CN112647889A - 自适应调流控水装置及其设计方法 - Google Patents
自适应调流控水装置及其设计方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112647889A CN112647889A CN201910968363.7A CN201910968363A CN112647889A CN 112647889 A CN112647889 A CN 112647889A CN 201910968363 A CN201910968363 A CN 201910968363A CN 112647889 A CN112647889 A CN 112647889A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- flow control
- control water
- adaptive flow
- self
- adaptive
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 227
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 238000013461 design Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims abstract description 86
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 18
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 10
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 28
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010012442 Dermatitis contact Diseases 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000008358 core component Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
一种自适应调流控水装置及其设计方法，其中，该装置包括：自适应调流控水筛管；油管管柱，其设置在自适应调流控水筛管内并沿自适应调流控水筛管的径向延伸；滑套，其用于作为调流控水完井用封隔介质的出口而将封隔介质挤注到自适应调流控水筛管中，继而通过自适应调流控水筛管流入出水地段的自适应调流控水筛管与井壁间的井筒环空；若干第一封隔器，其用于在需要进行封堵操作时将第一封隔器所对应的自适应调流控水筛管与油管管柱之间的区域坐封。本发明所提供的自适应调流控水装置及其设计方法能够有效实现稳油控水和化学封隔定点堵水，其具有管柱结构合理、设计方法有效、化学封隔体性能可靠的特点。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及一种自适应调流控水装置的设计方法及一种自适应调流控水装置。
背景技术
水平井具有泄油面积大、波及系数高等特点，已被广泛用于边、底水油藏的开发，并在许多油田取得了一定的应用效果。为了有效提高油田开发效果，我国自20世纪90年代开始针对水平井技术持续开展探索与实践，应用范围不断拓宽，应用规模逐步扩大，应用效果较为显著。
然而，由于水平井开采过程中存在沿井筒的压降并且受沿水平井筒地层物性变化等因素的影响，容易造成底水锥进，从而导致水平井筒大量出水，严重影响水平井的正常生产。因此，有效控制并治理底水锥进已成为水平井开发中的一项亟需解决的技术难题。
现阶段的研究及应用表明，采用水平井调流控水均衡产液剖面的方法是提高水平井产量、控制底水锥进的有效方法。从20世纪90年代开始，水平井调流控水技术被引入到油田完井中。该技术是利用膨胀封隔器对水平井进行分段完井，在每个调流控水筛管节点上安放流入控制装置，其作用是：增加附加压差，限制高渗段产量，均衡流入剖面，延缓锥进现象，最终提高油井总产量。
在化学封隔研究方面，20世纪90年代中期水平井管外环空化学封隔体技术的提出为割缝筛管水平井堵水技术提供了新的思路。1997年起，Dowell、Schlumberger等公司开始将该技术应用于尼日利亚、美国阿拉斯加、沙特阿拉伯等国家和地区的油田，证实了其工艺上的可行性。但从其研究水平、工业应用规模及实施效果看，割缝筛管水平井堵水技术的研究仍处于探索阶段，特别是化学封隔材料的开发仍不能满足工艺要求。
水平井管外环空化学封隔体(ACP)定位注入技术是借助连续油管和封隔器，在割缝筛管与井壁之间的环空放置能够形成化学封隔层的可固化液，形成不渗透的高强度段塞，达到隔离环空区域的目的，然后配合管内封隔器，实现堵剂的定向注入。
ACP技术可以克服堵剂笼统注入的局限及风险，提高施工效果，是目前国外研究应用的主体技术，但该技术在水平段环空填充的密实性、封隔强度和施工安全性等方面仍存在许多问题，制约ACP技术应用的瓶颈在于化学封隔体材料的研究。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供了一种自适应调流控水装置，所述装置包括：
自适应调流控水筛管；
油管管柱，其设置在所述自适应调流控水筛管内并沿所述自适应调流控水筛管的径向延伸；
滑套，其设置在所述油管管柱上，用于作为调流控水完井用封隔介质的出口而将所述封隔介质挤注到所述自适应调流控水筛管中，继而通过所述自适应调流控水筛管流入出水地段的所述自适应调流控水筛管与井壁间的井筒环空；
若干第一封隔器，其设置在所述自适应调流控水筛管与油管管柱之间并分布在所述滑套两侧，用于在需要进行封堵操作时将所述第一封隔器所对应的所述自适应调流控水筛管与油管管柱之间的区域坐封。
根据本发明的一个实施例，所述自适应调流控水筛管形成有割缝，以作为所述封隔介质的出口。
根据本发明的一个实施例，所述装置还包括：
若干第二封隔器，其设置在所述自适应调流控水筛管的外壁上，用于在所述自适应调流控水筛管的外壁与井壁间形成封堵区域。
根据本发明的一个实施例，所述封隔介质的体系配方包括：
热固性树脂含量15％、水泥含量40％，硅烷偶联剂含量0.06％、活化剂含量3％、缓凝剂含量0.3％、降滤失剂含量2％。
本发明还提供了一种自适应调流控水装置的设计方法，所述自适应调流控水装置为如权利要求1～4中任一项所述的装置，所述方法包括：
步骤一、根据获取到的钻井数据确定自适应调流控水装置中自适应调流控水筛管的筛管参数；
步骤二、根据所述钻井数据，以无水采油期、投产至预设含水率所需时间和累积产水量作为优化目标，对所述自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化，得到优化结构参数。
根据本发明的一个实施例，所述钻井数据包括井眼轨迹数据和/或井眼直径数据，所述筛管参数包括筛管总长度和/或筛管直径，在所述步骤一中，
根据所述井眼轨迹数据确定水平段下入自适应调流控水筛管的筛管总长度；并且/或者，
根据所述井眼直径数据确定所述自适应调流控水筛管的筛管直径。
根据本发明的一个实施例，所述钻井数据包括硫化氢含量及分压数据和二氧化碳含量及分压数据，所述筛管参数包括管柱材质和/或管柱扣型，在所述步骤一中，
根据所述硫化氢含量及分压数据和二氧化碳含量及分压数据，确定所述自适应调流控水筛管的管柱材质和/或管柱扣型。
根据本发明的一个实施例，所述钻井数据包括测井解释成果，所述筛管参数包括筛管根数，在所述步骤一中，
根据所述测井解释成果，确定调流控水单元划分数据，并根据所述调流控水单元划分数据确定各个调流控水单元内的自适应调流控水筛管的筛管根数。
根据本发明的一个实施例，所述预设结构参数包括强度、体积流量系数和粘度函数系数，在所述步骤二中，根据如下表达式对所述自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化：
其中，δp表示自适应调流控水装置的压降，aAICD表示自适应调流控水装置的强度，x表示体积流量系数，y表示粘度函数系数，q表示体积流量，μcal和μmix分别表示体积平均的流体粘度和校准的流体粘度，ρmix和ρcal分别表示体积平均的流体密度和校准的流体密度。
根据本发明的一个实施例，所述方法还包括：
步骤三、基于所述筛管参数和结构参数，利用多井段-油藏数值模拟模型进行多因素优化设计，根据动态预测结果和优化目标得到延长无水油期和控水效果最优的自适应调流控水装置参数。
本发明所提供的自适应调流控水装置及其设计方法能够有效实现稳油控水和化学封隔定点堵水，其具有管柱结构合理、设计方法有效、化学封隔体性能可靠的特点。
该自适应自适应调流控水装置及其设计方法能够有效指导水平井调流控水筛管完井优化设计及现场应用，能够为水平井自适应调流控水二次完井管柱设计与施工、调流控水完井设计与装置优化以及化学封隔体体系建立提供依据。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要的附图做简单的介绍：
图1是根据本发明一个实施例的自适应调流控水装置的结构示意图；
图2是根据本发明一个实施例的自适应调流控水装置的设计方法的实现流程示意图；
图3是根据本发明一个实施例的自适应调流控水完井条件下和常规射孔完井条件下的日产水量比较图；
图4是根据本发明一个实施例的自适应调流控水完井条件下和常规射孔完井条件下的累积产水量比较图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。
另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
ACP技术可以与自适应调流控水技术结合使用，在已经应用自适应调流控水完井的井筒中，注入化学封隔体来局部封隔高渗透储层，定点封堵地层出水。对于化学封隔与自适应调流控水相结合的二次完井管柱与其设计方法，目前还未见研究报道。
针对现有技术中所存在的上述问题，本发明提供了一种自适应调流控水装置以及一种自适应调流控水装置的设计方法，该自适应调流控水装置及其设计方法能够有效指导水平井调流控水优化设计及现场应用，能够为水平井自适应调流控水二次完井设计与装置优化，以及化学封隔体的体系建立提供提供依据。
图1示出了本实施例所提供的自适应调流控水装置的结构示意图。
如图1所示，本实施例所提供的自适应调流控水装置优选地包括：自适应调流控水筛管1、油管管柱2、滑套3以及若干第一封隔器4。其中，在使用过程中，自适应调流控水筛管1放置到井筒中，而油管管柱2则设置在自适应调流控水筛管1内并沿自适应调流控水筛管1的径向延伸。当然，为了方便下入油管管柱2，自适应调流控水筛管1的内径要大于油管管柱2的外径，从而使得油管管柱2的外壁与自适应调流控水筛管1的内壁之间存在一定空隙。
需要指出的是，在本发明的不同实施例中，自适应调流控水筛管1与油管管柱2的具体尺寸参数可以根据实际需要配置为不同的合理值，本发明并不对此进行具体限定。
滑套3设置在油管管柱2上。本实施例中，滑套3作为调流控水完井用封隔介质5的出口，这样在封堵过程中也就可以将油管管柱2中的封隔介质5挤注到自适应调流控水筛管1中，继而通过自适应调流控水筛管1流入出水层位的自适应调流控水筛管1与井壁8间的井筒环空。
具体地，本实施例中，自适应调流控水筛管1的管壁上形成有割缝，这些割缝可以作为封隔介质5的出口。需要指出的是，在本发明的不同实施例中，上述割缝的具体形状、具体尺寸以及具体数量可以根据实际需要配置为不同的合理值，本发明并不对此进行具体限定。
由于油管管柱2的外壁与自适应调流控水筛管1的内壁之间存在一定空隙，因此为了在封堵过程中避免封隔介质5通过油管管柱2的外壁与自适应调流控水筛管1的内壁之间的空隙在在自适应调流控水筛管1内流失，本实施例中，第一封隔器4优选地设置在自适应调流控水筛管1与油管管柱2之间并分布在滑套3两侧，其能够在需要进行封堵操作时将第一封隔器4所对应的自适应调流控水筛管1与油管管柱2之间的区域坐封。
例如，当滑套位置定位到需要封堵的地层出水段后，通过在井筒内打压，可以使得第一封隔器4坐封，这样第一封隔器4也就可以封隔住油管管柱2的外壁与自适应调流控水筛管1的内壁之间的环空，这样第一封隔器4所对应的区域也就为需要封堵的地层出水段区域。此时如果从油管诸如井深调流控水完井用封隔介质，那么这些封隔介质也就会从滑套3挤出，并进入第一封隔器4所形成的环空区域，继而通过自适应调流控水筛管1的割缝进入出水地层段的筛管与井壁间的井筒环空，从而实现定点堵水。
本实施例中，分布在滑套3两侧的第一封隔器4的数量优选地相等并且对称。当然，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，上述分布在滑套3两侧的第一封隔器4的数量还可以不相等，本发明并不对此进行具体限定。
同时，需要指出的是，在本发明的不同实施例中，上述第一封隔器4可以根据实际需要而采用不同的合理器件来实现，本发明同样并不对此进行具体限定。例如，在本发明的一个实施例中，上述第一封隔器4可以采用K344封隔器来实现。
本实施例中，上述封隔介质5优选地为深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质。其中，封隔介质5的体系配方优选地包括：热固性树脂含量15％、水泥含量40％，硅烷偶联剂含量0.06％、活化剂含量3％、缓凝剂含量0.3％、降滤失剂含量2％。这种封隔介介质具有很强的触变性，不会发生重力坍塌，并且耐温高达120℃，同时具有耐水敏、耐油敏的特性。
当然，在本发明的其他实施例中，上述封隔介质5的体系配方还可以根据实际需要配置为能够实现相同或是相近效果的其他合理参数，本发明并不对此进行具体限定。
本实施例中，如图1所示，该自适应调流控水装置优选地还包括双极浮鞋6。其中，双极浮鞋6设置在油管管柱2的端部。这样油管内的封隔介质也就不会由油管管柱2的端部流失。
该自适应调流控水装置优选地还包括若干第二封隔器7。其中，这些第二封隔器7设置在自适应调流控水筛管1的外壁上，其能够根据实际需要在自适应调流控水筛管1的外壁与井壁8间形成封堵区域。具体地，本实施例中，上述第二封隔器7优选地为遇油膨胀封隔器。
需要指出的是，在本发明的不同实施例中，自适应调流控水装置所包含的第二封隔器7的数量以及各个第二封隔器7之间的间隔距离可以根据实际需要配置为不同的合理值，本发明并不对此进行具体限定。
以上述自适应调流控水装置的工作过程为例进行说明，首先将自适应调流控水筛管1内下入小尺寸的油管，并将滑套3定位到需要进行封堵的地层出水段。随后，在井筒内打压，这样也就会使得所包含的第一封隔器4坐封，这些第一封隔器4也就会封隔住油管管柱2与自适应调流控水筛管1之间的环空，第一封隔器之间的区域即为需要封堵的地层出水段区域。
然后，从油管管柱2中注入新型深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质5，新型深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质5将会从滑套3挤出，进入第一封隔器4所形成的环空区域，并通过自适应调流控水筛管1的割缝进入出水地层段的筛管1与井壁间的井筒环空，从而实现定点堵水。
而如果有多个地层出水段需要封堵，那么则可以在封堵完上一个地层出水段后在井筒内卸压，这样也就可以使得第一封隔器解封。随后移动油管管柱，并将滑套3的位置定位到下一个需要封堵的地层出水段。然后在井筒内打压来使得第一封隔器4重新坐封，此时第一封隔器4所形成的区域即为下一个需要封堵的地层出水段区域。
从油管管柱2中注入新型深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质5，新型深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质5同样会从滑套3挤出，进入第一封隔器4所形成的环空区域，并通过自适应调流控水筛管1的割缝进入出水地层段的筛管1与井壁8间的井筒环空，从而实现对多个地层出水段的定点堵水。
作为自适应调流控水筛管完井中的核心部件，自适应调流控水装置的性能将会直接影响地层封堵的效果，因此本发明还提供了一种自适应调流控水装置的设计方法。其中，图2示出了本实施例所提供的自适应调流控水装置的设计方法的实现流程示意图。
如图2所示，本实施例中该，该方法优选地首先会在步骤S201中根据获取到的钻井数据来确定自适应调流控水装置中自适应调流控水筛管的筛管参数。
本实施例中，该方法在步骤S201中所获取到的钻井数据优选地包括：井眼轨迹数据、井眼直径数据、硫化氢含量及分压数据、二氧化碳含量及分压数据以及测井解释成果(例如渗透率解释成果、油气水层解释成果、井径解释成果等)。该方法所确定出的筛管参数优选地包括：筛管总长度、筛管直径、管柱材质、管柱扣型以及筛管根数。
具体地，本实施例中，该方法在步骤S201中优选地根据井眼轨迹数据确定水平段下入自适应调流控水筛管的筛管总长度，还会根据井眼直径数据确定所述自适应调流控水筛管的筛管直径。
同时，该方法在步骤S201中优选地根据硫化氢含量及分压数据和二氧化碳含量及分压数据，来确定自适应调流控水筛管的管柱材质和管柱扣型。
而根据测井解释成果，该方法在步骤S201中首先可以确定出调流控水单元划分数据，随后根据调流控水单元划分数据可以确定出各个调流控水单元内的自适应调流控水筛管的筛管根数。
需要指出的是，在本发明的不同实施例中，该方法在步骤S201中所确定出的自适应调流控水筛管的筛管参数可以根据实际需要仅包含以上所列项中的某一项或某几项，而与之对应地，该方法获取到的钻井数据也就可以仅包含确定上述筛管参数所需要的必要的数据。
如图2所示，本实施例中，该方法优选地会在步骤S202中根据钻井数据，以无水采油期、投产至预设含水率所需时间和累积产水量作为优化目标，来对自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化，从而得到优化结构参数。
本实施例中，优选地可以以无水采油期、投产至含水率50％所需时间和累计产水量作为优化目标，对自适应调流控水装置的结构参数进行优化设计。其中，所优化设计的结构参数包括：强度、体积流量系数和粘度函数系数。
例如，该方法优选地可以根据如下表达式对自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化：
其中，δp表示自适应调流控水装置的压降，aAICD表示自适应调流控水装置的强度，x表示体积流量系数，y表示粘度函数系数，q表示体积流量，μcal和μmix分别表示体积平均的流体粘度和校准的流体粘度，ρmix和ρcal分别表示体积平均的流体密度和校准的流体密度。
当然，在本发明的其他实施例中，该方法还可以采用其他合理方式来对自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化，从而得到优化结构参数，而上述预设结构参数还可以包含其他未列出的合理参数，本发明并不对此进行具体限定。
如图2所示，本实施例中，根据实际需要，该方法还可以在步骤S203中利用多段井-油藏数值模拟方法开展多因素优化设计，并在步骤S204中根据动态预测结果和优化目标得到延长无水采油期和控水效果最优的自适应调流控水装置参数。
例如，本实施例中，在油藏数值模拟中，油水两相渗流时的微分方程可以表示为：
其中，
表示哈密顿算符，K表示地层绝对渗透率，Kro和Krw分别表示油相和水相的相对渗透率(无因次)，ρo和ρw分别表示油相密度和水相密度，μo和μw分别表示油相粘度和水相粘度，Po和Pw分别表示油相压力和水相压力，qo和qw分别表示油相单位体积采出速度和水相单位体积采出速度，φ表示地层孔隙度(无因次)，So和Sw分别表示油相饱和度和水相饱和度(无因次)，t表示时间。
而在多段井模型中，油水两相的质量守恒方程和压降方程可以表示为：
Pn-Pn-1＝δPz+δPa+δPf (6)
其中，δVon和δVwn分别表示时间步长δt内多段井第n段的油相体积变量和水相体积变化量，Qoi和Qwi分别表示通过入口节点i流入多段井第n段的油相流量和水相流量，Qon和Qwn分别表示通过出口节点流出多段井第n段的油相流量和水相流量，qoj和qwj分别表示从与多段井第n段连接的地层网格j流入第n段的油相流量和水相流量(例如可以由IPR曲线确定)，Pn表示多段井第n段的压力，Pn-1表示更靠近井口的第n-1段段压力，δPz、δPa和δPf分别表示多段井第n段的位差压降、加速度压降和摩擦压降。
本发明所提供的自适应调流控水装置及其设计方法能够有效实现稳油控水和化学封隔定点堵水，其具有管柱结构合理、设计方法有效、化学封隔体性能可靠的特点。
该自适应自适应调流控水装置及其设计方法能够有效指导水平井调流控水筛管完井优化设计及现场应用，能够为水平井自适应调流控水二次完井管柱设计与施工、调流控水完井设计与装置优化以及化学封隔体体系建立提供依据。
利用上述自适应自适应调流控水装置，通过合理设计自适应调流控水筛管的数目和封隔器安放位置，在多口生产井中应用自适应调流控水完井，能够有效实现稳油控水。现场应用11井次，同比延长低含水采油期380天以上，部分井至今仍低含水自喷生产，累计增油超过50160吨。
如图3示出了自适应调流控水完井条件下和常规射孔完井条件下的日产水量比较图。与常规射孔完井相比，应用本发明所提供的自适应自适应调流控水装置的自适应调流控水完井可延长低含水采气期约220天。
通过自适应调流控水装置的优化设计，能够有效优化自适应调流控水装置的结构参数。开展现场2井次的优化设计，与常规射孔完井相比，延长低含水采油期200天以上，降低了日产水量，最终累积产水量降低幅度超过40％。
图4示出了自适应调流控水完井条件下和常规射孔完井条件下的累积产水量比较图。与常规射孔完井相比，至预测末期(预测15年)，含水率未达到50％，而应用本发明所提供的自适应自适应调流控水装置的自适应调流控水完井条件下的累积产水量降低约43％。
而在试验模拟条件下，在30℃至120℃的40min升温过程中，本发明所提供的新型深井调流控水完井用耐高温化学封隔介质的粘度保持150mPa·s至250mPa·s之间，粘度满足施工中泵送条件，可以达到施工要求。当化学封隔介质流经自适应调流控水筛管割缝时，化学封隔介质受到强烈剪切，粘度保持在100mPa·s至120mPa·s之间，与泵送过程相比，粘度下降，体现了剪切稀释性和触变性。当化学封隔体受到自适应调流控水筛管割缝的高速剪切，进入筛管和地层之间的井筒环空时，在10s-1的剪切速率下，化学封隔体的粘度迅速提升至3000mPa·s以上，具有很强的触变性，不会发生重力塌陷。
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构或处理步骤，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。
Claims (10)
1.一种自适应调流控水装置，其特征在于，所述装置包括：
自适应调流控水筛管；
油管管柱，其设置在所述自适应调流控水筛管内并沿所述自适应调流控水筛管的径向延伸；
滑套，其设置在所述油管管柱上，用于作为调流控水完井用封隔介质的出口而将所述封隔介质挤注到所述自适应调流控水筛管中，继而通过所述自适应调流控水筛管流入出水地段的所述自适应调流控水筛管与井壁间的井筒环空；
若干第一封隔器，其设置在所述自适应调流控水筛管与油管管柱之间并分布在所述滑套两侧，用于在需要进行封堵操作时将所述第一封隔器所对应的所述自适应调流控水筛管与油管管柱之间的区域坐封。
2.如权利要求1所述的装置，其特征在于，所述自适应调流控水筛管形成有割缝，以作为所述封隔介质的出口。
3.如权利要求1或2所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：
若干第二封隔器，其设置在所述自适应调流控水筛管的外壁上，用于在所述自适应调流控水筛管的外壁与井壁间形成封堵区域。
4.如权利要求1～3中任一项所述的装置，其特征在于，所述封隔介质的体系配方包括：
热固性树脂含量15％、水泥含量40％，硅烷偶联剂含量0.06％、活化剂含量3％、缓凝剂含量0.3％、降滤失剂含量2％。
5.一种自适应调流控水装置的设计方法，其特征在于，所述自适应调流控水装置为如权利要求1～4中任一项所述的装置，所述方法包括：
步骤一、根据获取到的钻井数据确定自适应调流控水装置中自适应调流控水筛管的筛管参数；
步骤二、根据所述钻井数据，以无水采油期、投产至预设含水率所需时间和累积产水量作为优化目标，对所述自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化，得到优化结构参数。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述钻井数据包括井眼轨迹数据和/或井眼直径数据，所述筛管参数包括筛管总长度和/或筛管直径，在所述步骤一中，
根据所述井眼轨迹数据确定水平段下入自适应调流控水筛管的筛管总长度；并且/或者，
根据所述井眼直径数据确定所述自适应调流控水筛管的筛管直径。
7.如权利要求5或6所述的方法，其特征在于，所述钻井数据包括硫化氢含量及分压数据和二氧化碳含量及分压数据，所述筛管参数包括管柱材质和/或管柱扣型，在所述步骤一中，
根据所述硫化氢含量及分压数据和二氧化碳含量及分压数据，确定所述自适应调流控水筛管的管柱材质和/或管柱扣型。
8.如权利要求5～7中任一项所述的方法，其特征在于，所述钻井数据包括测井解释成果，所述筛管参数包括筛管根数，在所述步骤一中，
根据所述测井解释成果，确定调流控水单元划分数据，并根据所述调流控水单元划分数据确定各个调流控水单元内的自适应调流控水筛管的筛管根数。
9.如权利要求5～8中任一项所述的方法，其特征在于，所述预设结构参数包括强度、体积流量系数和粘度函数系数，在所述步骤二中，根据如下表达式对所述自适应调流控水装置的预设结构参数进行优化：
其中，δp表示自适应调流控水装置的压降，aAICD表示自适应调流控水装置的强度，x表示体积流量系数，y表示粘度函数系数，q表示体积流量，μcal和μmix分别表示体积平均的流体粘度和校准的流体粘度，ρmix和ρcal分别表示体积平均的流体密度和校准的流体密度。
10.如权利要求5～9中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
步骤三、基于所述筛管参数和结构参数，利用多井段-油藏数值模拟模型进行多因素优化设计，根据动态预测结果和优化目标得到延长无水油期和控水效果最优的自适应调流控水装置参数。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910968363.7A CN112647889B (zh) | 2019-10-12 | 2019-10-12 | 自适应调流控水装置及其设计方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910968363.7A CN112647889B (zh) | 2019-10-12 | 2019-10-12 | 自适应调流控水装置及其设计方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112647889A true CN112647889A (zh) | 2021-04-13 |
| CN112647889B CN112647889B (zh) | 2022-11-25 |
Family
ID=75343771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910968363.7A Active CN112647889B (zh) | 2019-10-12 | 2019-10-12 | 自适应调流控水装置及其设计方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112647889B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN203808945U (zh) * | 2014-04-18 | 2014-09-03 | 中国海洋石油总公司 | 裸眼筛管完井水平井根部堵水控水工艺管柱 |
| CN204283379U (zh) * | 2014-12-08 | 2015-04-22 | 众通（北京）能源技术有限公司 | 筛管完成油井智能控水管柱 |
| CN106401540A (zh) * | 2015-07-21 | 2017-02-15 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 一种分段稳油控水方法和装置 |
| CN107269245A (zh) * | 2017-05-24 | 2017-10-20 | 中国海洋石油总公司 | 一种用于分层注水/采油的防砂段小层再封隔的方法 |
| CN206917640U (zh) * | 2017-05-12 | 2018-01-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 海上油田水平井自动控水稳油系统 |
| CN108756831A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-11-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种自适应型水平井控水完井结构 |
| CN109138937A (zh) * | 2017-06-28 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于原筛管完井的二次分层控水完井方法 |
-
2019
- 2019-10-12 CN CN201910968363.7A patent/CN112647889B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN203808945U (zh) * | 2014-04-18 | 2014-09-03 | 中国海洋石油总公司 | 裸眼筛管完井水平井根部堵水控水工艺管柱 |
| CN204283379U (zh) * | 2014-12-08 | 2015-04-22 | 众通（北京）能源技术有限公司 | 筛管完成油井智能控水管柱 |
| CN106401540A (zh) * | 2015-07-21 | 2017-02-15 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 一种分段稳油控水方法和装置 |
| CN206917640U (zh) * | 2017-05-12 | 2018-01-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 海上油田水平井自动控水稳油系统 |
| CN107269245A (zh) * | 2017-05-24 | 2017-10-20 | 中国海洋石油总公司 | 一种用于分层注水/采油的防砂段小层再封隔的方法 |
| CN109138937A (zh) * | 2017-06-28 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于原筛管完井的二次分层控水完井方法 |
| CN108756831A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-11-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种自适应型水平井控水完井结构 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 强晓光 等: "《调流控水筛管在冀东油田水平井的应用研究》", 《石油矿场机械》 * |
| 赵旭 等: "《水平井砾石充填调流控水筛管完井技术》", 《石油钻探技术》 * |
| 赵旭 等: "《水平井调流控水筛管完井设计方法研究》", 《石油钻采工艺》 * |
| 赵旭: "《水平井自适应控水与砾石充填复合工艺试验》", 《西南石油大学学报（自然科学版）》 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112647889B (zh) | 2022-11-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2551715C2 (ru) | Устройство для направления флюида с узлом переключения потока в зависимости от давления | |
| EP1565644B1 (en) | Well treating process | |
| US9797226B2 (en) | Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths | |
| US8967297B2 (en) | Well construction using small laterals | |
| CN102159790A (zh) | 使用水敏介质的流入控制装置 | |
| CN108060915B (zh) | 可提高降水增油能力的完井结构 | |
| CN110173230A (zh) | 防止泥岩层泥产出或窜流的人工井壁、形成方法及完井结构 | |
| US20170370153A1 (en) | Piston assembly to reduce annular pressure buildup | |
| US20060108115A1 (en) | System and method for fracturing and gravel packing a wellbore | |
| RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
| Shirman et al. | More oil with less water using downhole water sink technology: A feasibility study | |
| CN112647889B (zh) | 自适应调流控水装置及其设计方法 | |
| AU2011357689B2 (en) | Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation | |
| RU2533465C1 (ru) | Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения | |
| CN110630213B (zh) | 一种存在地层侵入体的超深窄间隙尾管固井方法 | |
| WO2018226114A1 (ru) | Заколонный пакер (варианты) | |
| Delia et al. | Field tests of a new generation of flow control unit able to prevent the gas breakthrough in oil wells | |
| CN109138937A (zh) | 用于原筛管完井的二次分层控水完井方法 | |
| RU2653156C1 (ru) | Заколонный пакер (варианты) | |
| RU2544207C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами | |
| CN103867181A (zh) | 内分段式控流过滤器 | |
| Wang et al. | Production Technology of Daqing Oil-Field During its High Water-Cut Stage | |
| RU2599995C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами | |
| SU1134700A1 (ru) | Способ цементировани скважин | |
| Poushev | Enhanced Oil Recovery Techniques in Development of Bottom Water-drive Reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |