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巍清燕
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向井流动控制装置改善流动剖面 Tor Ellis 马拉松石油公司挪威有限责任公司挪威斯塔万格 Alpay Erkal 美国得克萨斯州休斯敦

马来西亚吉隆坡 Timo Jokela Svein Kvernstuen Edmund Leung Terje Moen Francisco

Vorkinn 挪威斯塔万格 Anne Gerd Raffn 英国 Abingdon և ߵև 油田新技术 29 年冬季刊 21 卷第 4 期 21

Caliandro 的帮助谨表谢意 ECLIPSE PeriScope Petrel ResFlow 和 ResInject 等是斯伦贝谢公司的商标 1.

s A Comprehensive Approach to the Selection Between Passive and Active Inflow

Raffn AG Zeybek M Moen T Lauritzen JE Sunbul AH Hembling DE 和 Majdpour A Case

Nozzle-Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs 论文

井口穿越孔是电缆和液压管线通过井口下入到井底设备所需的一些孔洞孔洞数量受表面积及在不损害井口完整性的条件下能够从井口清除的物质总量的制约 ICD 4.

Screen Completions 学士论文 Det Teknisk-Naturvitenskapelige Fakultet 斯塔万格 28 年

1 向井流动控制装置改善流动剖面 Tor Ellis 马拉松石油公司挪威有限责任公司挪威斯塔万格 Alpay Erkal 美国得克萨斯州休斯敦利用水平井提高采收率要求控制流体在储层中的流动利用向井流动控制设备延缓水和气的侵入减少死油区就是其中一种越来越广泛采用的技术 Gordon Goh 马来西亚吉隆坡 Timo Jokela Svein Kvernstuen Edmund Leung Terje Moen Francisco Porturas Torger Skillingstad Paul B. Vorkinn 挪威斯塔万格 Anne Gerd Raffn 英国 Abingdon և ߵև 油田新技术 29 年冬季刊 21 卷第 4 期 21 斯伦贝谢版权所有在编写本文过程中得到得克萨斯州 Rosharon 的 Ewen Connell 和得克萨斯州 Sugar Land 的 Mary Jo Caliandro 的帮助谨表谢意 ECLIPSE PeriScope Petrel ResFlow 和 ResInject 等是斯伦贝谢公司的商标 1. Al-Khelaiwi FT Birchenko VM Konopczynski MR 和 Davies DR A d v a n c e d We l l s A Comprehensive Approach to the Selection Between Passive and Active Inflow Control Completions 论文 IPTC 发表在国际石油技术大会上吉隆坡 28 年 12 月 3-5 日 2. Raffn AG Zeybek M Moen T Lauritzen JE Sunbul AH Hembling DE 和 Majdpour A Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency With Nozzle-Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs 论文 OTC 发表在海上技术会议上休斯敦 28 年 5 月 5-8 日 3. 井口穿越孔是电缆和液压管线通过井口下入到井底设备所需的一些孔洞孔洞数量受表面积及在不损害井口完整性的条件下能够从井口清除的物质总量的制约 ICD 4. Jokela T Significance of Inflow Control Device Technology in Horizontal Sand Screen Completions 学士论文 Det Teknisk-Naturvitenskapelige Fakultet 斯塔万格 28 年 5 月 3 日 3 ^ 根部-端部效应均质地层内沿一口水平井筒的压力损失会导致油井根部的油管流压低于端部处的油管流压最终早在靠近端部层段的油流绿色流入井筒之前水蓝色或气红色就已经流到了跟部上从而导致油井开采寿命过早结束防砂筛管设备内的向井流动控制装置可以平衡整个井筒长度范围内的压降使油气均匀地流经地层下从而延缓水和气到达井筒的时间油田新技术

采用大位移和多分支水平钻井技术可以显著增加井筒与储层的接触面从而使作业公司在较低的生产压差控制下获得与常规直井和斜井相当的产量通过开发远程向井流动控制阀和节流器作业公司可以更好地管理储层流体显著提高了其通过这些标准配置来优化产量的能力工程人员可以利用这些装置调整各个超压或欠压层段的流量或那些可能对油井总产能造成不利影响的产水或产气层的流量然而

2 采用大位移和多分支水平钻井技术可以显著增加井筒与储层的接触面从而使作业公司在较低的生产压差控制下获得与常规直井和斜井相当的产量通过开发远程向井流动控制阀和节流器作业公司可以更好地管理储层流体显著提高了其通过这些标准配置来优化产量的能力工程人员可以利用这些装置调整各个超压或欠压层段的流量或那些可能对油井总产能造成不利影响的产水或产气层的流量然而在单一储层中钻长水平井段也会给作业公司带来一系列新挑战在均质地层中在流体从总井深处往油井根部流动过程中裸眼层段会出现明显的压降最终的结果可能是根部生产压降显著高于端部这种压差即根部-端部效应使流体不均匀地沿井眼流动从而导致油井根部出现水锥或气锥现象前一页图上述情况可能导致油井的生产寿命过早结束在油井的下部留下大量的剩余油沿着水平井段出现的水突破或气突破现象也可能是由储层非均质性或者是井筒与流体界面之间的距离不同引起的储层断块或生产井和注水井之间的流动干扰引起的储层压力变化也会导致水和气的早期突破[1] 碳酸盐岩储层通常裂缝发育程度高渗透率变化大更易受不均匀流动剖面影响水突破和气突破速度也会更快[2] 许多大位移井的完井装置都涉及到防砂系统如果这些完井装置没有诸如封隔器之类的隔离设备那么环空液流就可能造成筛管的严重腐蚀或封堵过去通常采用砾石充填或膨胀式筛管来克服此类环空液流效应但是砾石充填常常会降低近井产能而膨胀式筛管的安装程序又过于复杂而且在油井寿命晚期容易损坏对于完井装置应对水侵或气侵增加的方法是减小井口的油嘴尺寸尽管利用该方法会降低生产压差使产量下降但是累计采油量会增加不过该方法通常并不适用于那些大斜度井对那些智能完井的油井作业 29 年冬季刊 ፊ႙JDE அ ཚ ڢ ႙JDE ^ 主要的ICD类型地层流体红色箭头流经设置在内护套中的多层筛管沿实心中心管和筛管之间的环空流动随后在喷嘴型ICD和孔板工具中通过油门流入生产油管上或在螺旋型ICD和油管设备中通过一个曲折的通道流入生产管柱下公司可能选择利用远程操控井底阀来规避或减少来自干扰层的流量但此类策略并不适用于那些为优化储层接触面积而设计的水平井超长井通常穿越多个层现有井口穿越孔数量的局限性可能使其无法部署足够数量的井底控制阀[3] 此外将此类完井装置安装到长长的大斜度层段成本高复杂性大且风险较大因此作业公司常常选择利用诸如膨胀式封隔器之类的隔离设备开采这些多产层井为减少层间窜流促使流体均匀地流经储层作业公司已经开始采用被动式向井流动控制装置 ICD 和膨胀式封隔器相结合的技术 ICD通过抑制流经高速层段的流量而生成更大的压降从而提高流动阻力较大的井眼层段的流速这样就能消除因根部-端部效应和渗透率非均质性引起的非均匀流动不管是针对注水井还是生产井 ICD在一些不同类型油藏的水平井和斜井中都有应用[4] 这些设备通常是裸眼完井装置还包括防砂筛管的一部分此外 ICD完井装置还常常利用封隔器在渗透率差异明显处封隔井筒该策略是为应对裂缝性地层的水锥和气突破现象而制定的可以暂时阻止各个间隔之间的环空液流现象隔离水层有些储层能够调节向井流动速度在井筒端部形成较大的压差足以使得储层流体流动或将滤饼和其他固相举升到地面 ICD对这类储层也非常有效本文对各种不同的ICD设计及它们被模型化处理后用于特定实例的应用过程进行了描述本文通过亚洲北海和中东等地的实例说明了这些装置是如何帮助作业公司延长油井寿命并提高最终采收率的控制流速向井流动控制装置包含在位于地层/井眼界面处的设备中它们采用各种流通配置包括喷嘴管路和曲径式螺旋通道上图这些设备的作用是均衡油井的流量剖面以增加地层和井筒之间额外但有限的压降为代价来最大限度地减少环空液流下一页图 [5] 上述设备通过将储层中达西径向流的流动方式转化成ICD内的压降流来实现这一目标各种基本类型的ICD都利用不同的作业原理实现这一回压当流体流经设置在中心管内或中心 31

3 ڇ ଉǈར/න/ᆈ ߵև ศ և ^ 减少大流量区域的影响非均质模型中的ICD将根部橙色圆圈内流体流量蓝色降低到了只利用筛管完井时流体流量预测值红色的一半但同时也增加了包括端部在内的油井下方三分之二段绿色椭圆形内的流体流量其规格取决于其流动阻力 ICD的规格实际上代表通过设备时产生的总压降压降大小与流体物性和流速相关喷嘴型和孔板型设备比通道型ICD具有更大的优势因为作业人员在部署喷嘴型和孔板型ICD之前可根据实时钻井信息在井口调整喷嘴尺寸从而调整ICD的规格 ICD设计通常建立在钻前储层模型基础之上调整通道型或管路型ICD的规格是一项难度大耗时长且很难在现场完成的作业静态和动态模拟 [6] 管外外壳中的节流端口时喷嘴型ICD内的压降大小与流体流速有关正如伯努利方程所表达的那样通过端口的压降以流体流速的平方倍增加而流体流速随着端口孔径的缩小而增大喷嘴型ICD是一个自调节型完井组件这意味着考虑到沿着水平井筒段地层渗透率变化的不确定性每节ICD的动态与所在井段地层处的非均质性和流体类型无关这二者可能会随着时间的变化而变化前者地层非均质性可能因为井筒周围的压实或沉降而产生变化后者流体类型将会不可避免地受到水侵或气侵的影响由于侵入流体如水或气流动性高于原油因此其流入井筒的速度也将高于原油其入口处的回压也随之增加这种情况降低了地层流体流经高渗透层段或夹层时的速度防止渗透率较低部分地层水或天然气先于原油到达井筒中螺线设备引导流体流经预定直径和长度的通道这些设备所能提供的压差取决于通道面的摩阻大小压差大小也是流速和流体物性的函数但是当水气突破夹层处的回压没有远远高于产油区域的回压时由于该区域的原油因夹带水气而具有较低的粘度这样粘度敏感性就可能导致低效孔板型ICD与喷嘴设施相似每种工具的直径及流动特征为已知数可以通过调整孔板数量来形成回压孔板被置入中心管周围的衬套中另一种方案涉及到在一个标准油田管柱中设置一个环形室储层流体经过防砂筛管流入流动室随后再通过流动室流经平行管路到达生产管柱与螺线型通道相同这些管柱ICD也利用摩阻生成压降压降大小取决于管路长度和内径部分新引入的ICD最适合被描述为管路通道和孔板-喷嘴的组合体部分油井可能将受益于一项最新的ICD革新技术该技术利用了一个能够对上游和下游压力变化做出反应的阀当通过ICD的压差发生变化时 ICD 将自动对流动面积进行调整所有ICD都属于永久性油井组件 5. Alkhelaiwi FT 和 Davies DR Inflow Control Devices Application and Value Quantification of a Developing Technology SPE 187 发表在墨西哥国际石油大会暨展览会上墨西哥韦拉克鲁斯 27 年 6 月 27-3 国际石油技术大会上吉隆坡 28 年 12 月 3-5 日 6. Al Arti SA Salem SEA Keshka AAS Al-Bakr S Amiri AH El-Barbary AY Elasmar M 和 Mohamed OY Inflow Control Device an Innovative Completion Solution from Extended Wellbore to Extended Well Life Cycle IPTC 发表在 Maggs D Raffn AG Porturas F Murison J Tay F Suwarlan W Samsudin NB Yusmar WZA Yusof BW Imran TNOM Abdullah NA 和 Mat Reffin MZB Production Optimization for Second Stage Field Development Using ICD and Advanced Well Placement Technology SPE 发表在 SPE Europec/EAGE 年会暨展览会上罗马 28 年 6 月 9-12 日过去在喷嘴型ICD设计过程中工程人员一直都采用由伯努利方程计算出来的装置入口处的压降和由达西方程推导出的地层平均压降之间的比值当该比值接近一时 ICD开始自动调节在具有相对较高产能指数 PI 和最低流动限制的水平井中基于这些假设条件的设计既有效又易于操作从端部到根部的每一节油管都分配了相同数量和尺寸的ICD喷嘴上述方法通常可以使流体更均匀地流经整个储层抵消大部分端部-根部效应的影响并平衡非均质区域的流体流动但实现这些目标可能会以过分制约高渗高产层的流体流动为代价此外该技术还失去了产层控制的灵活性而且不能考虑层孔隙度厚度饱和度和油/气接触面变化的影响工程人员可以通过利用诸如斯伦贝谢ICD Advisor软件之类的工具开展建模获得更精确的设计专业人员利用稳态系统对井筒内水力系统进行模拟以便更好地确定油管和环空流量流动方向和各种完井装置的流动相关性可以利用PI模型确定储层流动动态工程人员通过整合邻井资料随钻测井数据地质资料及通过其他各种渠道获得的信息确定特定时段的近井动态以此来优化油井设计为了平衡流量降低含水率控制油/气比工程人员通过改变每个井段的隔离封隔器数量对各种不同条件和完井设计进行测油田新技术

4 试验证环空分隔的效果右图为此工程人员对设置ICD条件下封隔器分布密度对产量的影响进行研究从而最终确定每个分隔室内将要布置的喷嘴尺寸和数量稳态模拟的优势在于快速的设计高分辨率近井地带模型以及可以定量计算随着含水率和含气率降低原油产量增加的潜能但该方法最终只提供了一个瞬态图而无法预测或量化延缓水或天然气突破所带来的价值要想实现这一步骤需要研究人员投入更多的时间和精力开展动态模拟如采用Petrel 软件油藏工程工作流结合ECLIPSE油藏模拟软件的MSW模块该模型将油井视为一系列的井段工程人员可以对每段单独模拟三相流动气液持率以及采用ICD和流动控制阀在油井整个寿命周期中的作用每一个被模拟的井段都可以向上或向下倾斜并可以包含各种流体以便考虑起伏的井眼轨迹利用一个全油田地质模型完成动态模拟是最理想的但通常这一做法并不可行即使采用高性能的并行计算硬件也是如此因为要完成模拟必须经过长时间的计算一种更加切实可行的解决方法是从ECLIPSE全油田模拟模型中选取一个能够获得流量压力或无流动边界条件的区块模型采用该模型既可以减少动态模拟时间又可以如实反映近井区域地质非均质性和干扰的影响减少区块模型的地质网格数量可以进行更敏感的分析而且还可以与全油田模型相结合模拟人员随后可以对目标区域进行修改完善并粗化地质模型并加载井轨迹然后在 ECLIPSE模拟过程中创建配有ICD和封隔器的井段区块马来西亚实例新数据快速纳入完井作业所带来的优势可以通过马拉西亚一个海上油田的实例得到展示出于经济方面的考虑作业公司决定在一个含有气顶和 29 年冬季刊 ᆳ ଉǈ ར/න ഘ ଉǈ ഥᆈ 3/න ଉǈ ར/න ୲ǈ % ڹ უ ǈ psi 698 2, , , , ,74 ᄅ 7, ǈ ᅃব 8, ǈ ব 9,29 ^ 封隔器分布密度的影响通过在非均质地层内隔离各个流动单元就可能在保持或提高原油产量如本实例所示的同时显著地降低含水率和出砂量在确定完井所需的ICD数量和尺寸之前油藏工程师先对最佳封隔器密度分布模型进行测试本实例中在每节设置三个直径为4毫米的喷嘴可以使含水率降低到7.6% 而裸眼完井时的含水率为23.7% 同时也使产量从776桶/日 1233米 3/日提高到929桶/日 1476米 3/日而井底压力 BHP 却未显著增加每隔一节应用相同的喷嘴配置将含水率降低到了 12.5% 活跃水层的薄油环目标区域钻两口长水平井作业公司在完井设计中采用了 ResFlow ICD 这些ICD设备属于喷嘴型设备现场作业人员可以很容易地根据最新的随钻测井数据对其实施调整和优化而不必浪费宝贵的钻机时间这些油井是某老油田第二批开发井的一部分作业人员所面临的挑战包括倾角未知且含有疏松砂岩的储层同时作业公司也试图避免钻井过程中出现地层损害尽量降低钻井成本在降低含水率的同时最大限度地提高产量和加大剩余储量的采出[7] 尽管水平井方案的成本比另一项钻三口斜井的方案更低但技术方面所面临的挑战更大该方案要求分别根据流体界面和储层边界精确地布置一条 2英尺 61米和一条1英尺 35 米的水平段下图同时也要求利用裸眼筛管和被动式ICD使整个井段都能生产作业人员利用旋转导向系统在尽可能远离油水界面处钻井以便推迟产水同时尽可能地接近上覆页岩以便 ഘ 4, ᆳ 3,875 A B 3,75 ᆈ 75 2,5 ^ 布井作为正在实施的油田扩展项目的一部分作业公司计划分别利用一个2英尺 A 和一个1英尺 B 的分支井对该马来西亚海上油田的一块小区域进行开发薄油环绿色被一个强水驱蓝色和气顶红色包围深度等值线以英尺为单位根据Maggs等人的资料修改参考文献7 33

有限责任公司提供开采顶存油作业人员利用一个包含了深方位电阻率探边仪 PeriScope地层界面测量仪的随钻测井组件来进行导向以确保井眼轨迹平整长分支井投产时未开展气举作业其初始原油产量为23桶/日 366米 3 / 日初始含水在1%左右该产水量水平与油环中可动水的期望值相符并

项目总成本还是要比常规建井技术低15% 此外因地质导向和ICD技术而提高的波及效率也增加了资产价值即估计原油可采储量增加了 ᆳ ଉ ᇨ ᆳ ଉ ୲ ᇨ ୲ 3, 25, 8 7 5 4 15, 3 1, ୲ǈ% ᆳ ଉǈར/න 6 2, 2 5, 1 28 28 28 28 129 29 29

ICD技术还可以为业界提供成本和风险都相对较低的组件用于推动技术发展这些ICD技术可以被容易地纳入含有防砂和水平井技术的开发方案中在北海挪威海域马拉松石油公司挪威有限责任公司的工程人员认为 Alvheim和Volund油田中较薄油层的可采储量与井筒中的产层有效厚度有着直接关系

早期开发阶段他们决定对所有生产井 Alvheim油田1口井和Volund油田一口井都应用ResFlow喷嘴型ICD和螺旋型ICD 基于利用该技术基础上的方法和有利的地质条件马拉松石油公司将 Alvheim油田登记的原油可采储量从1.47 亿桶 23万米3 增加到2.

5 1万桶 1.6万米3 Vilje 关键组件 ഘਉ ጀ ت ੦ East Kameleon Alvheim FPSO և૬ एፗ ဇև૬ एፗ Kneler A ళև૬ एፗ Boa Kneler B Volund ^ 北海挪威海域的 Alvheim 和 Volund 油田平面图图片由马拉松石油公司挪威有限责任公司提供开采顶存油作业人员利用一个包含了深方位电阻率探边仪 PeriScope地层界面测量仪的随钻测井组件来进行导向以确保井眼轨迹平整长分支井投产时未开展气举作业其初始原油产量为23桶/日 366米 3 / 日初始含水在1%左右该产水量水平与油环中可动水的期望值相符并与水区突破无关位于第一口井上倾方向的第二口井需要利用气举进行清井其初始产量为19桶/日 32米3/日左右含水为2% 与该区域利用常规技术钻的其他斜井相比这两口井的产量是非常可观的而且即使将新增技术旋转导向系统随钻测井和ResFlow ICD 所需的成本考虑在内项目总成本还是要比常规建井技术低15% 此外因地质导向和ICD技术而提高的波及效率也增加了资产价值即估计原油可采储量增加了 ᆳ ଉ ᇨ ᆳ ଉ ୲ ᇨ ୲ 3, 25, , 3 1, ୲ǈ% ᆳ ଉǈར/න 6 2, 2 5, ሆ16න 8ሆ8න 9ሆ24න 11ሆ13න 1ሆ2න 2ሆ21න 4ሆ12න 6ሆ1න 7ሆ21න 9ሆ9න න ^ 提高产量在Alvheim油田24/6-B-1CH井中对含有活跃水层的13米高的油柱的油藏进行了开采除了能够提高驱油效率和增加累计产油量之外 ICD技术还可以为业界提供成本和风险都相对较低的组件用于推动技术发展这些ICD技术可以被容易地纳入含有防砂和水平井技术的开发方案中在北海挪威海域马拉松石油公司挪威有限责任公司的工程人员认为 Alvheim和Volund油田中较薄油层的可采储量与井筒中的产层有效厚度有着直接关系左上图为了最大限度地增加井筒与储层的接触面马拉松公司在该区域钻了水平段长度在182到2332米英尺之间的单分支双分支和三分支水平井马拉松公司认识到为了充分利用可采储量和井筒与储层有效厚度之间相关性的优势完井段总长度都对产量有贡献是极为重要的在项目的早期开发阶段他们决定对所有生产井 Alvheim油田1口井和Volund油田一口井都应用ResFlow喷嘴型ICD和螺旋型ICD 基于利用该技术基础上的方法和有利的地质条件马拉松石油公司将 Alvheim油田登记的原油可采储量从1.47 亿桶 23万米3 增加到2.1亿桶 32 万米3 并将天然气可采储量从196亿英尺3 55亿米3 增加到269亿英尺3 76 亿米3 在不足两年的油田开采过程中作业人员已经应用了多项完井技术因此很难将特定的结果归因于一项单一的技术但不管怎样 Alvheim浮式生产储油卸油 FPSO 设施中水的总采出量都低于原先的预期 24/6-B-1CH井就是一个很好的实例该井位于一个有13米 43英尺高的油柱和一个活跃水层的储层中该井的采油速度高于原计划速度且未出现明显的产水现象或产水量明显增加左图尽管其起因还没有定论这些结果都表明在保持均衡的流其压降比原计划高如图所示在含水率未明显超过预测值的情况下获得了更高的产量该结果表明获得了均衡的流动剖面 34 油田新技术

6 ଉǈར/න ఇ ۯ ೪௬ ICD ۯ ೪௬ ߵև և ศ 1 ICD ICD 1 ICD 2 ICDs ቯ๕ ހ ഗ 2 ICDs 3 ICDs 3 ICDs 4 ICDs 5 ICDs ^ 根据生产测井数据获得的流动剖面在设置ICD和膨胀式封隔器之后作业人员下入了生产测井仪器以便在低中高流速下获得整个油井长度段的流动剖面该流动剖面显示图是在油井中等流速下获得的早期测井过程中出现的明显的层间窜流现象已经消除整个分支井的流量分布情况十分清楚实际流动剖面绿色与模拟流动剖面红色非常接近根据Krinis等人的资料修改参考文献8 环境下可以通过合理的化学处理和延长高速返排来实现最佳洗井效果即在钻井或完井后清除滤饼 [11] 26年沙特国家石油公司对两口配置了ICD系统的油井实施了完井这两口井分别位于砂岩地层和碳酸盐岩地层中在砂岩油藏中作业人员主要关注高渗层段的水锥和气锥问题作业人员试图减少根部-端部效应的影响以便优化洗井和驱油效率 81/ 2英寸裸眼完井装置包括51/ 2英寸筛管每节油管都配有一个ResFlow ICD喷嘴为了划分各流动段及更好地控制流入动态作业人员在每隔一节油管都设置了一个小型膨胀式弹性封隔器水平井段长度为254英尺 775米在该井以6 7桶/日米3/日的产量生产了四个月后作 6ར/න ڦ ๔ ຕ 9ར/න ڦ ๔ ຕ 9ར/න ڦ ዘ ຕ 6ར/න ڦ ዘ ຕ 1, 9, 8, 7, ଉǈར/න 动剖面方面 ICD技术是成功的工程人员在将为单分支井设计的完井技术发展成三分支井的完井技术的同时也获得了一些ICD应用和多分支井配置计划方面的宝贵经验由于实际完井过程与原始计划并不一致因此产量也与预测值有所不同该配置下的 ICD设计类型无法轻易改变因此很难在现场优化这样做的结果就是导致在两个分支井中都过早地出现了水锥和气锥现象最近另一家作业公司进一步扩大了ICD完井的应用范围他们不是用ICD 来应对不均衡的流动剖面而是将它用来应对不均衡的压力剖面在中东某大型油田高渗储层中一口水平井长达 52英尺 16米其根部和端部之间的压差根部的压力较高达到2 psi 1.4 MPa [8] 原始生产测井记录证实了在给定压力剖面的条件下会出现如下情况即在关井测井期间会发现流体从根部向端部的向下的层间窜流此外油井生产过程中采集的生产测井数据也表明水从根部向下流动而原油却流往地面同时测井记录还显示原油产量只来自分支井的前1%部分[9] 作业公司根据静态模拟结果利用22 个ResFlow ICD对油井实施了二次完井为了对该井进行分段管理作业人员在生产管柱中安装了7个膨胀式封隔器二次完井后获得的测井记录表明层间窜流已经消除原油产量来自整个分支井段含水率也从原来的3%降低到了不足1% 实际流动剖面与静态ICD模型预测相符右上图 [1] 6, 5, 4, 3, 2, 1, 9, 9,3 9,6 9,9 1,2 1,5 1,8 11,1 11,4 11,7 ศǈᆈ ^ 高流速条件下洗井在测井仪无法抵达总井深及测井数据表明在经过最初改善洗井效果已经观察到根部和端部之间的压差是由裸眼水平井中的摩阻损失引起的摩阻损失随着井筒长度的增加而增大该差异会导致根部井壁上滤饼被优先冲刷掉端部相对较高的表皮效应会引起不良的流入动态研究表明在相对较高的渗透率 4个月的流动阶段之后端部并未贡献产量红色的情况下作业人员将产量提高到9 1桶/日生产了4个小时并再次实施了生产测井测井数据表明流动剖面得到优化仪器可以多下入35英尺灰色 4小时之后测井仪被下入到距总井深5英尺内绿色产量恢复到6 7桶/日之后测井数据表明流动剖面已经发生永久性变化蓝色根据Sunbul等人的资料修改参考文献12 8. Krinis D Hembling D Al-Dawood N AlQatari S Simonian S 和 Salerno G Optimizing Horizontal Well Performance in Nonuniform Pressure Environments Using Passive Inflow Control Devices OTC 2129 发表在海上技术大会上休斯敦 29 年 5 月 4-7 日 9. Krinis 等人参考文献 8 29 年冬季刊 1. Krinis 等人参考文献 Shahri AM Kilany K Hembling D Lauritzen JE Gottumukkala V Ogunyemi O 和 Becerra Moreno D Best Cleanup Practices for an Offshore Sandstone Reservoir with ICD Completions in Horizontal Wells SPE 发表在 SPE 中东油气展览会暨大会上巴林 29 年 3 月日 35

7 Քጚ ᆶ ཞ ፊ ದዃ ڦ ICDǈ1.2 /ব փཞದዃ ڦ ICD 5,8 4,64 3, ǉ 5 md 748 1, ǉ 2, md 961 1,677 7,59 7, ǉ 1,8 md ጺጀ ଉǈ 3/න ణՔ ଉǈ 3/න ፊ 3,5.9 /ব /ব 3,128 3,2 2.2 /ব 7,518 7,5 ^ 优化注水井ICD设计 Stær构造不同完井条件下的注入量表明可以根据渗透率和喷嘴设计优化注水井获得每个产层的期望注水量根据Raffn等人的资料修改参考文献13 业公司进行了生产测井所获得的生产测井数据以及由于井筒端部被充满固相的泥浆填充后无法使仪器下达到距总井深65英尺 198米的井段内这一现实都表明尽管该井已经延长了流动时间但并未被清洗干净随后作业人员将产量提高到9 1桶/日米3/日在经过4小时的生产后再次对该井实施了测井新数据表明流动剖面得到优化仪器可以被多下入35英尺 16米再经过4小时后再次下入测井仪器这次下入到了距总井深5英尺 15米内前一页下图最后作业人员将油井产量下调到原先的6 7桶/日最后一次测井获得的数据表明流动剖面已经发生了永久性变化工程人员怀疑清洗整个生产层段所需的较高速度加剧了常规裸眼完井装置中的根部-端部效应模拟人员将生产测井数据与油藏静态模型进行拟合并在模拟过程用标准筛管完井取代了 ICD完井随后将标准筛管完井的生产速度提高到15桶/日 24米3/日该模拟反映了根部-端部效应的一种极端情况端部产量只相当于根部产量的25% 相比之下在15桶/日采油速度下的ICD完井模拟却显示了较好的流量平衡包括从端部产出更多的原油[12] 上述结果都具有十分重要的意义因为这些结果表明在这两种地层中应用 ICD完井技术既可以延伸油井长度但又不会影响油井中较低层段的平衡效应或洗井效率因此作业公司可以利用更少的井筒接触更多的产层而不必担心影响累计产量改变方向尽管ICD被称为向井流动控制设备但ICD也可以被应用于控制注入井的流体外流模拟结果显示在某些情况下注入井中布置ICD甚至还比生产井中更有效在许多情况下在注入井和生产井中都布置ICD是最佳选择注入井通常穿透多个层段为多个不同物性的储层段补充压力为了避免注入水在生产井中发生突破负责注水方案设计的油藏工程师必须关注渗透率差异根部-端部效应地层损害漏失层形成及井筒吸水指数变化等因素[13] 与在向井流动控制中的作用相同 ICD技术也通过在整个注入井长度范围内平衡流体外流来应对这些挑战如果井内有一个高渗夹层那么ICD的自我调节特征就将避免局部注入量的显著增加这种自动控制流体流动的能力可以优化注入水的分布使地层压力保持得更好从而改善所有储层横向和纵向上的驱油效果同时还可以延缓水的突破由于ICD可以控制注水压力和速度因此可以最大限度地降低近井地层破裂的风险 ICD的这些能力符合挪威国家石油公司在24年对Urd油田的开发规划管理目标 Urd油田以卫星油田形式在北海的Norne FPSO浮式平台上采油该油田于25年投产有两个非均质构造 Svale和Stær 这两个构造分别距主油田 4公里 2.5英里和9公里 5.6英里在该油田开发过程中作业人员在原油生产注水和气举过程中应用了三个海底导管架和管线 ICD注水系统管理目标如下优化所有层段的压力保持和驱油效率延迟高渗联通层中的水突破时间避开那些可能对注入水分布产生主导作用的裂缝在Stær构造有一口配置了ICD的注水井和两口利用智能技术管理三个产层的水平生产井该油藏被划分成了两段注水井和第一口产油井位于第一段而第二口产油井则位于第二段注水井垂向钻经Not Ile Tilj和Are 2层段为两口水平生产井提供驱油动 12. Sunbul AH Lauritzen JE Hembling DE Majdpour A Raffn AG Zeybek M 和 Moen T Case Histories of Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with Nozzle Based Inflow Control Devices in Sandstone and Carbonate Reservoirs SPE 发表在 SPE 沙特阿拉伯分会技术研讨会上沙特阿拉伯 Alkhobar 28 年 5 月 1-12 日 13. Raffn AG Hundsnes S Kvernstuen S 和 Moen T ICD Screen Technology Used to Optimize Waterflooding in Injector Well SPE 1618 发表在 SPE 开采和作业研讨会上美国俄克拉何马州俄克拉何马城 27 年 3 月 31 日 -4 月 3 日 14. Raffn 等人参考文献 Tachet E Alvestad J Wat R 和 Keogh K Improve Steam Distribution in Canadian Reservoirs During SAGD Operations Through Completion Solutions 论文发表在世界稠油大会上委内瑞拉 Porlamar 29 年 11 月 3-5 日 16. Fram JH 和 Sims JC Addressing Horizontal Steam Injection Completions Challenges with Chevron s Horizontal Steam Test Facility 论文发表在世界稠油大会上委内瑞拉 Porlamar 29 年 11 月 3-5 日 17. Fram 和 Sims 参考文献油田新技术

8 这些模拟是为评估Stær油田ICD注水井的经济性及选择喷嘴设计而实施的研究人员利用两种静态近井模拟来比较水的分布情况第一种模拟的基础是水注入到基质考虑其渗透率变化之中第二种模拟的基础是水注入到一个裂缝性地层对于第一种情况上部的高渗层段吸收了大部分注入水造成注入水分布不均衡但利用ICD后将吸水量最大层段的吸水量减少5% 从而使低渗层段吸收更多的水第二种静态模型中采用新增加一个12米 39英尺渗透率为2达西的层段来模拟裂缝当作业人员将ICD纳入模型之后裂缝的吸水量只提高了1%左右而如果采用标准筛管裂缝的吸水量将提高到1倍第三次评估利用一个全油田储层模型评价注入水分布改善后所带来的效果该评价包括一口配有ICD的注水井这一点与前两种情况的近井模拟分析类似模拟结果显示在存在高渗通道的条件下利用ICD可以获得比只利用标准筛管高1%的累计产油量同时还表明在不存在高渗层的情况下利用ICD 29 年冬季刊 ૦ ଉ Քጚ ఇ ǈ ਏᆶߛาཚ ڢ Քጚ ఇ ǈ ߛาཚ ڢ ୲ǈ% 力和压力补充该注水井井深约25米 82英尺采用配置了ResInject注水控制设备的裸眼完井为了防止环空流动现象的产生还配备了筛管及树脂涂敷砾石充填该系统由Reslink公司和挪威国家石油公司的工程人员共同设计工程人员对三个利用不同完井技术即只利用标准筛管每节油管喷嘴尺寸和数量都相同的ICD 及每节油管ICD数量不同的完井技术的产层的预期注水速度进行了模拟前一页表根据模拟结果该团队决定对整段井筒采用相同的喷嘴配置而不是分别对各个层段应用特定的 ICD喷嘴尺寸和数量选择结果表明尽管对各个层段实施不同的设计可以实现目标注水速度但模拟结果却支持上部层段的最大注水速度[14] , 4, 6, ᆳଉǈ 3 8, 1,, ^ 含水率模型该井大部分的实际含水率都低于两种模型的预测值尽管该油田还处于早期生产阶段但图中的改善幅度可以反映利用ICD后可提高驱油效率根据Raffn等人的资料修改参考文献13 可以使累计产油量提高1% 而实际最有可能出现的情况介于上述两者之间上图在注水项目成功的基础上挪威国家石油公司于28年在Svale构造的另一口注水井中配置了ResInject ICD 目前该井生产情况一直符合既定目标未来的发展目前 ICD的成功已经引起了一些开采公司的注意这些公司一直被长分支井的无效流动所困扰其中就包括开采稠油的公司最近15年以来蒸汽辅助重力驱油 SAGD 一直是开发稠油油田的最佳工艺尽管如此该工艺还是未被人们充分了解[15] 这可能是因为当前用来加热原油并将原油驱替到更深的生产井而设计的水平注汽井中的蒸汽分布并非最佳的缘故尤其在非均质储层中情况更是如此除了要在储层形成均匀流有关的常见困难之外 SAGD井中所应用的两相水系统即液相和蒸汽相也增加了控制的难度除了与流速剖面相关的单相流方面的考虑因素和与管线配置相关的压降之外两相流动过程中还包含了包括流动状态效应持水率相分离微滴尺寸段塞流在内的其他因素[16] SAGD注入井衬管一般沿整个层段开槽该配置对优化蒸汽分布作用不大为了应对根部-端部效应目前许多作业公司都在水平注蒸汽井中应用双蒸汽导管技术一根导管被设置在接近井的根部区域另一根被设置在近端部处为了更好地了解SAGD生产并找到更有效的方法来应对这些挑战雪佛龙公司在美国加利福尼亚州Bakersfield 附近的Kern River油田中建造了一个地面水平注蒸汽研究设施雪佛龙公司的研究人员重点关注了设备部署对注蒸汽效果的影响以便可以沿水平注蒸汽井准确可靠地注入蒸汽提高采收率[17] ICD的有效性可以通过近几年层出不穷的ICD应用实例得以证实作业人员可以利用ICD实现钻进长分支井的全部价值从而增加井筒与储层的接触面积实际上由于流体非均衡地流经储层造成的无效排驱使得水平井筒长度的经济极限远远小于其技术界限这一点业界还在争论当前的水平井段的长度是以千米计量而不是像十年前一样用米计量 RvF 37

封面封底重出片.p65

封面封底重出片.p65 智能完井 - 一种油气井自动管理形式能够实现远程监测和控制的智能完井技术最初只是作为那些要求投入较高或技术上有难度的修井作业的替代方案, 如今这一技术已经发展成为一种功能强大的油藏管理工具今天, 无论是智能井还是进行自动化管理的油田, 其目的都是为了提高可采储量和产量尽管初期智能井技术在整个行业内的推广进程比较缓慢, 但随着该技术可靠性的不断增强, 智能井的数量在未来五年里有望实现五倍的增长 Stephen