□孙凯　邹春　张昌铎/　西南石油大学研究生部
　黄元华/　西南油气田分公司川东开发长寿采输作业部

　　Erha油田是位于距尼日利亚OML133海岸的深水油田，其北部区块具有多重胶结松散的砂岩，且被页岩分隔，由于油藏压缩、早期水突进，通过高速注水为油藏提供能量成为一个主要措施，同时从项目的经济性及保持储层压力方面来讲也尤为重要。本文介绍了一种新型注水井完井技术，并在Erha油田的两口井中成功应用了注水流量控制仪，应用效果表明：达到了预期目标，改善了注水效果，降低了作业成本且取得了较大的短期收益。

　　目前研究长期高速注水而不发生某种连续或周期性刺激的文献很少。即使地层胶结较好、渗透率较高，要达到满意的高速注水，同时不断生成裂缝也不容易。因此，某些注水井被设计成有压裂性且在裂缝开始形成时就能控制水的分配，Erha油田的开发中就安装了该注水系统，其充足的压力不但能压裂Erha油田的深部油层而且也能压裂浅部油层。尽管可以获得裂缝，但在多层系的井中控制裂缝是非常难的，裂缝经常在多套层系的顶部产生，不平衡的刺激将导致注水不一致，失控的裂缝也将导致顶部页岩被压裂而使水注到非目的层，导致产能下降、压实诱导产生压力减少和储层早期见水从而使井失败。Erha北部油田注水井完井的目标是减小这些风险并将井的成本降到最少。

完井设计

　　Erha北部油田需要4个注水设备对4个产层进行支持，为给油层压力提供支持，注水井钻在油藏底部。由于其地层天然胶结不好，需要进行控砂，对每种注水都考虑多种方法，包括压裂、独立屏蔽及堆叠完井等，尽管智能井系统有许多优点，但考虑成本、复杂性、时间和后勤人员等因素，都不适合安装可通过地面控制的井下流量控制仪。

　　由于相对较短的区间长度（约50m）和对最终采收率有限的影响，第一个注水井完井采用套管内压裂3个穿过油层的隔层。其非生产时间是16%，自2007年第1季度就开始注水，已达到或超过所有注射对象为基质注射压力的目标。第二个注水井需要有测量长距离间隔（约300m）的能力，但与第1口相同的是对最终采收率没影响，由于该井和3个油层之间页岩段的长度，采用裸眼独立屏蔽技术完井。安装期间造成7%的非生产时间，自2007年第2季开始注水，并已达到并超过所有注射对象为基质注射压力的目标。由于夹层长度、多层系、并要求注射的一致性，从完井角度来说第三和第四注水装备最具挑战性，需要考虑更多的设计因素。储层建模表明，由于层间差异和渗透性，这两个井将显著影响最终采收率，第三和第四注水装备区间长度分别为200m和320m，由于大型页岩隔层，在没有多重堆叠裂缝包完井情况下，成功进行裂缝包完井的概率非常小。此外，裂缝包对由于增加裂缝后在注水驱替导致近井压裂支撑剂进入地层产生的带装交叉流而导致的腐蚀损害很敏感，经验表明，在裸眼独立屏蔽完井中保持长期一致注水是很难的，需要一种注水办法来控制出砂及长期注水一致性，且需要有在短期设计并安装的能力，带流量控制仪的独立屏蔽及裸眼封隔器被选中在裸眼完井中应用，同时井下流量控制仪有必要达到注水一致性的要求。

流量控制仪器

　　控砂屏蔽结合整体流量控制仪很容易得到想要的流量分配，通常应用在长的水平井中来平衡注入量，这些屏蔽建立在有限的管子入口，被堵塞或具有高摩擦阻力，以限制流入或流出。Erha北部油田用的是特意为注水设计的应用井下阻流器形成类似一个绕丝筛管，如图1所示,阻流器的喷嘴与底管平行，位于筛布的底环，平行底管流动减少在注水过程中腐蚀的影响，高起的中轴线增加了中心管的环空，阻止了在高速注水作业时引起额外压降，中心管筛孔用封隔器封隔，这个屏蔽套在现场可以活动，用以满足对阻流器喷嘴结构的调节。

模型方法

　　应用近井模拟器确定不同地层的注水分配，鉴于高速注水装备对地层的堵塞，建立裂缝模型确定地层压裂对流动分配的影响，最后的注水装备设计在基质和裂缝注入状态以进行性能优化。在两个模型中输入压力分布、完井图表、岩石力学参数和渗透率资料，完成模型的第1步是在吸水最多的地层找到最大数量和型号的喷嘴，然后按比例对其他地层进行调节，在生产中一种附加的模拟器被用来评价从油层梯度到水层梯度对流量分配的影响，采用最多最大型号的喷嘴降低注入中堵塞的风险。

　　3号注水装备的目标是在24年间向4个目标砂层保持注水15 kbwpd。由于底部两个砂岩层合并成一个注水层，从上到下的注水分配分别是30%、10%、60%，从油藏渗透率剖面来看，第二个砂层最好，在用标准裸眼完井时将有可能吸收大部分水，由于长期裂缝的影响，大多数水将进入上部两层，而不会达到向底部注入60%的目标，图2对比了射孔安装注水装备和独立屏蔽在目的层的设计模型结果。

　　4号注水装备要求在24年间保持向4个目标砂岩层注入15 kbwpd，50%流量分配给上部两个砂岩地层，50%分配给下面两个地层，由于裂缝上部地层可能发生堵塞，流量控制仪被用来平衡在基质和裂缝注水中的流量，如图3所示油层压力梯度对流量分配有显著影响。

完井安装

　　模型在3号和4号注水装备安装之前完成，钻前完井图表指出完井硬件的安装位置，并提供流量控制仪喷嘴的基础参数，在测井后，得知各个井的实际情况，对真实屏蔽接头的喷嘴参数进行现场更改，在钻井和安装屏蔽期间进行短期检修，完井及喷嘴参数应尽可能与最后射孔装置设计保持一致。根据不可预料的间层厚度、渗透率变化或目的层数目的改变，对完井设计进行实时修改。尽管时间有限，在没有备用的情况下，在现场进行喷嘴参数的管理，离钻达最终井深安装3号注水装备还有46h，离安装4号还有75h，这期间测井信息被解释，模型被更新，完井设计已结束，为减少施工时间使得页岩在水基完井液中浸泡的时间减少，从而使井眼稳定，在钻井液及振动筛条件下下入屏蔽，选取碳酸根基钻井液，若必须在注水之前用酸可使之溶解，由于油管中安放了回压阀，不再用回流来清洁滤饼，为减少成本和风险，酸液被循环到裸眼段，使油湿的泥相变成水湿，然后溶解碳酸根颗粒。这口井的准备和计划是施工成功，3号和4号注水装备的总共非生产时间分别为1.4%和4.4%，这个地区套管控砂完井的平均非生产时间为23%；相对于裸眼注水装置完井节约30%的成本，另外，这种完井类型与两地层封隔控砂完井相比节约大约40%的成本。该井还提高了完井效果，达到了目标。

注水表现

　　在钻机移走之前和井与海底设施连接之前进行现场测试。3号注水装备的首次测试表明裂缝在低压泵速下取得7kbwpd的注水速度，表明表皮系数高、滤饼可能没有适当清洁、钻井液固相污染了地层，在第一段裸眼独立屏蔽注水装备中也观察到同样现象，但长时间与破坏液接触得到了清洁。由于裂缝同时通过注水速度增加压力，流量控制仪在井中起到作用，一旦裂缝形成，随着裂缝增长，压力增加，在3号注水装备中，压力随速度增加与流量控制仪喷嘴注水压力下降保持一致，上部地层易被压裂且吸水多，喷嘴的压降足以超过下面地层的破裂压力。由于是海底环境，生产测井不能确定流体进入层位，在将井与浮动生产连接，并卸掉注水管汇之后进行注水测试，3号注水装备在基质注入压力下达到了目标，可能在这段时间里破坏液更有效的溶解了滤饼。

　　4号注水装备的现场测试取得了在基质注入压力下15kbwpd的注水速度，但并没有产生裂缝，压力随着注入速度的增加而增加，测试中并不是所有地层起初都吸水，且仍然需要时间去清洁，由于上部地层的高注入速度，流量控制仪将产生额外压降，且在高压下使更多的水进入下部地层以平衡注入效果，在类似情况下独立屏蔽完井将导致在上部地层产生高注入速度而不进行分配注入，从相关的生产开始后，4号注水装备已不再向地层中注水。

　　Erha北部油田成功应用新型注水装备，在两口最具挑战性的井中应用整体流量控制仪，达到了预期目标，改善了注水效果，降低了作业成本，短期收益较大，但安装过程复杂，因此，在小型油田采用要进行论证。