程度的影響是此類油藏水平井降水增油的關鍵。

3.3 增油量

實驗室內對于不同控水條件下的實驗設置了相同產液量，以保證產油量對比的合理性。由于實驗過程中無法單獨計量每個地層基質模型的產油量，為定量描述不同控水條件下的增油量差異，利用實驗中具備線性滲流特征的產油基質，收集各產油基質的生產壓差數據，可間接反映該地層基質的實際產油量。受井筒控水及裂縫充填的影響，不同實驗條件下的實際地層生產壓差分布不同（圖7）。

圖7 3種實驗條件下油井實際地層生產壓差Fig. 7 Production pressure difference of real formation of producers in 3 experimental conditions

從圖7可以看出，雙重控水的生產壓差明顯大于不控水、井筒控水的生產壓差。其機理是不控水條件下裂縫滲流阻力很小，因此油井在極小的生產壓差下，即可滿足產液量要求；而在井筒控水條件下，由于裂縫產出水量被限制，需要更大的壓差來滿足產液量要求，導致作用在產油基質上的壓差變大，從而實現了增油；而對于雙重控水而言，裂縫產水被進一步地限制，則需進一步提高壓差滿足液量要求，導致作用在產油基質上的壓差進一步擴大，從而實現更加顯著的增油效果。

為了定量描述井筒控水、雙重控水相較于不控水的增油量，可用各產油基質的累計生產壓差描述產油基質的累計產油量。井筒控水實驗條件下的基質累計生產壓差與不控水實驗條件下基質累計生產壓差的比值則可反映井筒控水相對不控水時的增油倍數，井筒及裂縫雙重控水同理。增油倍數a可表示為

式中：a——增油倍數；Δp1、Δp2、Δp3、Δp4、Δp6、Δp7、Δp8——1、2、3、4、6、7、8號樣品產油基質模型的壓差，MPa；i——不控水情況；j——井筒控水或雙重控水情況。

在不控水實驗中產油基質的累計壓差為0.05 MPa；井筒控水實驗中產油基質的累計壓差為2.07 MPa；雙重控水實驗中產油基質的累計壓差為8.90 MPa。因此井筒控水的為產油量作貢獻的壓差為不控水的41.4倍，雙重控水的為產油量作貢獻的壓差為不控水的178.0倍。

4 應用實例

為驗證實驗結果的可靠性，本文對南海X油田應用連續(xù)封隔體技術的2口井（A4H5、C3H4）的施工參數及投產效果進行分析（表1）。

表1 已施工井主力層連續(xù)封隔體完井的裂縫充填情況Table 1 Fracture filling by continuous packer completion in operated major layer

結果表明，A4H5、C3H4井顆粒過充填體積遠超普通砂巖油藏中應用連續(xù)封隔體技術完井的水平井的顆粒過充填體積，且在充填施工過程中出現明顯的漏失現象，導致充填率達到200%～300%。

結合X油田的儲層中發(fā)育大規(guī)模裂縫的地質特點，可以認為A4H5、C3H4井施工過程中顆粒隨著充填液漏失進入近井裂縫中，使得近井裂縫被顆粒填滿，從而實現對裂縫的封堵。從施工角度說，A4H5與C3H4井具備了井筒及裂縫雙重控水基礎。

實際投產效果分析過程中，與同區(qū)高部位的2口未控水鄰井（C2ST1、C2ST2）對比，C2ST1、C2ST2平均井軌跡構造高度較A4H5、C3H4井高5 m，且A4H5、C3H4井更靠近區(qū)塊邊部的裂縫發(fā)育區(qū)域，見水風險更大。

A4H5與C3H4井投產效果與早期投產的未控水鄰井投產效果對比發(fā)現，A4H5與C3H4井初期含水率僅為早期投產的未控水鄰井含水率的1/4～1/12（表2）。這表明在裂縫型礁灰?guī)r油藏中，連續(xù)封隔體技術在A4H5與C3H4井實現了雙重控水的控水效果。

表2 不同控水條件下油井投產效果Table 2 Production effect of producer with different water cut control conditions

在分析投產效果時發(fā)現（表2），同層其他2口井（B4H2、C3H3）采用封隔器+ICD的方式進行井筒控水，投產后一個月內井口含水率分別為93.19%、95.35%，低于該區(qū)的綜合含水率96%，控水效果微弱。綜合對比發(fā)現，僅有井筒控水作用下的井口含水率遠高于同層的雙重控水作用下的井口含水率。因此，在裂縫型礁灰?guī)r油藏中，雙重控水的控水效果明顯要好于僅采用井筒控水的井。上述分析同樣表明，在南海X油田，實際投產井中不控水、井筒控水及雙重控水等條件對油井含水率的影響與實驗結果基本吻合。

5 結 論

（1）通過雙重介質井筒地層耦合流動物理模擬研究，評價不同控水條件的控水效果。裂縫寬度為2 mm時，不控水、井筒控水與雙重（井筒+裂縫）控水的井口含水率分別為99.42%、78.00%、5.54%，雙重控水效果好于井筒控水。

（2）產液剖面和增油量分析表明，雙重控水的不均勻系數最小（1.49）、產油基質累計壓差最大（8.90 MPa），控水增油效果最好，其次為井筒控水，不控水條件最差，其不均勻系數最大（1 268.05）、產油基質的累計壓差最?。?.05 MPa）。這說明對于裂縫型礁灰?guī)r強底水油藏而言，盡可能減小儲層中裂縫對產液剖面非均勻程度的影響是此類油藏水平井降水增油的關鍵。

（3）現場施工效果與實驗結果基本吻合，2口雙重控水井含水率僅為未控水井含水率的1/4~1/12，表明雙重控水方案可以推廣到同類型其他裂縫型礁灰?guī)r強底水油藏中應用，改善其開發(fā)效果。