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【摘 要】目前从国内、外高凝油油田开发实践来看，热采等技术比较成熟，能够有效解决油层原油流动性问题，但是，如在在生产老油田的海上平台上进行供电系统大的改造是相当大的复杂工程，而且由于平台面积小，大量的工程改造会带来其它安全隐患。在此情况下，提出了流入平衡控制方法的技术研究
【关键词】 稠油 薄层底水 流入平衡 ICD 稳油控水
中图分类号：TE345
西江30-2油田位于珠江口盆地惠州凹陷南部，油田平均水深约100m。油田共划分5个油组45个油藏，其中G0油组（即稠油层，下同）有6个油藏，分别为H0、H01、H00、H001、H000、H0001。其中底水油藏5个，边水油藏1个，油层厚度为5米左右，原油粘度为84.17mPa·s，地质储量大约为460万方，可以说到目前基本没有动用。此稠油层曾分别于2002年和2005年打两口井生产，累计产油6万方。
1 流入平衡控制方法研究
水平井作为油气田开发的一项先进技术，已应用于大多数类型的油气藏。然而水平井采用裸眼完井，或者是裸眼加独立筛管完井，不能保证整个裸眼段的最优化生产，暴露出的问题也日益突出，主要表现为沿水平段底水脊进不均匀、见水后油井产量下降快、找堵水作业困难等。在开发边底水油藏过程中，如何有效控制底水脊进是必须要解决的问题。
流入平衡控制技术是通过改变水平井完井工艺技术，或通过使用各种水平井生产压差控制工具，调节高度非均质油藏和均质油藏的生产剖面，使水平井段各部分生产压差保持一致，控制水平井底水均匀推进，有效延缓底水的局部锥进时间，延长油井无水采油期，最终提高底水油藏整体开发经济效益。
1.1 国内外技术现状
目前，国内外对于水平井控水采油技术及工具进行了大量的研究主要包括：流入控制装置ICD、中心管采油技术、可渗透性膜控水装置、油可选择性流入控制系统、化学控水技术、双完井技术和智能完井系统等。
1）流入控制装置：流入控制装置的关键技术主要由Barker Hughes、Schlumberger、Weatherford和Halliburton四大石油公司主导。现在FloTech公司也在进行相关的研究开发。其原理是通过一定形状的节流装置产生附加压力降，来调节流体流入水平井井筒的流入剖面。常见的结构有：流道式、喷嘴式、喷管式。前者主要通过流道表面产生的摩阻压降达到限压节流的作用，对于流体粘度依赖性较大；后二者主要通过喷嘴或者喷管的节流作用，达到平衡压降的作用，与粘度关系不大。
2）底水油藏变密度射孔技术：在射孔器材上采用变孔密射孔设计方案，人为控制生产压差，使水平段从远井地带到近井地带均匀流入，减缓底水的上升速度。该技术在大港油田的水平井中现场应用20余井次，见水时间都得到了不同程度的减缓，取得了显著的效果，为底水油藏水平井控制底水上升提供了宝贵的经验。该技术主要适用于射孔完井的目标井。
3）分段采油工艺：采用分段射孔的完井方案，设计了两种水平井分段采油工艺管柱，一种是以SPY441型丢手封隔器为主的卡水工艺管柱，能可靠地封堵下部水层，重新射开上部油层后又可正常生产，另一种是以皮碗式封隔器为主的封上采下生产管柱，有效地封堵了高压水层。该工艺适用于水平井段较长的目标井。
4）中心管采油技术：水平井产液剖面预测是底水油层中心管控水设计的基础，产液剖面预测越准确，中心管采油技术实施后的效果越明显。
技术工艺特点：a）工艺简单，投资少，可操作性强；b）结合机械堵水、化学堵水技术，为水平井堵水技术提出了新的发展方向。
使用时机：a）投产初期，应用中心管完井技术，能够延缓底水突破时间，减缓含水上升速度，增加无水采油期采油量；b）中高含水期，平衡生产压差，抑制底水锥进速度，提高储量动用程度，改善水平井开发效果。
应用情况：国内陆地和海上油田成功实施多井次，总体效果较为明显。
针对西江30-2油田的油藏物性、流体性质并结合各工艺适用条件，进一步评价ICD控水技术。
1.2 ICD控水技术
目前ICD控水技术在国外已经成功应用数百口井，而国内对该项技术的研究还处于起步阶段。在此背景下，研究ICD在底水油藏水平井的控水效果及其影响因素，对延长水平井无水采油期、控制底水均匀驱替和高效开发底水油藏有着重要意义。ICD（Inflow Control Device）技术随着配套工艺的逐步完善，该技术有着显著的效果。斯伦贝谢已在中东、北非、北海、西伯利亚和亚洲应用ICD控水完井技术，安装数量在150套以上，总安装长度超过了7万米。此外，哈里伯顿、贝克休斯均研发出了ICD控水装置。
1.3 模型建立
以西江30-2油田G0组H0为目标层位，布置一口水平井，比较采用ICD技术完井相比普通完井方式的不同开发效果。建立1km×0.8 km模型，模拟计算ICD技术开发效果。
1.3.1 模型参数
28x11x30，均值模型，水平段局部加密（64800），水平井眼段布置于深度1582米位置，油藏顶深1580.4m，油水界面位置1587m。孔隙度= 0.2， 横向渗透率 = 1000 md，纵向渗透率= 100 md，地层条件下原油粘度= 84cp @BHT，GOC （油气界面）= No GOC defined，OWC（油水界面） = -1590 m TVDSS，OWC压力= 152 bar，OWC温度= 76degC。
1.3.3 ICD装置优选
基于节流嘴式的ICD技术是不受流体粘度影响的（影响非常小，可忽略不计），所以使用斯伦贝谢ICD技术，当水锥最终出现时，它可以减小生产压降，从而减小水产量，并且对于稠油生产有较大优势。而基于螺旋槽设计的ICD，由于受流体粘度影响很大，所以当水锥最终出现时，生产压降会因为水的粘度的减小而增大，从而会加大水产量，而且对于稠油，由于螺旋槽容易形成堵塞现象，所以最终会极大影响产油量。
西江30-2油田G0油组粘度达到2.63）84.17mPa·s，属于普通稠油I-1，因此优选节流嘴式的ICD装置。
1.3.4模拟计算结果
通过模拟计算结果看出，ICD技术可有效控制薄层底水油藏的局部底水锥进，延缓见水时间，降低累计产水量。通过使用ICD完井合理优化控水，与常规完井方式算例相比，能够实现延缓见水时约100天，在生产700天条件下，ICD完井工况下累产油为5.4×104m3，常规完井工况下累产油为4.4×104m3，增油幅度1×104m3。因此，对于油层较厚的油田，ICD技术可较好的改善开采效果。
2 结论
1）通过对比分析，优选ICD技术完井方式可有效控制油水界面均衡推进，延缓含水上升速度，最终达到提高油藏采收率的目的。通过模拟计算结果看出，ICD技术可有效控制薄层底水油藏的局部底水锥进，延缓见水时间约100天，降低含水率15%左右，在生產700天条件下，累产油增加约1.2×104m3。
2）通过参数敏感性分析可知，对于油层较厚的油田，ICD技术可较好的改善开采效果；对于渗透率非均质油层，ICD技术依然可一定程度上改善开采效果。
3）为保证ICD技术现场实施效果，建议获取更为准确详细油藏结构、流体物性参数，以及钻井、测井和生产测试等相关数
【关键词】 稠油 薄层底水 流入平衡 ICD 稳油控水
中图分类号：TE345
西江30-2油田位于珠江口盆地惠州凹陷南部，油田平均水深约100m。油田共划分5个油组45个油藏，其中G0油组（即稠油层，下同）有6个油藏，分别为H0、H01、H00、H001、H000、H0001。其中底水油藏5个，边水油藏1个，油层厚度为5米左右，原油粘度为84.17mPa·s，地质储量大约为460万方，可以说到目前基本没有动用。此稠油层曾分别于2002年和2005年打两口井生产，累计产油6万方。
1 流入平衡控制方法研究
水平井作为油气田开发的一项先进技术，已应用于大多数类型的油气藏。然而水平井采用裸眼完井，或者是裸眼加独立筛管完井，不能保证整个裸眼段的最优化生产，暴露出的问题也日益突出，主要表现为沿水平段底水脊进不均匀、见水后油井产量下降快、找堵水作业困难等。在开发边底水油藏过程中，如何有效控制底水脊进是必须要解决的问题。
流入平衡控制技术是通过改变水平井完井工艺技术，或通过使用各种水平井生产压差控制工具，调节高度非均质油藏和均质油藏的生产剖面，使水平井段各部分生产压差保持一致，控制水平井底水均匀推进，有效延缓底水的局部锥进时间，延长油井无水采油期，最终提高底水油藏整体开发经济效益。
1.1 国内外技术现状
目前，国内外对于水平井控水采油技术及工具进行了大量的研究主要包括：流入控制装置ICD、中心管采油技术、可渗透性膜控水装置、油可选择性流入控制系统、化学控水技术、双完井技术和智能完井系统等。
1）流入控制装置：流入控制装置的关键技术主要由Barker Hughes、Schlumberger、Weatherford和Halliburton四大石油公司主导。现在FloTech公司也在进行相关的研究开发。其原理是通过一定形状的节流装置产生附加压力降，来调节流体流入水平井井筒的流入剖面。常见的结构有：流道式、喷嘴式、喷管式。前者主要通过流道表面产生的摩阻压降达到限压节流的作用，对于流体粘度依赖性较大；后二者主要通过喷嘴或者喷管的节流作用，达到平衡压降的作用，与粘度关系不大。
2）底水油藏变密度射孔技术：在射孔器材上采用变孔密射孔设计方案，人为控制生产压差，使水平段从远井地带到近井地带均匀流入，减缓底水的上升速度。该技术在大港油田的水平井中现场应用20余井次，见水时间都得到了不同程度的减缓，取得了显著的效果，为底水油藏水平井控制底水上升提供了宝贵的经验。该技术主要适用于射孔完井的目标井。
3）分段采油工艺：采用分段射孔的完井方案，设计了两种水平井分段采油工艺管柱，一种是以SPY441型丢手封隔器为主的卡水工艺管柱，能可靠地封堵下部水层，重新射开上部油层后又可正常生产，另一种是以皮碗式封隔器为主的封上采下生产管柱，有效地封堵了高压水层。该工艺适用于水平井段较长的目标井。
4）中心管采油技术：水平井产液剖面预测是底水油层中心管控水设计的基础，产液剖面预测越准确，中心管采油技术实施后的效果越明显。
技术工艺特点：a）工艺简单，投资少，可操作性强；b）结合机械堵水、化学堵水技术，为水平井堵水技术提出了新的发展方向。
使用时机：a）投产初期，应用中心管完井技术，能够延缓底水突破时间，减缓含水上升速度，增加无水采油期采油量；b）中高含水期，平衡生产压差，抑制底水锥进速度，提高储量动用程度，改善水平井开发效果。
应用情况：国内陆地和海上油田成功实施多井次，总体效果较为明显。
针对西江30-2油田的油藏物性、流体性质并结合各工艺适用条件，进一步评价ICD控水技术。
1.2 ICD控水技术
目前ICD控水技术在国外已经成功应用数百口井，而国内对该项技术的研究还处于起步阶段。在此背景下，研究ICD在底水油藏水平井的控水效果及其影响因素，对延长水平井无水采油期、控制底水均匀驱替和高效开发底水油藏有着重要意义。ICD（Inflow Control Device）技术随着配套工艺的逐步完善，该技术有着显著的效果。斯伦贝谢已在中东、北非、北海、西伯利亚和亚洲应用ICD控水完井技术，安装数量在150套以上，总安装长度超过了7万米。此外，哈里伯顿、贝克休斯均研发出了ICD控水装置。
1.3 模型建立
以西江30-2油田G0组H0为目标层位，布置一口水平井，比较采用ICD技术完井相比普通完井方式的不同开发效果。建立1km×0.8 km模型，模拟计算ICD技术开发效果。
1.3.1 模型参数
28x11x30，均值模型，水平段局部加密（64800），水平井眼段布置于深度1582米位置，油藏顶深1580.4m，油水界面位置1587m。孔隙度= 0.2， 横向渗透率 = 1000 md，纵向渗透率= 100 md，地层条件下原油粘度= 84cp @BHT，GOC （油气界面）= No GOC defined，OWC（油水界面） = -1590 m TVDSS，OWC压力= 152 bar，OWC温度= 76degC。
1.3.3 ICD装置优选
基于节流嘴式的ICD技术是不受流体粘度影响的（影响非常小，可忽略不计），所以使用斯伦贝谢ICD技术，当水锥最终出现时，它可以减小生产压降，从而减小水产量，并且对于稠油生产有较大优势。而基于螺旋槽设计的ICD，由于受流体粘度影响很大，所以当水锥最终出现时，生产压降会因为水的粘度的减小而增大，从而会加大水产量，而且对于稠油，由于螺旋槽容易形成堵塞现象，所以最终会极大影响产油量。
西江30-2油田G0油组粘度达到2.63）84.17mPa·s，属于普通稠油I-1，因此优选节流嘴式的ICD装置。
1.3.4模拟计算结果
通过模拟计算结果看出，ICD技术可有效控制薄层底水油藏的局部底水锥进，延缓见水时间，降低累计产水量。通过使用ICD完井合理优化控水，与常规完井方式算例相比，能够实现延缓见水时约100天，在生产700天条件下，ICD完井工况下累产油为5.4×104m3，常规完井工况下累产油为4.4×104m3，增油幅度1×104m3。因此，对于油层较厚的油田，ICD技术可较好的改善开采效果。
2 结论
1）通过对比分析，优选ICD技术完井方式可有效控制油水界面均衡推进，延缓含水上升速度，最终达到提高油藏采收率的目的。通过模拟计算结果看出，ICD技术可有效控制薄层底水油藏的局部底水锥进，延缓见水时间约100天，降低含水率15%左右，在生產700天条件下，累产油增加约1.2×104m3。
2）通过参数敏感性分析可知，对于油层较厚的油田，ICD技术可较好的改善开采效果；对于渗透率非均质油层，ICD技术依然可一定程度上改善开采效果。
3）为保证ICD技术现场实施效果，建议获取更为准确详细油藏结构、流体物性参数，以及钻井、测井和生产测试等相关数