在阿勒卡里基油田智能完井技术的成功应用.docx
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在阿勒卡里基油田智能完井技术的成功应用
在阿勒卡里基油田智能完井技术的成功应用
本文是为在阿布扎比国际石油展和在阿布扎比举行的新闻发布会上做演讲准备,地点阿拉伯联合酋长国,时间是2013年11月10-13日。
本文选定了SPE程序委员会审查后被作者提交的包含在一个摘要里的信息。
本文的内容没有被石油工程师学会审查，也没有被作者修改。
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摘要
在全世界第一个成功广泛应用智能完井技术的油田，已经装置在阿勒卡里基油田井中。
阿勒卡里基油田，位于卡塔尔半岛近海处，于1991年被发现,并在1997年投入生产。
该油田形成于高度非均质碳酸盐岩储层中，由于该储层中剩余的重要动态油藏的不确定性，给油藏管理工作带来新的挑战。
此外，鉴于目前高含水的油田（WCT/-90%），任何操作降低它，没有对油田开发产生不利影响，可以对其油潜力很大的影响。
阿勒卡里基石油公司井网结构的标准是有大约3000米水平井在储层注水驱替，其中一半是7或65/8带眼衬管与井壁间水泥填充，另一半是6或5的3/4套管裸眼延伸填充水泥环。
该公司所有的石油生产井都取消使用电动潜水泵（双重ESP标准），自2007年以来，卡塔尔所有的勘探和开发工作中开始部署智能井油藏区域控制、监控和强化管理。
目前在现场有28口井已实现智能化，具有低缺陷率（29口井中有1口未实现）。
这样就完成允许选择性完井井下流量控制，无需任何额外的干预（即位移水平井滑套）。
在2010到2011年间，总公司首次将一些3流量控制阀安装在阿勒卡里基的两个油田上。
考虑到易于操纵多档位流量控制阀。
阿勒卡里基油田智能完井可以了解定期获得信息反馈（低成本PLT）并完善井的生产运转。
2013年,控制阀门操作带来了额外的石油/现场生产的-5%。
本文详细介绍智能完井技术在阿勒卡里基油田的设计、规划和应用的过程,涵盖油田的产生的价值以及智能完井技术应用产生的新的价值。
引言
区域位置,地质概况和油藏描述
区域位置，阿勒卡里基油田发现于1991年,位于卡塔尔近海（水深60米）靠近伊朗边境。
该区域在1997年投入生产,并持续经历了三个发展阶段。
这个油田目前由卡塔尔石油勘探总公司运营。
图1显示了近海油田的具体位置。
油田开发始于1997年，由一个平台和2颗卫星平台（WP1、WP2）组成，第二个发展阶段开始于2000年，由两新平台（DP2、DP3）和一个注水平台组成（WP3）。
最后，第四个平台（DP4）于2004年在该区域在北部投产。
在2013年，42组潜油电泵运转从油井中抽取223KBPD（1.115×107t/a）液体，平均含水率略低于90%。
8个注水井全年总共205000桶/天的注水容量。
注水处理平台PP1（毗邻DP2平台）允许注水容量190000桶/天在DP3和WP3钻井平台上。
在DP4和DP1钻井平台上,从UmmErRadhuma（600米）这个地方浅滩含水层处注水开发。
由哈卢勒岛通过两条管道设施完成生产的产品输出（图2）。
一个20英寸的管道出口石油对PP1平台上油水分离和一个12英寸的管道出口多相流从DP1油水水分离后（DP1，WP1、WP2钻井平台上生产）
油藏描述阿勒卡里基油田是一个构造向东南方缓倾斜，侵蚀原有地层后被覆盖的拉凡页岩，阿勒卡里基油田在图1浅海上的位置，储层上层为米什里夫晚白垩世早期碳酸盐岩，属于在浅海环境沉积。
这个石灰岩储层由薄储层组成（小于5米）。
可以观察到，沉积相在北部和西部的逐级减少，米什里夫晚白垩世早期储层上层有数层构成，厚约60米。
埋藏深度约1100米与初始静液压力1.13SG。
六个目的层目前都在生产（L7、L5，L3，l0b1，L0a1/l0a2，l0a4）。
阿勒卡里基油田生产28°标准的美国石油学会的原油和最大油柱高度约60～70米，主要位于前海过渡带。
白垩世早期储层下层是含盐50m厚含水层（220g/L）。
自1997年开始发展至今，自1997开始发展，该油田的相对含水率的经历了一个快速增长,，在不到15年间从10%到近90%，含水量差异产生的机理用（自然毛管压力，底部含水层，含水层裂隙边缘，断层，锥进，等等）已经作为油藏变化优先解释。
在2013年含水率基本稳定在89-90%左右。
地质描述上米什里夫沉积相对应的浅海相灰岩，从厚壳蛤类浅滩滩更到深的台地沉积。
厚壳蛤滩包括厚壳蛤的生物层和浅滩边缘的环境，在那里相对应的有厚壳蛤玄武岩屑，泥粒岩，颗粒灰岩和厚壳蛤浮石。
更深的台地沉积包括球粒泥粒灰岩和生物碎屑颗粒灰岩，砂岩石块和泥粒岩、深海生物碎屑砂岩石块的沉积相泥岩。
成岩作用事件形成两种主要类型促使初始油藏沉积相的特征发生了改变。
首先，早期成岩作用对应的高频率向上变浅的序列，在序列的边界对应是一个露头。
大气降水中伴随着光照时间的共同结果是侵蚀形成孔洞和印模。
同时，在前沉积序列的同一水平都有这样的特征。
第二，沉积成岩作用与米什里夫储层上部岩层生油时期是紧密联系的。
在拉斯拉凡页岩沉积之前（约500万年的时间差距）。
在这期间侵蚀、岩溶形成米什里夫地层系最上面的部分影响着成土作用。
图2阿勒卡里基油田平台分布
这些沉积物不断堆积的结果是，储层结构像蛋糕形状层层对应，集中在目的层和中等规模的序列。
储层分层受中等规模沉积序列相互支撑。
它对应于层间高/中渗透性和低渗透层。
高/中渗透性成为储层主要的成藏特性（高能量油藏中遇到的最上面的中等规模的序列一部分）和成岩作用（大气水循环溶蚀）。
阿勒卡里基油田突出的是地层圈闭特征，或部分圈闭特征。
体现在横向地层形成圈闭，地球磁南北极为导向，由泥岩沉积成藏延伸到西部并在ALK005，MAH-1和C1井得到验证。
顶部圈闭的结构拉斯拉凡页岩形成并向东部缓倾斜，油柱规模在28到41米之间。
井的架构评审
米什里夫碳酸盐岩储层表现出几层薄的叠层（3至5米厚），显示了很高的渗透率（5到300md）。
为了提高产能指数和油井泄油面积，他们通常连接非常长的的水平井套管。
阿勒卡里基油田井的结构特点是由1500至2000米长的9-5/8生产套管套在设置米什里夫地层组。
平均为1500米长的7米水泥灌注固定和生产套管射孔以及平均1500米长的套管延伸6米裸眼。
7米套管和裸眼井中加酸到早期的生产井中。
在该区域其他的油井的施工也加酸，主要体现在衬管（6-5/8）尺寸和裸眼井径（5-3／4）或长度的不同。
（3000米长的水泥灌注和带眼衬管已经安装在一些井中。
生产井中潜油电泵被激活，在等待检修井机的时候，主要工作的潜油电泵停止工作，他们用两组备用潜油电泵来完成为了避免产量供应不足的问题。
目前安装有两组标准双电潜泵设计即在一个井舱内运行的潜油电泵和另一个在单Y形刀具系统中运行的电潜泵。
当井的设计实现智能完成时，只有特殊用途的电潜泵吊舱系统是合适的选择。
安装在每个电潜泵底部的压力温度计为井下提供温压监测。
（在设置深度是在衬管的顶部/水平油层开始泄油）图3给出一个标准的双电潜泵吊舱系统完成区域选择性示意图。
图3典型采油智能完井配置
智能井战略
动机
油藏管理是一个真正的挑战时，没有大量的井下生产数据是由于良好的架构，即水平井和电除尘器激活的字符串。
不确定性的水生产区的位置可能会导致高含水率的生产，即使在新威尔斯。
智能完井可以提供更好的水库理解，监测和管理。
油藏管理的一个真正挑战是，当没有大量实质性的井下生产数据时是由于良好的架构，即水平泄油和电潜泵启动运转。
不确定性的产水层的位置可能会导致高含水率的原油减产，甚至在新井也是如此。
智能完井技术可以提供更好的油藏认识，监测和管理。
预期结果
–在已完成的地层上，更好地管理不同压力的动态变化，
–更好地控制可能的突水的情况
–更好地了解特定的储层物性和动态变化。
–允许采集一些生产数据（如生产PLT测井在技术层面上是不可行的）。
实施
智能完成部分
地下部分包括地面控制的井下安全阀，生产封隔器、临时油管堵塞器（设置生产封隔器）、潜油电泵（包括热敏温度计），隔离封隔器和表面液压控制的流量控制阀。
没有高科技的阀门定位模块或附加的仪表是串联组合的，没有高科技的阀门定位模块或附加的仪表是串联组合的，因此一个强大的阀门跟踪系统应可以跟踪阀门位置。
燃料电池的驱动是通过便携式液压泵和由五方服务供应商所需专家工操作。
每个地下完成组件的详细介绍如下。
隔离封隔器
为了使对个别区域的控制每个区域已由多封隔器隔离，它提供了通过对流量控制阀的控制管线。
有2种用于阿勒卡里基油田封隔器。
–杯型隔离封隔器：
该封隔器4的进料口通过端口。
封隔器实现干扰的隔离，因为它的运行外直径是稍大的衬管/套管标识，它的目的是要设置（作为标准杯式封隔器）。
该封隔器使用的是没有侧跟踪的侧向窗口或任何其他的东西在套管，在部署的过程中可能会损坏杯封隔器部件。
–液压装置隔离封隔器：
这种封隔器是一种标准的多端口液压集封隔器。
该封隔器的检索过程是通过一个直向上拉的管道来完成的。
一旦油管柱上的拉力超过了释放管脚的剪切值，卡瓦将与套管和其他部件松开。
该封隔器在该油田油井中是可以使用，杯式封隔器的解决方案是不适用的。
控制线智能完井受液压控制线控制。
在顶部的交叉耦合保护的额外保护，封装的控制线使用的水平井的井中。
利用多降模块在流量控制阀上使用，减少了控制线的数量。
液压多降模块多降模块被用来允许多个流量控制阀被驱动比传统智能完井液压控制线少。
这些液压模块降低安装的复杂性，允许多达三个区来由两个单线控制。
流量控制阀（FCV）第一种模式，开/关和多工位有一个内置的夹头夹持装置，该装置可以确保在操作中的阀门位置不会发生随意变动。
一种特殊的保护套在驱动和操作期间对暴露部分当做保持密封的密封圈，从而防止了在不同压差下的腐蚀性的井筒流体造成损坏，这些阀门也有一个完整的针对应急操作的转换密封圈。
第二种模式特点7个装置包括打开和关闭。
它们的功能是有一个专用的氢气加压室，还需要在岸上的基础上计划阀门的设置深度和井压制度做相应的准备。
控制每个阀门需要一个控制线。
在运行完成时，阀门的数量没有限制，除了控制线路的安装和管理，但目前的完井设计（尤指生产封隔器、油管悬挂器、油管接头）只允许4FCV控制线将运行。
在图4中给出了一个规范总结。
智能完井的成本一个主要的影响就是智能完井相关的设备成本，成本区间从一个独立的FCV设计从300K美元到1500K美元三通阀的选择性设计。
此外，智能完井技术安装需要另外两天与阿勒卡里基油田安装的标准做测试对比。
运营成本可以完全忽略不计，被聘请的一个服务工程师负责该油田的测试变化是必需要投入的。
相比于选择性完井与标准流量控制装置（SSD，等）智能完井基本解决井内的复杂性问题，即电缆/牵引或连续油管，其相关的较高的运营成本和运营风险。
图4智能完井设备的详细资料和主要规格
设计要求和安装ESP智能完井有几个关键的要求，解决的问题时，需要结合智能完井与ESP。
主要是：
–由于可用的生产管和套管之间的空间有限，因此，要管理控制线和多用途电潜泵电缆的数量。
–具有有限数量的进料口在生产隔离封隔器和采油树和油管悬挂器系统
–具有在同一生产线上智能完井技术部署的电潜泵的系统。
这将要求将智能完井和电潜泵系统一起，每一次流量控制阀必须更换。
图片5
第一个要求已经解决，是利用液压多降模块，降低了智能完井的复杂性，并允许少量的控制线是从三到一对三个区域控制。
最后的要求也已经解决，使用可回收的智能完井设备在有故障的电潜泵系统。
所有的产品，包括生产封隔器和隔离封隔器用于方便设计检索。
智能完井技术配置
完井设计的目的选择性是灵活的。
候选的水平井完井设计的总结在图5中可以看到。
A.标准完成：
单层或多层生产融为一体，通过双电潜泵系统。
B.半选择性的完成：
在所需要的储层前使用一种选择性的流量控制阀，其他所有区域都将一直生产。
C.选择性完井–套管井：
目前用于选择性地操作到三区在水平套管泄油。
D.选择性完井–套管和裸眼：
它选择性地把储层目的层从套管水平泄油水和/或从裸眼井泄油扩伸。
需要注意的是，智能完井部件没有被设置在裸眼井段。
图6模型的的流量控制阀的逻辑序列，左侧图的打开/关闭应用程序，右边图是多位置阀应用程序。
大多数装置都有2个阀门运行。
两口井已经完成了其在每个井3个流量控制阀。
目前完成的设计可以运行多达4个2型的流量控制阀或在一个井完成6个1型阀。
流量控制阀逻辑顺序其逻辑顺序是基本的控制和区域选择性。
该序列是预先确定的。
如果在井中一个特定的区域想阻断流动则2型模型或1型模型可被采纳使用。
如果堵塞是没有必要，那么标准的开/关型模型将适用。
对于安装在现场的流量控制阀的一些逻辑序列可以在图6看到。
智能完井安装
自从2007年以来，共28智能完井设备安装在22口井中。
此外，在2008年智能完井的唯一智能完井设备安装失败记录，它被拔出来被与非智能完井取代。
智能完井的候选方案主要有两种：
从新加密井网和修井。
新加密井要求智能完井克服不确定性的含水层/沿储层存在的裂缝。
对油井作业中的油井，不同的范围是可能的，从封闭的确定高含水生产区，在后期的油藏控制干预，即重新穿孔堵水，等。
表1总结了整个智能完成在该领域中的应用。
截至2014年5月，有20口井进行了智能完井。
两口井已经对怀疑区域进行隔离问题或套管的完整性问题。
18口井能正常工作进行智能完井，6口井设置用全开启位置阀运行，只有12口井进行有利区选择。
成功的智能完井安装的主要考虑因素
-套管刮屑和控制运行：
取决于井的结构和井下条件，刮屑/磁铁或控制装置运行。
-区域通信调查：
一些井要求区域通信调查，以确保发生在套管后面没有通信区域。
图表1智能完井安装在阿勒卡里基油田井的列表。
油井平台
井名
装置
状况/拔出
目的
评论
DP4
ALK410
2007年1月
2011年11月
多层
1个流量控制阀移除在2011年11月
DP3
ALK310
2008年9月
失败
多层
不适用
WP1
ALK102
2009年8月
41730
储层管理
拔出和更换1个流量控制阀
DP3
ALK410
2009年10月
工作中
堵水
2个流量控制阀
DP4
ALK412
2010年4月
40452
多层
拔出和更换2个流量控制阀
DP4
ALK412
2010年11月
2013年7月
多层
2个流量控制阀移除在2013年7月
DP1
ALK113
2010年11月
41334
多层
拔出和更换2个流量控制阀
DP1
ALK112
2011年1月
2012年8月
多分枝
拔出和更换1个流量控制阀
DP2
ALK213
2011年2月
2012年2月
不确定含水量
2个流量控制阀
DP4
ALK416
2011年4月
工作中
多层
2个流量控制阀
DP2
ALK214
2011年6月
工作中
多层
2个流量控制阀
WP1
ALK104
2011年9月
工作中
堵水
1个流量控制阀
WP2
ALK203
2011年9月
工作中
不确定含水量
2个流量控制阀
DP1
ALK110
2011年10月
工作中
多层
2个流量控制阀
DP1
ALK017
2011年12月
2012年7月
多层
拔出和更换3个流量控制阀
DP3
ALK034
2011年12月
工作中
多层
2个流量控制阀
DP2
ALK213
2012年2月
工作中
不确定含水量
1个流量控制阀
DP1
ALK017
2012年7月
工作中
多层
3个流量控制阀
DP1
ALK015
2012年7月
工作中
多分枝
3个流量控制阀
DP1
ALK112
2012年8月
工作中
多分枝
2个流量控制阀
DP1
ALK114
2013年5月
工作中
多分枝
2个流量控制阀
DP1
ALK113
2013年5月
工作中
多层
2个流量控制阀分区隔离问题
DP2
ALK210
2013年5月
工作中
不确定含水量
2个流量控制阀
DP4
ALK417
2013年11月
工作中
储层管理
2个流量控制阀
DP4
ALK043
2013年12月
工作中
多分枝
2个流量控制阀
DP4
ALK041
2014年1月
工作中
堵水
2个流量控制阀
DP4
ALK040
2014年1月
工作中
不确定含水量
2个流量控制阀分区隔离问题
WP4
ALK102
2014年4月
工作中
储层管理
1个流量控制阀
WP4
ALK103
2014年4月
工作中
不确定含水量
2个流量控制阀
—运行程序：
在现场安装试验之后，该程序已正常运行在油井中。
潜在的风险控制，例如：
隔离封隔器包装件损坏的风险—控制运行速度、完井液、运行时的流量控制阀位置。
X泥石流堵塞流量控制阀故障的危险性,通过保持流量控制阀因碎片堵塞位置关闭，直到7”或6-5/8”套管到达。
X在系统性中液压不连续的风险，采用液压试验每个组件在控制线连接或拼接，并减少不必要的接头。
X错过了流量控制阀正确识别序列的逻辑顺序，根据所需的步骤，适当的跟踪和反馈。
安装过程中的问题最相关的问题发生在2008年，在二次智能完井在现场安装期间。
ALK310井，按照计划完成两个流量控制阀和双电潜泵。
两9-5/8’’生产封隔器和6-5/8’’隔离封隔器是液压套式。
一旦完成到位流量控制阀关闭，油管压力为设定的封隔器。
发现压力并未保存，由于泄漏的流量控制阀和控制阀并没有设置。
完井拔出后，可以观察到明显的杂物堵塞的流量控制阀流量端口。
其他一些问题没有严重的后果发生。
其中一些如下:
–损坏控制线：
控制线有几次在滑轮表面损坏或在钻机地面，在完成和旋转式方钻杆之间的挤压。
这些线切断和拼接后。
无明显的非生产时间。
–杯式封隔器损伤：
在井的完井安装期间，电潜泵电缆绝缘缺失。
完成了被拔出，故障电除尘电缆取代。
然后发现漏油是杯式封隔器之间安装的流量控制阀。
作为流量控制阀保持跳闸和关闭期间，在不同压力下在运行损坏的隔杯式封隔器元件。
–流量控制阀失败：
一个类型1的流量控制阀在一次1000磅的低气压试验失败，在钻台在装配过程中完成试验。
故障排除后，经确认是低压泄漏发生在流量控制阀。
目前阀门已经更换，正在调查其背后的原因。
初步结果证实这是一个偶然的情况下出现故障的设备。
智能完井生产寿命
安装智能完井的数量自2007年以来已成倍增加。
纬向选择性管理开始于2010、2011年单井驱使。
仅仅在2012年，智能完井资产已比过去的增效显著，在2013年，18口油井有16口油井已经循环试验智能完井技术。
图7表示迄今为止采取的智能完井突出重要的成果效益。
重点需要注意的是，每个特定的井都对应的几个循环的作业，根据油藏管理要求，设定不同的位置。
在2013年高达50个 流量控制阀进行循环作业。
智能完井在该领域有一个可靠的安装系统和运行状态。
尽管如此，有一小部分油井错过在油井可采年限中进行循环利用，导致生产/储层反应的解释困难。
其中的一个井是alk416井在气动液压泵供应故障导致部分的驱动了其中的一个流量控制阀，而不是驱动两阀门位置，最终丢失了阀位。
进行故障排除程序，然后找到实际的阀位置。
结果
阿勒卡里基的智能完井已经带来了令人欣喜的成果，如改善储层的初始监测和分析（这将有助于在未来的油田发展战略的决定）以及提供石油利润
图7每年智能完井的数量和与之相对应的井的操作数量
图8总结了智能采油井的数量和流量控制阀操作带来的主要附加值相关的关系。
有些井是多个附加类别。
在22个智能生产井安装中，其中17个提供分区储层监测附加功能，10个提供生产优化增加值和8个提供储层管理附加值。
到目前为止，4个智能油井属于低附加值的井，其中一个在修井期间需要把流量控制阀卸掉。
油井监测在阿勒卡里基油田压力解释一直是一个挑战，由于长水平井混合泄油与不均等的衰竭层，由于交叉流动这种解释不可靠。
多亏智能完井技术，使这些层之间的选择性变为可能，储层的每个间隔或区域压力数据我们可以得到。
在2014年初，发布了一个更新的区域地层压力图，并一直为未来的油田发展项目提供有价值的信息。
此外，智能完井和流量控制阀的操作已被证实仅仅是一个部分信息，但更多有效信息需要石油测井仪采集的补充。
尽管生产资料是不太准确–即无法确定断裂破碎区域或非生产穿孔，扩展生产试验将给出一个稳态流量（这不使用石油测井仪的情况下）。
油藏管理重要的油藏管理行动由流量控制阀已开始进行，虽然油藏枯竭速度不平均，流量控制阀使油藏工程师从每个区优化生产。
限制生产总量是阿勒卡里基油田优先考虑的，明白该区域提出了一种低储层压力（空隙度~68%）高含水的情况。
智能完井有助于通过限制特定区域的生产来提高空隙率。
例如，一个新的石油生产井已投产，没有影响周边油井的生产，由于对ALK041井进行限产。
图8目前生产中的智能完井和它们的附加值
优化生产阿勒卡里基油田米什里夫产油层在钻井阶段可以连接到通过天然裂缝下该含水层、断层或不易确定钻井阶段其他地质现象。
智能完井其选择性能力，确保可以关闭这些不需要的高含水层的能力。
井的连接是为了联通如裂隙或岩溶地层可以驱动高油率生产，在适当的时候会被水所取代。
智能完井许可证，以提高原油采收率，同时关闭或隔离区/分隔，防止突水，透水水淹的发生。
含水饱和度也可以局部增加，即较高的含水饱和区，渗透突水，接近水的压入条件等，这也可以通过智能完井控制。
在2011—2012年的智能完井修井活动期间，预计将获得1200桶石油，然而，实际结果表明初始增益约2300桶石油。
在2012—2013操作期间，由于智能完井技术，实现了额外800桶石油当量的平均增益。
表2显示了一个智能完井与主要的石油增益影响的总结。
射孔与侧钻策略在大多数情况下储层的生产潜能是不确定的，由于高非均质油藏与未知的含水带的存在。
保守的方法强制性穿孔使井良好的性能不受损害。
这就很好的说明一个例子，在2006年长8-1／2水平裸眼井泄油用水泥胶结成了，射孔6-5/8套管的一半。
底部的裸眼井段由于对水侵所产生的不确定性而不一定出油（桥塞设置在套管底部）。
在2013年，裸眼井段部分被打开（桥塞恢复）修井作业期间（置换电潜泵）。
双流量控制阀智能完井安装选择性控制裸眼井分隔区和关闭新储层区如果需要。
从新启动井的装置和裸眼井区表现出高油生产。
图表2由于智能完井的安装和流量控制阀的操作在阿勒卡里基油井中的平均油增益
由于智能完井设计，证明了他们的新型潜油气藏射孔策略的可靠性研究，现在是解决方案的一部分，提供额外的储备，而无需在含水区的不确定性造成的石油生产损失的风险。
智能完井也可以确保新油井再钻策略，在存在的油井不确定区域侧钻（ALK103，ALK022和更多的井根据目前的2014规划）；以及多侧面的井（ALK015，ALK043）在不同的层上完成，熟悉的流量控制阀可以降低这些额外的排水/射孔因素产生水的风险。
流量控制阀是考虑永久性储层隔离前的另一种选择。
阿勒卡里基油田含水率可以迅速增加和一个永久的纬向隔离不被认为是一个直接的解决方案。
流量控制阀所带来的灵活性允许优化采油。
一些堵水尝试使用流量控制阀已在现场进行（通过关闭或堵塞水淹层）。
其中一些尝试并没有带来增油，但总的液体速度显著下降，在该部位提供压力支持
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