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向井流动控制装置改善流动剖面
向井流动控制装置-改善流动剖面
利用水平井提高采收率要求控制流体在储层中的流动。
利用向井流动控制设备延缓水和气的侵入,减少死油区就是其中一种越来越广泛采用的技术。
采用大位移和多分支水平钻井技术可以显著增加井筒与储层的接触面,从而使作业公司在较低的生产压差控制下获得与常规直井和斜井相当的产量。
通过开发远程向井流动控制阀和节流器,作业公司可以更好地管理储层流体,显著提高了其通过这些标准配置来优化产量的能力。
工程人员可以利用这些装置调整各个超压或欠压层段的流量,或那些可能对油井总产能造成不利影响的产水或产气层的流量。
然而,在单一储层中钻长水平井段也会给作业公司带来一系列新挑战。
在均质地层中,在流体从总井深处往油井根部流动过程中,裸眼层段会出现明显的压降。
最终的结果可能是根部生产压降显著高于端部。
这种压差(即根部-端部效应)使流体不均匀地沿井眼流动,从而导致油井根部出现水锥或气锥现象(下图)。
上述情况可能导致油井的生产寿命过早结束,在油井的下部留下大量的剩余油。
根部-端部效应。
均质地层内沿一口水平井筒的压力损失会导致油井根部的油管流压低于端部处的油管流压。
最终,早在靠近端部层段的油流(绿色)流入井筒之前,水(蓝色)或气(红色)就已经流到了跟部(上),从而导致油井开采寿命过早结束。
防砂筛管设备内的向井流动控制装置可以平衡整个井筒长度范围内的压降,使油气均匀地流经地层(下),从而延缓水和气到达井筒的时间。
沿着水平井段出现的水突破或气突破现象也可能是由储层非均质性或者是井筒与流体界面之间的距离不同引起的。
储层断块或生产井和注水井之间的流动干扰引起的储层压力变化也会导致水和气的早期突破[1]。
碳酸盐岩储层通常裂缝发育程度高,渗透率变化大,更易受不均匀流动剖面影响,水突破和气突破速度也会更快[2]。
许多大位移井的完井装置都涉及到防砂系统。
如果这些完井装置没有诸如封隔器之类的隔离设备,那么环空液流就可能造成筛管的严重腐蚀或封堵。
过去,通常采用砾石充填或膨胀式筛管来克服此类环空液流效应,但是砾石充填常常会降低近井产能,而膨胀式筛管的安装程序又过于复杂,而且在油井寿命晚期容易损坏。
对于完井装置,应对水侵或气侵增加的方法是减小井口的油嘴尺寸。
尽管利用该方法会降低生产压差,使产量下降,但是累计采油量会增加。
不过该方法通常并不适用于那些大斜度井。
对那些“智能”完井的油井,作业公司可能选择利用远程操控井底阀来规避或减少来自干扰层的流量。
但此类策略并不适用于那些为优化储层接触面积而设计的水平井。
超长井通常穿越多个层。
现有井口穿越孔数量的局限性可能使其无法部署足够数量的井底控制阀[3]。
此外,将此类完井装置安装到长长的大斜度层段成本高、复杂性大,且风险较大。
因此,作业公司常常选择利用诸如膨胀式封隔器之类的隔离设备开采这些多产层井。
为减少层间窜流,促使流体均匀地流经储层,作业公司已经开始采用被动式向井流动控制装置(ICD)和膨胀式封隔器相结合的技术。
ICD通过抑制流经高速层段的流量而生成更大的压降,从而提高流动阻力较大的井眼层段的流速。
这样就能消除因根部-端部效应和渗透率非均质性引起的非均匀流动。
不管是针对注水井还是生产井,ICD在一些不同类型油藏的水平井和斜井中都有应用[4]。
这些设备通常是裸眼完井装置(还包括防砂筛管)的一部分。
此外,ICD完井装置还常常利用封隔器在渗透率差异明显处封隔井筒。
该策略是为应对裂缝性地层的水锥和气突破现象而制定的,可以暂时阻止各个间隔之间的环空液流现象,隔离水层。
有些储层能够调节向井流动速度,在井筒端部形成较大的压差,足以使得储层流体流动或将滤饼和其他固相举升到地面。
ICD对这类储层也非常有效。
本文对各种不同的ICD设计及它们被模型化处理后用于特定实例的应用过程进行了描述。
本文通过亚洲、北海和中东等地的实例说明了这些装置是如何帮助作业公司延长油井寿命并提高最终采收率的。
控制流速
向井流动控制装置包含在位于地层/井眼界面处的设备中。
它们采用各种流通配置,包括喷嘴、管路和曲径式螺旋通道(下图一)。
这些设备的作用是均衡油井的流量剖面,以增加地层和井筒之间额外但有限的压降为代价来最大限度地减少环空液流(下图二)[5]。
上述设备通过将储层中达西径向流的流动方式转化成ICD内的压降流来实现这一目标。
各种基本类型的ICD都利用不同的作业原理实现这一回压。
主要的ICD类型。
地层流体(红色箭头)流经设置在内护套中的多层筛管,沿实心中心管和筛管之间的环空流动。
随后,在喷嘴型ICD和孔板工具中通过油门流入生产油管(上),或在螺旋型ICD和油管设备中通过一个曲折的通道流入生产管柱(下)。
减少大流量区域的影响。
非均质模型中的ICD将根部(橙色圆圈内)流体流量(蓝色)降低到了只利用筛管完井时流体流量预测值(红色)的一半。
但同时也增加了包括端部在内的油井下方三分之二段(绿色椭圆形内)的流体流量。
当流体流经设置在中心管内或中心管外外壳中的节流端口时,喷嘴型ICD内的压降大小与流体流速有关。
正如伯努利方程所表达的那样,通过端口的压降以流体流速的平方倍增加,而流体流速随着端口孔径的缩小而增大。
喷嘴型ICD是一个自调节型完井组件,这意味着考虑到沿着水平井筒段地层渗透率变化的不确定性,每节ICD的动态与所在井段地层处的非均质性和流体类型无关,这二者可能会随着时间的变化而变化。
前者(地层非均质性)可能因为井筒周围的压实或沉降而产生变化,后者(流体类型)将会不可避免地受到水侵或气侵的影响。
由于侵入流体(如水或气)流动性高于原油,因此其流入井筒的速度也将高于原油,其入口处的回压也随之增加。
这种情况降低了地层流体流经高渗透层段或夹层时的速度,防止渗透率较低部分地层水或天然气先于原油到达井筒中。
螺线设备引导流体流经预定直径和长度的通道。
这些设备所能提供的压差取决于通道面的摩阻大小,压差大小也是流速和流体物性的函数[6]。
但是当水、气突破夹层处的回压没有远远高于产油区域的回压时,由于该区域的原油因夹带水、气而具有较低的粘度,这样粘度敏感性就可能导致低效。
孔板型ICD与喷嘴设施相似。
每种工具的直径及流动特征为已知数,可以通过调整孔板数量来形成回压。
孔板被置入中心管周围的衬套中。
另一种方案涉及到在一个标准油田管柱中设置一个环形室。
储层流体经过防砂筛管流入流动室,随后再通过流动室流经平行管路,到达生产管柱。
与螺线型通道相同,这些管柱ICD也利用摩阻生成压降,压降大小取决于管路长度和内径。
部分新引入的ICD最适合被描述为管路通道和孔板-喷嘴的组合体。
部分油井可能将受益于一项最新的ICD革新技术。
该技术利用了一个能够对上游和下游压力变化做出反应的阀。
当通过ICD的压差发生变化时,ICD将自动对流动面积进行调整。
所有ICD都属于永久性油井组件,其规格取决于其流动阻力。
ICD的规格实际上代表通过设备时产生的总压降,压降大小与流体物性和流速相关。
喷嘴型和孔板型设备比通道型ICD具有更大的优势:
因为作业人员在部署喷嘴型和孔板型ICD之前可根据实时钻井信息在井口调整喷嘴尺寸,从而调整ICD的规格。
ICD设计通常建立在钻前储层模型基础之上,调整通道型或管路型ICD的规格是一项难度大、耗时长且很难在现场完成的作业。
静态和动态模拟
过去,在喷嘴型ICD设计过程中,工程人员一直都采用由伯努利方程计算出来的装置入口处的压降和由达西方程推导出的地层平均压降之间的比值,当该比值接近一时,ICD开始自动调节。
在具有相对较高产能指数(PI)和最低流动限制的水平井中,基于这些假设条件的设计既有效,又易于操作。
从端部到根部的每一节油管都分配了相同数量和尺寸的ICD喷嘴。
上述方法通常可以使流体更均匀地流经整个储层,抵消大部分端部-根部效应的影响,并平衡非均质区域的流体流动。
但实现这些目标可能会以过分制约高渗、高产层的流体流动为代价。
此外,该技术还失去了产层控制的灵活性,而且不能考虑层孔隙度厚度、饱和度和油/气接触面变化的影响。
工程人员可以通过利用诸如斯伦贝谢ICDAdvisor软件之类的工具开展建模获得更精确的设计。
专业人员利用稳态系统对井筒内水力系统进行模拟,以便更好地确定油管和环空流量、流动方向和各种完井装置的流动相关性。
可以利用PI模型确定储层流动动态。
工程人员通过整合邻井资料、随钻测井数据、地质资料及通过其他各种渠道获得的信息,确定特定时段的近井动态,以此来优化油井设计。
为了平衡流量,降低含水率,控制油/气比,工程人员通过改变每个井段的隔离封隔器数量,对各种不同条件和完井设计进行测试,验证环空分隔的效果(下图)。
为此,工程人员对设置ICD条件下封隔器分布密度对产量的影响进行研究,从而最终确定每个分隔室内将要布置的喷嘴尺寸和数量。
封隔器分布密度的影响。
通过在非均质地层内隔离各个流动单元,就可能在保持或提高原油产量(如本实例所示)的同时显著地降低含水率和出砂量。
在确定完井所需的ICD数量和尺寸之前,油藏工程师先对最佳封隔器密度分布模型进行测试。
本实例中,在每节设置三个直径为4毫米的喷嘴可以使含水率降低到7.6%,而裸眼完井时的含水率为23.7%。
同时,也使产量从7760桶/日(1233米3/日)提高到9290桶/日(1476米3/日),而井底压力(BHP)却未显著增加。
每隔一节应用相同的喷嘴配置将含水率降低到了12.5%。
稳态模拟的优势在于快速的设计、高分辨率近井地带模型以及可以定量计算随着含水率和含气率降低原油产量增加的潜能。
但该方法最终只提供了一个瞬态图,而无法预测或量化延缓水或天然气突破所带来的价值。
要想实现这一步骤,需要研究人员投入更多的时间和精力开展动态模拟,如采用Petrel软件油藏工程工作流结合ECLIPSE油藏模拟软件的MSW模块。
该模型将油井视为一系列的井段,工程人员可以对每段单独模拟三相流动、气液持率以及采用ICD和流动控制阀在油井整个寿命周期中的作用。
每一个被模拟的井段都可以向上或向下倾斜,并可以包含各种流体,以便考虑起伏的井眼轨迹。
利用一个全油田地质模型完成动态模拟是最理想的,但通常这一做法并不可行,即使采用高性能的并行计算硬件也是如此,因为要完成模拟必须经过长时间的计算。
一种更加切实可行的解决方法是从ECLIPSE全油田模拟模型中选取一个能够获得流量、压力或无流动边界条件的区块模型,采用该模型既可以减少动态模拟时间,又可以如实反映近井区域地质非均质性和干扰的影响。
减少区块模型的地质网格数量,可以进行更敏感的分析,而且还可以与全油田模型相结合。
模拟人员随后可以对目标区域进行修改,完善并粗化地质模型,并加载井轨迹。
然后在ECLIPSE模拟过程中创建配有ICD和封隔器的井段区块。
马来西亚实例
新数据快速纳入完井作业所带来的优势可以通过马拉西亚一个海上油田的实例得到展示。
出于经济方面的考虑,作业公司决定在一个含有气顶和活跃水层的薄油环目标区域钻两口长水平井。
作业公司在完井设计中采用了ResFlowICD。
这些ICD设备属于喷嘴型设备,现场作业人员可以很容易地根据最新的随钻测井数据对其实施调整和优化,而不必浪费宝贵的钻机时间。
这些油井是某老油田第二批开发井的一部分。
作业人员所面临的挑战包括倾角未知且含有疏松砂岩的储层。
同时,作业公司也试图避免钻井过程中出现地层损害,尽量降低钻井成本,在降低含水率的同时最大限度地提高产量和加大剩余储量的采出[7]。
尽管水平井方案的成本比另一项钻三口斜井的方案更低,但技术方面所面临的挑战更大。
该方案要求分别根据流体界面和储层边界精确地布置一条2000英尺(610米)和一条1000英尺(305米)的水平段(下图)。
同时也要求利用裸眼筛管和被动式ICD使整个井段都能生产。
布井。
作为正在实施的油田扩展项目的一部分,作业公司计划分别利用一个2000英尺(A)和一个1000英尺(B)的分支井对该马来西亚海上油田的一块小区域进行开发。
薄油环(绿色)被一个强水驱(蓝色)和气顶(红色)包围。
深度等值线以英尺为单位。
(根据Maggs等人的资料修改,参考文献7)
作业人员利用旋转导向系统在尽可能远离油水界面处钻井,以便推迟产水,同时尽可能地接近上覆页岩,以便开采顶存油。
作业人员利用一个包含了深方位电阻率探边仪-PeriScope地层界面测量仪的随钻测井组件来进行导向,以确保井眼轨迹平整。
长分支井投产时未开展气举作业,其初始原油产量为2300桶/日(366米3/日),初始含水在10%左右。
该产水量水平与油环中可动水的期望值相符,并与水区突破无关。
位于第一口井上倾方向的第二口井需要利用气举进行清井,其初始产量为1900桶/日(302米3/日)左右,含水为20%。
与该区域利用常规技术钻的其他斜井相比,这两口井的产量是非常可观的。
而且,即使将新增技术(旋转导向系统、随钻测井和ResFlowICD)所需的成本考虑在内,项目总成本还是要比常规建井技术低15%。
此外,因地质导向和ICD技术而提高的波及效率也增加了资产价值,即估计原油可采储量增加了10万桶(1.6万米3)。
关键组件
除了能够提高驱油效率和增加累计产油量之外,ICD技术还可以为业界提供成本和风险都相对较低的组件用于推动技术发展。
这些ICD技术可以被容易地纳入含有防砂和水平井技术的开发方案中。
在北海挪威海域,马拉松石油公司(挪威)有限责任公司的工程人员认为Alvheim和Volund油田中较薄油层的可采储量与井筒中的产层有效厚度有着直接关系(下图)。
为了最大限度地增加井筒与储层的接触面,马拉松公司在该区域钻了水平段长度在1082到2332米(3550-7651英尺)之间的单分支、双分支和三分支水平井。
北海挪威海域的Alvheim和Volund油田平面图。
(图片由马拉松石油公司(挪威)有限责任公司提供)
马拉松公司认识到,为了充分利用可采储量和井筒与储层有效厚度之间相关性的优势,完井段总长度都对产量有贡献是极为重要的。
在项目的早期开发阶段,他们决定对所有生产井(Alvheim油田10口井和Volund油田一口井)都应用ResFlow喷嘴型ICD和螺旋型ICD。
基于利用该技术基础上的方法和有利的地质条件,马拉松石油公司将Alvheim油田登记的原油可采储量从1.47亿桶(2300万米3)增加到2.01亿桶(3200万米3),并将天然气可采储量从1960亿英尺3(55亿米3)增加到2690亿英尺3(76亿米3)。
在不足两年的油田开采过程中,作业人员已经应用了多项完井技术,因此很难将特定的结果归因于一项单一的技术。
但不管怎样,Alvheim浮式生产、储油、卸油(FPSO)设施中水的总采出量都低于原先的预期。
24/6-B-1CH井就是一个很好的实例,该井位于一个有13米(43英尺)高的油柱和一个活跃水层的储层中。
该井的采油速度高于原计划速度,且未出现明显的产水现象或产水量明显增加(下图)。
尽管其起因还没有定论,这些结果都表明在保持均衡的流动剖面方面,ICD技术是成功的。
提高产量。
在Alvheim油田24/6-B-1CH井中,对含有活跃水层的13米高的油柱的油藏进行了开采,其压降比原计划高。
如图所示,在含水率未明显超过预测值的情况下获得了更高的产量,该结果表明获得了均衡的流动剖面。
工程人员在将为单分支井设计的完井技术发展成三分支井的完井技术的同时也获得了一些ICD应用和多分支井配置计划方面的宝贵经验。
由于实际完井过程与原始计划并不一致,因此产量也与预测值有所不同。
该配置下的ICD设计类型无法轻易改变,因此很难在现场优化,这样做的结果就是导致在两个分支井中都过早地出现了水锥和气锥现象。
最近,另一家作业公司进一步扩大了ICD完井的应用范围,他们不是用ICD来应对不均衡的流动剖面,而是将它用来应对不均衡的压力剖面。
在中东某大型油田高渗储层中,一口水平井长达5200英尺(1600米),其根部和端部之间的压差(根部的压力较高)达到200psi(1.4MPa)[8]。
原始生产测井记录证实了在给定压力剖面的条件下会出现如下情况,即在关井测井期间会发现流体从根部向端部的向下的层间窜流。
此外,油井生产过程中采集的生产测井数据也表明水从根部向下流动,而原油却流往地面。
同时,测井记录还显示原油产量只来自分支井的前10%部分[9]。
作业公司根据静态模拟结果利用22个ResFlowICD对油井实施了二次完井。
为了对该井进行分段管理,作业人员在生产管柱中安装了7个膨胀式封隔器。
二次完井后获得的测井记录表明层间窜流已经消除,原油产量来自整个分支井段。
含水率也从原来的30%降低到了不足10%,实际流动剖面与静态ICD模型预测相符(下图)[10]。
根据生产测井数据获得的流动剖面。
在设置ICD和膨胀式封隔器之后,作业人员下入了生产测井仪器,以便在低、中、高流速下获得整个油井长度段的流动剖面。
该流动剖面显示图是在油井中等流速下获得的。
早期测井过程中出现的明显的层间窜流现象已经消除,整个分支井的流量分布情况十分清楚。
实际流动剖面(绿色)与模拟流动剖面(红色)非常接近。
(根据Krinis等人的资料修改,参考文献8)。
改善洗井效果
已经观察到根部和端部之间的压差是由裸眼水平井中的摩阻损失引起的,摩阻损失随着井筒长度的增加而增大。
该差异会导致根部井壁上滤饼被优先冲刷掉,端部相对较高的表皮效应会引起不良的流入动态。
研究表明,在相对较高的渗透率环境下,可以通过合理的化学处理和延长高速返排来实现最佳洗井效果(即在钻井或完井后清除滤饼)[11]。
2006年,沙特国家石油公司对两口配置了ICD系统的油井实施了完井,这两口井分别位于砂岩地层和碳酸盐岩地层中。
在砂岩油藏中,作业人员主要关注高渗层段的水锥和气锥问题,作业人员试图减少根部-端部效应的影响,以便优化洗井和驱油效率。
81/2英寸裸眼完井装置包括51/2英寸筛管,每节油管都配有一个ResFlowICD喷嘴。
为了划分各流动段及更好地控制流入动态,作
业人员在每隔一节油管都设置了一个小型膨胀式弹性封隔器。
水平井段长度为2540英尺(775米)。
在该井以6000-7000桶/日(953-1113米3/日)的产量生产了四个月后,作业公司进行了生产测井。
所获得的生产测井数据以及由于井筒端部被充满固相的泥浆填充后无法使仪器下达到距总井深650英尺(198米)的井段内这一现实都表明尽管该井已经延长了流动时间,但并未被清洗干净。
随后,作业人员将产量提高到9000-10000桶/日(1430-1590米3/日),在经过4小时的生产后,再次对该井实施了测井。
新数据表明流动剖面得到优化,仪器可以被多下入350英尺(106米)。
再经过4小时后,再次下入测井仪器,这次下入到了距总井深50英尺(15米)内(下图)。
最后,作业人员将油井产量下调到原先的6000-7000桶/日,最后一次测井获得的数据表明流动剖面已经发生了永久性变化。
高流速条件下洗井。
在测井仪无法抵达总井深及测井数据表明在经过最初4个月的流动阶段之后端部并未贡献产量(红色)的情况下,作业人员将产量提高到9000-10000桶/日生产了4个小时,并再次实施了生产测井。
测井数据表明流动剖面得到优化,仪器可以多下入350英尺(灰色)。
4小时之后,测井仪被下入到距总井深50英尺内(绿色)。
产量恢复到6000-7000桶/日之后,测井数据表明流动剖面已经发生永久性变化(蓝色)。
(根据Sunbul等人的资料修改,参考文献12)。
工程人员怀疑清洗整个生产层段所需的较高速度加剧了常规裸眼完井装置中的根部-端部效应。
模拟人员将生产测井数据与油藏静态模型进行拟合,并在模拟过程用标准筛管完井取代了ICD完井,随后将标准筛管完井的生产速度提高到15000桶/日(2400米3/日)。
该模拟反映了根部-端部效应的一种极端情况:
端部产量只相当于根部产量的25%。
相比之下,在15000桶/日采油速度下的ICD完井模拟却显示了较好的流量平衡,包括从端部产出更多的原油[12]。
上述结果都具有十分重要的意义,因为这些结果表明在这两种地层中应用ICD完井技术既可以延伸油井长度,但又不会影响油井中较低层段的平衡效应或洗井效率。
因此,作业公司可以利用更少的井筒接触更多的产层,而不必担心影响累计产量。
改变方向
尽管ICD被称为向井流动控制设备,但ICD也可以被应用于控制注入井的流体外流。
模拟结果显示,在某些情况下,注入井中布置ICD甚至还比生产井中更有效。
在许多情况下,在注入井和生产井中都布置ICD是最佳选择。
注入井通常穿透多个层段,为多个不同物性的储层段补充压力。
为了避免注入水在生产井中发生突破,负责注水方案设计的油藏工程师必须关注渗透率差异、根部-端部效应、地层损害、漏失层形成及井筒吸水指数变化等因素[13]。
与在向井流动控制中的作用相同,ICD技术也通过在整个注入井长度范围内平衡流体外流来应对这些挑战。
如果井内有一个高渗夹层,那么ICD的自我调节特征就将避免局部注入量的显著增加。
这种自动控制流体流动的能力可以优化注入水的分布,使地层压力保持得更好,从而改善所有储层横向和纵向上的驱油效果,同时还可以延缓水的突破。
由于ICD可以控制注水压力和速度,因此,可以最大限度地降低近井地层破裂的风险。
ICD的这些能力符合挪威国家石油公司在2004年对Urd油田的开发规划管理目标,Urd油田以卫星油田形式在北海的NorneFPSO浮式平台上采油。
该油田于2005年投产,有两个非均质构造:
Svale和Stær,这两个构造分别距主油田4公里(2.5英里)和9公里(5.6英里)。
在该油田开发过程中,作业人员在原油生产、注水和气举过程中应用了三个海底导管架和管线。
ICD注水系统管理目标如下:
●优化所有层段的压力保持和驱油效率
●延迟高渗联通层中的水突破时间
●避开那些可能对注入水分布产生主导作用的裂缝
在Stær构造,有一口配置了ICD的注水井和两口利用智能技术管理三个产层的水平生产井。
该油藏被划分成了两段,注水井和第一口产油井位于第一段,而第二口产油井则位于第二段。
注水井垂向钻经Not、Ile、Tilj和Are2层段,为两口水平生产井提供驱油动力和压力补充。
该注水井井深约250米(820英尺),采用配置了ResInject注水控制设备的裸眼完井,为了防止环空流动现象的产生,还配备了筛管及树脂涂敷砾石充填。
该系统由Reslink公司和挪威国家石油公司的工程人员共同设计。
工程人员对三个利用不同完井技术(即只利用标准筛管,每节油管喷嘴尺寸和数量都相同的ICD,及每节油管ICD数量不同的完井技术)的产层的预期注水速度进行了模拟(下表)。
根据模拟结果,该团队决定对整段井筒采用相同的喷嘴配置,而不是分别对各个层段应用特定的ICD喷嘴尺寸和数量。
选择结果表明,尽管对各个层段实施不同的设计可以实现目标注水速度,但模拟结果却支持上部层段的最大注水速度[14]。
优化注水井ICD设计。
Stær构造不同完井条件下的注入量表明可以根据渗透率和喷嘴设计优化注水井,获得每个产层的期望注水量。
(根据Raffn等人的资料修改,参考文献13)。
这些模拟是为评估Stær油田ICD注水井的经济性及选择喷嘴设计而实施的。
研究人员利用两种静态近井模拟来比较水的分布情况:
第一种模拟的基础是水注入到基质(考虑其渗透率变化)之中,第二种模拟的基础是水注入到一个裂缝性地层。
对于第一种情况,上部的高渗层段吸收了大部分注入水,造成注入水分布不均衡。
但利用ICD后,将吸水量最大层段的吸水量减少50%,从而使低渗层段吸收更多的水。
第二种静态模型中,采用新增加一个12米(39英尺)、渗透率为20达西的层段来模拟裂缝。
当作业人员将ICD纳入模型之后,裂缝的吸水量只提高了10%左右,而如果采用标准筛管,裂缝的吸水量将提高到10倍。
第三次评估利用一个全油田储层模型评价注入水分布改善后所带来的效果。
该评价包括一口配有ICD的注水井,这一点与前两种情况的近井模
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