综合控水与筛管技术对先进完井油气生产的协同影响

《Processes》：Synergistic Impact of Integrated Water Control and Screen Pipe Technologies on Oil and Gas Production in Advanced Well Completions

　　

全球油气勘探向日益深部和地质复杂储层的扩张加剧了技术挑战，特别是水侵和出砂的有害影响。这些问题严重缩短了井寿命和采收效率。虽然常规筛管完井具有经济优势和简便性，但其整体式设计往往难以有效管理混合油水流动状态的复杂性。本研究建立了一个基于流体力学（fluid mechanics）的耦合模型，以量化自主流入控制装置（AICD）与精密防砂筛管之间的协同机制，并通过包括实验室实验、数值模拟和现场案例研究在内的标准化方法评估了该集成系统的技术和经济性能。研究结果表明，与常规方法相比，这种集成方法实现了无水采油期延长150天的协同效应，并显著提高了生产效率和经济效益。

**论文解读：综合控水与筛管技术对先进完井油气生产的协同影响**

**研究背景与问题**
全球油气勘探向深部、超深部及地质复杂储层拓展，水侵和出砂成为限制井产能和最终采收率的主要瓶颈。据统计，约60%的油井因水或砂问题出现快速产量下降，部分井三年内产量降幅达70%。常规筛管完井虽成本低廉、安装简便，但其均一结构在非均质储层中难以有效管理油水混合流动，导致底水锥进、含水率急剧上升。例如，冀东油田某水平井采用常规割缝筛管，六个月内含水率升至92%，日产油损失30吨。因此，将控水单元与防砂筛管集成以实现双重功能，成为完井技术的重要发展方向。本研究聚焦于自主流入控制装置（AICD）与精密复合防砂筛管集成系统的协同机制与现场性能，旨在揭示井下完井系统的流动耦合规律，并为底水储层开发提供工程应用价值。

**研究内容与结论**
研究人员建立了一个基于流体力学（fluid mechanics）的耦合模型，量化了AICD与精密防砂筛管之间的双向协同机制，并通过实验室实验、数值模拟和现场案例研究进行了系统评估。结果表明，该集成系统可实现无水采油期延长150天的协同效应，日均产油量提升40%–230%，累计产水量降低30%–60%，投资成本比智能完井低30%–50%，内部收益率（IRR）达25.2%，动态回收期2.1年，盈亏平衡油价为32美元/桶。该研究为集成完井技术提供了理论依据和工程指导，对底水储层开发具有重要实践意义。论文发表在《Processes》。

**关键技术方法**
研究人员采用的主要技术方法包括：（1）基于流体力学原理的压力降耦合模型，结合达西定律（Darcy’s law）和自适应节流模型，描述AICD与筛管的相互作用；（2）计算流体动力学（CFD）数值模拟，使用ANSYS Fluent 2022 R2对AICD内部流场进行模拟，并采用真实化k-ε湍流模型，网格无关性验证后选用约120万网格；（3）储层数值模拟，使用Schlumberger Eclipse 2021建立典型底水储层概念模型；（4）全尺寸完井性能测试系统，来自中国石油大学（华东）石油工程学院生产与防砂完井实验室（PSCCL），开展128组控制实验（压力0–10 MPa，温度25–120 °C，原油粘度5–500 mPa·s）；（5）现场数据采集自2018–2024年间五个油田（冀东、西北、渤海、大庆、南海流花区块）的18口水平井，经严格筛选标准保留样本，并使用协方差分析（ANCOVA）和多元线性回归控制混杂因素。

**研究结果**

**4.1 案例研究**
通过五个典型油田的详细案例分析，验证了集成系统的适用性。
- **4.1.1 冀东油田G104-5P42水平井**：采用悬挂密封筛管（0.2 mm缝宽）配合外部套管封隔器（耐温150 °C）和遇油膨胀封隔器（膨胀系数1.2），日产油从8吨增至26吨，增幅230%，动态回收期缩短至1.8年。
- **4.1.2 西北油田TP12-Q3H凝析气井**：采用螺旋流道控水筛管与遇油膨胀封隔器（耐温200 °C），实现无水采油期超过1200天，水油压降比增至30:1，采气量达5300万立方米，防砂效率99%（>0.2 mm颗粒）。
- **4.1.3 渤海油田BZ19-4-A12井**：采用“AICD+精密复合筛管+砾石充填”集成完井，水平段分五段，日产油从12吨增至22吨（增幅83%），含水率上升速度降低60%，出砂量控制在85 ppm以下，动态回收期2.5年。
- **4.1.4 大庆油田P113井**：采用“封隔器分段+ AICD控水+复合筛管”集成系统，日产油从7.2吨增至11.8吨（增幅63.9%），无水采油期较邻井延长210天。
- **4.1.5 南海流花区块LH11-1-A8深水井**：采用“高速水砾石充填+ AICD精密复合筛管”集成完井，水平段分六段，日产油从18吨增至32吨（增幅77.8%），含水率上升速度降低65%，出砂量低于70 ppm，动态回收期2.8年。

**4.2 定量性能评价**
- **4.2.1 生产提升指标**：统计多油田数据，集成系统日产油增幅40%–230%，累计产水量降低30%–60%。实验室对比实验显示，集成系统（AICD+精密筛管）的无水采油期协同增量达150天，协同效率（synergistic efficiency）平均为28.3%，远超传统单技术线性叠加。
- **4.2.2 经济分析**：采用折现现金流法，基准参数下集成系统内部收益率（IRR）为25.2%±2.1%，15年累计净现值（NPV）为2860万元/井，比常规完井高72.7%，比智能完井高38.8%。动态回收期2.1年，盈亏平衡油价32美元/桶，敏感性分析表明即使在悲观情景下IRR仍高于15%。
- **4.2.3 回归分析**：多元线性回归模型控制储层渗透率、避水高度、水平段长度、生产压差、初始含水率等混杂变量后，集成技术独立贡献累计产油增量2.18×10⁴ m³/井（p=0.002），混合效应模型（油田为随机效应）得到一致结果（2.07×10⁴ m³/井，p=0.003），验证了结论稳健性。

**讨论与结论**
**讨论部分**：集成系统适用于疏松砂岩底水储层，原油粘度5–500 mPa·s，渗透率50–2000 mD，温度≤120 °C，压力≤35 MPa。主要局限性包括：超稠油（粘度>500 mPa·s）时AICD涡流强度下降，选择性节流效果减弱；出砂量>0.5%时筛管快速堵塞；大型裂缝储层中AICD无法抑制裂缝水窜；高温高压（HTHP）储层中遇油膨胀封隔器橡胶老化导致密封失效。通过失效模式分析，建立了考虑冲蚀与堵塞耦合的筛管寿命预测模型。与以往研究对比（Zhou et al., 2021; Zeng et al., 2024等），本研究在协同机制量化、系统评价框架和成本效益方面具有显著优势。

**研究结论（翻译自原文6.1节）**
主要结论如下：
（1）集成系统通过均匀流入与自适应流动控制的相互强化，实现了显著的双向协同效应。正向协同使AICD水油压降比提高18%，反向协同使筛管冲蚀率降低40%。
（2）控制对比实验表明，无水采油期延长的协同贡献达150天，平均协同效率28.3%，超过各技术独立贡献的线性叠加。
（3）五个油田的现场应用表明，与常规完井相比，集成技术使日产油量提高40%–230%，累计产水量减少30%–60%。协方差分析（ANCOVA）控制地质协变量后，增产效果仍统计显著（F=18.72，p<0.001）。多元线性回归进一步验证该技术独立增加累计产油量2.18×10⁴ m³/井（p<0.01）。
（4）集成系统具有显著的经济优势，投资成本比智能完井低30%–50%。基准参数下，内部收益率（IRR）为25.2%，15年净现值（NPV）为2860万元/井，动态回收期2.1年，盈亏平衡油价32美元/桶，对油价波动具有强稳健性。
（5）该技术最适用于原油粘度5–500 mPa·s、渗透率50–2000 mD的疏松砂岩底水储层，主要局限包括超稠油和裂缝储层中的性能下降。本研究建立的选井指标体系可为现场方案设计提供定量指导。