应用智能完井技术优化北海老油田的水驱过程：实例研究

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中外科技 1报 开

售应用智能完井技术优化北海老油田的水驱过程：实例研究摘要：本文描述了在北海老油田应用智能井技术 (W )的建议和油藏 IT

动态模拟，以便量化用这一技术二次开发该油田的效益。本文检验了把IT W应用于多口采油和注入井以便加速开采、减少井数、延长稳产期和减少各种修井作业的效果。

该油田位于北海，其特性与Be t rn油田相似。大部分油气储集在4个层中。该油田是一个老油田，有1多年的水驱采油数据。 0本文讨论了与确定 IT W在该油田最佳应用和定量评价从这种应用中获得的潜在效益 (与常规完井系统相比 )有关的问题。这些问题包括，评价

在控制水突破的同时应用 IT W提高采油量的能力和在减小对储量影响的同 时应用IT W从多砂岩层合采油气的能力。本项研究的重点是安装建议的智能井系统前后可能出现的问题。这包括与以下几个方面有关的一些挑战和问题，即与现有设备成为一体、井安

装、人员配备、系统可靠性等等。本文还讨论了安装智能完井系统后井的 控制和有关估计预测的采用IT W获得的效益的实际准则。 本文综述了在海上老油田应用 IT W的情况。通过进行本项研究估计，在油田开采期限内，可能提高的采收率为SO I的04%~61。 T IP .8 .%一

、

弓 I

言

有几位作者阐述了在油田开发中采用IT W的情况。Oek h r brice等人介 r绍了对不同应用的评述以及智能井和多侧井系统的结合。这些作者主要介绍了所选择应用的效益和缺点以及可能的解决办法。 ra等人描述了该技 Bnk术在K lySye油田SCO单元C: O项目中的应用。根据从这些项目 e -ndr l AR C O ER

中得到的最初结果，作者表明，在保持经济采油量的同时大幅度降低了c: O采出量。Hu e等人讨论了在G lfk o t tafod agn u a sSuhSr tjr油田3 1口水下水

平井中把智能井系统和多侧向井技术相结合的应用。通过采用该技术估计储量增加到了54 1 .× 0标准立方米。采用该技术的主要吸弓力是提供了控制 l 多侧向井不同分枝井段贡献的所需灵活性。在马来西亚海上卫星油田，

Bge oar等人描述了用于实时流动估算和远程控制的气举优化与智能井系 t

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统的结合。这一

应用使采油量提高约1% O,储量增加2。%本文的主要目的是确定 IT W在该油田的最佳应用并且量化从这种应用

中获得的潜在效益 (当与常规完井系统比较时 )。常规完井系统是在不进行控制情况下的合采。该研究评价了在控制水突破的同时应用IT W提高采油

量的能力和在减小对储量影响的同时应用IT W从多砂岩层合采油气的能力。 用相同的基本油藏模拟模型比较了这些情况的技术动态。考虑到使用多位井下流动控制阀来确定该油田所需的合适功能。还将把该研究结果作为把

IT W作为进行二次开发油田的基础。该油田位于北海，有1多年的开采历史 O数据。该油田最初是采用传统的封堵和射孔方式进行开发的。在本文中介绍的情况是以油藏模拟模型为基础的，该模型使用了评价智能井系统可行性的数值驱动概念。采用这一概念的目的是为了建立处理

特殊解 (而不是一般解 )的模型。所考虑的驱动程序是加速开采、减少井数、延长稳产期和减少各种修井作业驱动程序。对于这些驱动程序的每一个程序来说，建立了特殊油藏模型，以便满足智能井系统能够提供适用解的需要。与常规情况比较，对于智能井的情况来说，油藏模拟的重点是改善油藏动态。 二、实例研究和模型描述

模拟模型在X和z、Y方向共包括5×10 9 5 0×1个网格单元。用根据室内 数据制成并且用历史开采数据证实的黑油PT V表描述了油藏流体系统。在图

1中给出了油藏构造剖面图，而在图2中示出了三维饱和度图 (油是红色，水是蓝 . )。

图1示出了油藏渗透层的剖面图

对基本情况和智能井情况中的采油井进行了限制：最大采液量为60 00标准立方米/日，最小井底压力为4巴。对注水井的最大井底压力也进行了 O限制。在智能井上安装了外径512 /英寸5个位置的层段控制阀，其最大内

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径为46 .英寸。常规井是用外径712 /英寸套管完井的，套管内径为59英 .5寸。口采油井在达到高产水量关井前，每允许其以9% 5的最高含水进行采油。 在水油接触深度为29米和26米参考深度处的油藏压力为3巴的情况 45 49 8 0下，对油藏模型进行了初始化。

图2油藏构造的三维饱和厦图

通过油藏数值模拟评价了地下不确定性对开发方案的影响。所以，把智能井的功能弓入油藏模拟器，改进了分析结果，

帮助选择了合适的智能 I

井系统，并且加速了解的优化。在用与参考文献中描述的相似方法建立的模型中表示出了智能井。智能井系统的必不可少的组成是井下层段控制阀

(C )。当需要提高产量时，iv, IV c￣够单独控制每个层。在模拟器中，放置在油藏适当深度的节流器表示IY C。通过节流器的压降依赖于流体组成、 流量和节流器位置，并且用经验数据或数学相互关系可以表征这一压降。 Knpznk和Aa i出了表征 IY oocy si jy给 C的节点分析技术。可用这一方法设置

适于特殊应用的井下节流器。 IY C控制函数定义了改变智能井系统井下控制阀设定的模拟器的能力，智能井系统改善所观测的油藏动态。本项研究采用了与优化程序结合的自 动函数。当模拟在进行并且适当限制或打开层段以便优化井的总产量时， 该程序检查单个层的动态。当任何层段含水达到5时，开始进行控制。本%项研究还把井规模的局部动态优化与油田规模的全局优化程序相结合，这

保证能够满足油田产量限制条件。根据确定的油田限制条件运行该全局程序，根据分配原则控制连通井的产量。对于本项研究来说，采用了根据其

生产含水按顺序关井的原则。这意味着，就全局规模来说，首先关闭含水较高的井。

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在本项研究中评价了5个位置的流动控制阀系统。把每个智能井定义为 具有独立分支井段的多侧向井，每个独立分支井段开采其各自目的层。采用这一定义能够独立控制每个贡献层。

三、数值驱动模拟运算结果的讨论

这一章节描述了常规完井和智能完井情况的每次数值驱动模拟运算的 结果。图3示出了，出现水突破后，与常规完井系统相比，采用IT W获得的增油量。把每种情况的讨论分成了油田动态和所选择的有代表性智能井动态。

图3与常规完井系统相比，采用 I T得的增油量 W获

1加速开采方案

这一方案评价了IT W加速开采的能力。常规井情况包括7口采油井和3 口注水井。智能井选项评价了从4个主要油层采油的5口采油井。智能井选项包括含有4个层的3口采油井和含有2个层的2口采油井。把油田的最大采油 能力限定为2 0×14标准立方米/日。这保证了，在矿场设施的最低限制条件

下，井能够尽可能多地产油。以下章节描述了常规井和智能井系统的油田 动态和在采用IT W情况下的每口井。在常

规CL井和CM井情况下进行了主 WI W2要的重新完井工作，以便堵水并且增加其它层的产量。( )油田动态 1

图4示出了两种系统的采油量和产水量。粉红色和绿色线表示智能井系 统的采油量和产水量，而蓝色和红色线表示常规井系统的采油量和产水量。 该图显示，在油田开采初期，两种系统的产水量曲线相似。两种系统都具

有相同的采油能力，一直到出现水突破。在此时，因为水突破，常规井系统的采油量下降。

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图4油田采油量和产水量

图5油田累积采油量和增油量

但是，智能井系统设法保持接近最高采油能力时的采油量，持续时间

约为2年多。这种情况是可能的，因为智能井系统能够调节不同贡献层的井下控制阀以便达到一直使采油量达到最高的目标。IT W开采曲线波动是定期改变IV C位置的优化过程的结果。实际上，实际井和油藏特性以及操作趋势可能减缓了波动程度，以便使控制阀位置的变化不太大并且较经常地调节控制阀位置。

在图5中示出了累积采油量和增油量。蓝色表示常规井系统，而粉红色表示IT W系统。绿色趋势示出了IT W和常规井累积采油量之间的差别。分析

显示，在出现水突破的最初几年中，IT W系统的增油量稳定增加。增油量达到了约63 16 .×标准立方米，当于采收率提高了6。 0相%模拟结束时，增油量下降到了37×16 . 标准立方米 ( 9 0采收率提高了26% . )。 5全油田分析显示，智能井系统能够在不使储量受到影响的情况下加速

采油。该分析进一步表明，大部分增油量是在该油田开采初期获得的。这

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正是智能井系统可靠性相当高并且损坏率非常低的时候。在可靠性令人担忧的情况下，操作人员将保证实现增油的目标。没有试图把开采的时间价值包括进去和对将来的产量进行贴现，因为这依赖于建立的金融模型。( )选择的智能井分析 2

图7 S S井 2的开米动态曲线 W M2层

SS2 WM井是一口含有4个层的采油井，对这4个层都进行了完井。该井的动态显示，在水突破 (导致产量稳定下降 )前的早期开采阶段，产量稳定。 此时，开采曲线开始波动，表明在调节井下控制阀以便保持采油量。这种情况一直持续到模拟结束。如图6到图9所示给出了分层开采动态。动态显示，在开采的前4年期间，1层和4层对该井

产量的联合贡献超过了8% 0。这

导致从这两个层中早期产水。当1层的采油贡献减小时，4层的采油量仍然占总产量的较大部分。以下事实能够解释这种情况，即与1层相比，4 层的含水相对较低，并且其它层都在以接近其最大产油潜力产油。这一趋势与 在该井以后观察到的趋势相似。3层的含水比其它2个层的低。分层含水分

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析表明，尽管这些层的采油潜力和绝对产量值差别较大，但是含水值相似。

这是因为智能井优化程序调节控制阀设置增加产量的结果。控制阀设置曲线图表明，在开采初期阶段对 1的控制阀进行了大量的调节，在开采末期层阶段对2层的控制阀进行了大量调节。在整个开采期间，使 3层和4 (层该层提供了大量的采油量 )的控制阀处于相对打开的状态。

图 8 S S 2 3的开采动态曲线 WM井层

SS 3 W L井是一口含有2个层的采油井，对1层和4层进行了完井。在图1 0和图1中给出了分层开采动态曲线。开采动态表明，在该井的初期开采阶 1段，开采曲线稳定。像预计的那样，水突破后出现了采油量下降趋势。20 0 0年采油量突然上升是因为对4层的局部分层控制阀进行了调节。分层开采曲 线表明，大量的采油量和产水量来自1层。因为其含水相对较高，所以对4 层的控制阀进行了调节。在整个模拟期间，保持1层的控制阀设置几乎完全处于打开状态。

图9 S S L井 4的开采动态曲线 W l2层 V

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图1 S L井 1 0 WS 3层开采动态曲线

图 l S S 3 4开采动态曲线 l W L井层

2减少修井作业当与IT W情况进行比较的时候，该方案评价了修井作业对常规井情况生 产能力的影响。该方案允许在不同时候对常规井进行重新完井，以便控制来自产层的水量。这一方案假定在IT W井中进行了与常规井相同的分层完井 (射孔 )。在智能井系统中，假定从井的开采期限一开始就进行了多层完井。但是在常规井系统中，按顺序对产层进行完井并且废弃，根据观测的

分层水突破曲线进行修井作业。 对于常规井情况和IT W情况来说假定有7口采油井，油田最大总采液量

为2 14×0标准立方米/日，采油量为12 1 .× O标准立方米/日。采用将来重新完井选项把CL、 V 2 CL和CL井完井成含有1 V1 CL、 V 3 V 4个层

的系统。 W 1(对SL 3

个层 ) W2 (4层 ) W 4 (4层 )、SM 4 -和SM A 2 -进行了多层完井。用允许在IT W情况下进行控制合采的井下控制阀对含有多层的井进行了完井。( )油田动态 1

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图1油田的采油量和产水量 2

在图1中示出了油田的采油量和产水量。该曲线示出了前4 2年达到油田最大产量要求的两种情况。此后，注意到因为这些井过量产水，常规井情

况的产量下降。产水量增加证明在令人不愉快的常规井中修井以便封堵产水层并且射开新产油层是正确的。同时，IT W系统的稳产期持续了接近2年

多，因为该系统能够调节其井下控制阀，而不是进行物理修井作业。当油藏能量衰竭时，最终采油量下降，产水量增加，产油层段继续尽力以最大产油潜力产油。这一趋势一直持续到模拟结束。在常规井情况下，当新产

油层段投产 (因为在一些井中进行了重新完井 )时，修井后采油量增加。 图1示出了累积增油量曲线。曲线示出， W情况的增油量逐渐增加， 3该 IT一

直达到最高约4 O×1标准立方米 (采收率提高了37 ) .%。达到这一最高增

油量后，IT W系统的增油量逐渐减少，在模拟结束时一直达到1 O×1标准立方米 (采收率提高了07 )。这表明，两种情况的最终采收率值相对接近。 .% 主要差别来自油田开采期限的较早阶段，在该阶段因为重新完井作业影响了常规井情况的采油量，而IT W井却继续产油。

图 1油田累积增油量 3

() 2选择的多层井分析

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在模拟期间，对常规CL井总共进行了3 V1次完井，一次是在3层，两次是在4层。对4层完井后于19年7 95月左右投产。2 0年进行了修井以便封堵 00 4层并且射开3层。后来2 0年也把3 05层封堵了以便对4层进行重新完井。把在同一口井中含有3个完井层段的井表示为SL井，在IT W1 W情况下用井下控制阀使这 3个完井层段同时产油。

图 1 S L1和 C 1的开采动态曲线 4 W井 VL井

在图1中示出了采油动态。用蓝色表示IT 4 W,用红色表示常规井情况。 两种情况的采油量稳定增加到最高并且由于水突破而减少。这证明，在IT W情况中进行井下调节的同时对常规井情况进行重新完井是正确的。连续进

行调节一直到模拟结束。因为该系统能够控制多层的合

采，所以IT W情况的初始采油量较高。

图 1 S L1 1的开采动态曲线 5 W井层

图1、图1和图1示出了IT 5 6 7 W完井情况的每个层的开采动态。这些曲线还示出了相对于时间的节流器位置。红色表示采油量，蓝色表示产水量。

粉红色表示节流器位置。虽然在整个模拟期间1层保持节流器位置不变，但是采油量出现了一系列变化，这些变化是由于其它层的影响和井日常管理造成的。2层完井动态表明了在产水量相对高期间对节流器进行的一系列控

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制。因为含水高 (导致对节流器进行了较多的控制 ),与其它层相比，3层采出了较少的原油。

图1 S 7肌

1 4的开采动态曲线井层

最初对常规CM井2 V 4层进行了完井，后来对4层进行了重新完井。图1 8

示出了IT W和常规井情况的总井动态。因为水突破采油量减少。在图1和图 92中分别示出了IT 0 W情况的两个层的动态。这两幅图示出，对4层进行了一系列节流器调节，而2层大体上稳定。大部分采油量产自2层，大部分水产自4。层

图 1 SM 8 W井和 CM井开采动态曲线 V4

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图2 CV井 4开采动态曲线 0 M4层

四、实现该油田的潜在效益与常规完井系统相比，IT W是相对复杂的。在这方面，需要仔细制定安装该IT W系统的计划，以便保证实现允诺的价值。

达到这一目的必不可少的步骤是尽可能早地在油田开发规划中把IT W包括进去。这保证了使采用该技术所必需的关键界面就位，以便加速安装

并且减少费用。Jc sn i对成功管理多界面系统的早期规划重要性进 ako和Tp行了有益的讨论。在Cno x rs项目中，Pda等人描述了规划前概 aynEpe s ers念的效益的实现。

下一个问题是系统说明该系统的操作基本原理。这方面涉及到将如何

用由该系统生成的井下信息作出增加产量的决策。主要的挑战是把智能井 油藏管理系统的所有组件结合起来以便努力达到油藏管理的一般目的 由于这种应用是二次开发项目，所以将讨论并且弄清楚与现有基础设施的配伍性和结合。这将包括对油田采油和注入能力限制、控制系统的技术条件和数据传递的带宽问题的影响。因为油田的性质，数据监测将是油

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田操作基本原理的必不可少的部分。数据监测将

提供控制事件的所需输入数据，这些输入数据将优化井的分层贡献。这将与模拟优化假设一致，该假设指的是能够得到进行分层控制的足够的井信息。 从该研究中得到的信息还提供了选择适合目的解以及系统可靠性的准

则。根据可靠性的观点，可以把每口井的井下分层控制阀分成两大组。第一

组包括需要经常调节的控制阀 ( 1 G )和需要最少调节或不需要调节的控

制阀 ( 2 G )。相对于控制的时间，可以把G阀进一步细分成两组：控制时 1间早的一组 ( 1 GE)和控制时间晚的一组 ( 1 GL)。控制时间早指的是在开

采期间的前5年内首次进行的控制阀调节，而控制时间中到晚指的是5年后首次进行的控制阀调节。下表提供了所讨论的选择井的分类例子。井SW S 2 M

层名称1

分类G1 E

2 3 4 S S 3 W L 14

G1 L G2 G2 G2G1 E

S L1Ⅵ,

13 4

G2G1 E G1 L

SⅥM 4

24

G2G1 E

对于G类IV( 2 C有关 )来说，将需要更精确的容差。这一分 1 C与G类IV类将帮助工程师系统说明这些系统可靠性的更简明和合理的技术要求。五、总结和结论

该研究证明，ITg W￣够提高北海油田油藏开发的价值。通过加速开采， 减少井数和修井费用以及延长稳产期，IT W具有提高价值的潜力。通过调节井下控制阀以便在水突破后对高含水层进行节流，能够达到优化采油的目

的。通过使用聪明井多位流动控制阀将提高这些效益，对于所建议的油田 来说，这些控制阀能够对开采动态进行适当控制。与常规井系统进行比较， 估计在油田开采期限内可能提高的采收率为04% 6 1。 .~ .% 8金佩强编译自 ( P 1 1 ( E09 5 S 3

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/fglj.html