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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

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

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

石油与天然气地质 杨少春 信荃麟 断块油藏测井解释模型的建立 资料的处理及储层评价应始终考虑地质因素的影响 不同类型储层 不同沉积相带以及不同开发时期的测井响应 岩性 物性 韵律性 电性及含水率等均不相同 根据这些差异和特点 分别建立了孔隙度 渗透率和含油饱和度等参数的解释模型和计算模型 提高了解释精度 勘探和开发阶段测井资料的处理除应考虑岩性 沉积相带 注水后储层结构变化外 还应考虑断块的复杂性及断块之间的联系

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