水平井中心油管控压缓水技术研究陈培亮.doc

Masters Thesis论文题目水平井中心油管控压缓水技术研究 摘 要水平井底水脊进已成为制约水平井高效开发底水油藏的技术难题。控压缓水技术在国外得到迅速发展和广泛应用。但是由于保密原因，其均衡流入控制装置在文献中只有简单原理介绍，对装置的具体优化设计方法以及设计理论均未描述，而且国外各大服务公司由于技术垄断，该技术的完井服务费用很高。所以研究具有自主知识产权的均衡流入控制设计理论以及设计软件和装置对于我国的底水油藏高效经济开发有重要的战略意义。本文以渗流力学和工程流体力学理论为基础，首先分析水平井底水突破的机理，证明了水平井底水突破具有不可避免性，分析了水平井底水非均衡脊进的原因，由此提出水平井中心油管控压缓水技术；接着从连续性方程和动量守恒方程出发，建立油藏渗流和井筒流动的耦合模型，并编制中心油管控压缓水技术优化设计程序，通过对中心油管完井技术的调节幅度影响因素分析，证明了此技术的可行性和正确性。通过研究得到以下结论和认识：1.通过对底水油藏底水锥进/脊进机理进行研究，证明底水锥进的不可避免性。2.分析了水平井井筒流动的特点及影响水平井非均衡流入剖面的原因为水平井筒有限导流能力和油层的非均质性。3.基于底水非均衡流入的原因，提出了中心油管完井技术，即将油管伸入水平井筒内，将原油沿水平井筒流动摩阻由井筒管流段与中心油管段环空流段两部分来承担，达到延缓底水锥进的目的。4.建立了井斜角不为90o时油藏-井筒管流-井筒环空流耦合数学模型和优化设计方法以及设计程序。5.利用计算程序对影响中心油管调节幅度的重要因素进行了分析，研究结果表明：不同的生产压差和水平段有效长度条件下，中心管完井技术对于延缓底水锥进都是有效的。本文的研究成果提供了不同油藏及井筒条件下的中心油管控压缓水优化设计方法。本文在深入调研大量文献的基础上，以西南石油大学熊友明教授的专利技术中心油管控压缓水技术为依托，对水平井中心油管完井的影响因素、适用性进行了分析和评价，从而形成了中心油管控压缓水技术在今后具体应用所配套的理论基础。关键词 中心油管；底水脊进；油藏渗流；井筒管流；均衡排液AbstractBottom water cresting in horizontal wells has become a technology problem restraining the developing of the bottom water reservoir. The equability inflow technology for delaying and controlling bottom water cresting in the horizontal well has been used widely aboard. For business secret, there are just simple introduces of the principle of the equability inflow controlling device, and there are not detail describes about optimization procedure method and procedure theory of this device. Therefore, it is of strategic importance for developing domestic bottom water reservoir with high efficiency and economy to develop a equability inflow controlling procedure theory and software and device.Based on the theory of fluid mechanics in porous medium and engineering mechanics, the mechanism of bottom water breakthrough in the horizontal well has been analyzied, proving that bottom water breakthrough in the horizontal well is unavoidable. Analyzing the reasons for bottom water cresting, then proposing the technology of Stinger Compleitions. Based on continuity equation and momentum conservation equation, a coupling model of the flow in the reservoir and wellbore is developed. The software for the optimization procedure of Stinger Compleitions has been developed. It is proved that this technology is feasible by an example. The following conclusions and realizations are obtained.1. Bottom water breakthrough in the horizontal well is unavoidable.2. The reasons causing the nonhomogeneity flowing are the limited flow conductivity in horizontal wellbore and the inhomogeneity of reservoir.3. Fluid coupling mathematical model of reservoir - bore pipe flow - annular flow has been established considering the deviation angle is not 90o.4. Based on the non-equilibrium flows of Bottom water, we proposes a central tubing completion technology which divides the pipe flow friction into annular flow and conduit flow to delay the purpose of bottom water coning.5. Analyzing the important factors of Stinger Compleitions by the Process of computing. The results showed that: the technology for delaying the bottom water coning is valid under the conditions of different levels of production pressure and length of horizontal section. For different reservoir and wellbore conditions, the Stinger Compleitions provides a method for optimal design.Based on thorough literature review and Southwest Petroleum University Professor Xiong Youmings patented technology - The Stinger Compleitions, analyzing and evaluating the influencing factors and applicability of the Stinger Compleitions.Formed Supporting Theoretical Basis in the specific applications of this technology.Key words: Stinger; Bottom water cresting; equability inflow technology; pipe flow; 目 录第1章 绪论11.1 中心油管控压缓水技术研究的意义11.2 国内外水平井控水技术研究现状11.2.1 国外水平井控水技术研究现状11.2.2 国内水平井控水技术研究现状71.3 研究的技术思路与主要内容9第2章 水平井底水脊进机理研究112.1 水平井底水脊进机理112.2 水平井底水快速突破原因142.2.1 水平井筒有限导流能力（跟趾效应）142.2.2 油藏非均质性152.2.3 水平段井眼轨迹的波动162.3 水平井中心油管完井原理162.4 本章小结17第3章 水平井中心油管完井技术研究183.1 水平井井筒流动压降模型183.1.1 水平井管流段单相液流压降计算模型183.1.2 水平井中心油管段环空流单相液流压降计算模型213.2 水平井底水油藏渗流模型243.2.1 在理想状态下水平井势的分布243.2.2 钻完井污染带附加压降263.2.3 完井筛管（割缝衬管）附加压降273.2.4 油藏渗流总附加压降273.3 油藏渗流-中心油管段环空流-井筒管流-耦合数学模型273.3.1 耦合数学模型确定273.3.2 求解方法293.4 本章小结29第4章 影响调节幅度的单因素分析及应用实例304.1 生产压差对调节幅度的影响分析304.1.1 生产压差为1MPa时调节幅度314.1.2 生产压差为2MPa时调节幅度314.1.3 生产压差为3MPa时调节幅度324.1.4 生产压差为4MPa时调节幅度334.1.5 生产压差为5MPa时调节幅度344.1.6 对比分析354.2 水平段长度对调节幅度的影响分析374.2.1 水平段有效长度为150m时调节幅度374.2.2 水平段有效长度为250m时调节幅度384.2.3 水平段有效长度为350m时调节幅度394.2.4 水平段有效长度为450m时调节幅度394.2.5 水平段有效长度为550m时调节幅度404.2.6 水平段有效长度为650m时调节幅度414.2.7 水平段有效长度为800m时调节幅度424.2.8 对比分析434.3 井斜角对调节幅度的影响分析454.3.1 井斜角为时调节幅度454.3.2 井斜角为时调节幅度464.3.3 井斜角为时调节幅度474.3.4 井斜角为时调节幅度474.3.5 井斜角为时调节幅度484.3.6 井斜角为时调节幅度494.3.7 井斜角为时调节幅度504.3.8 井斜角为时调节幅度514.3.9 井斜角为时调节幅度524.3.10 对比分析534.4 油管在水平段不同伸入比例对调节幅度的影响分析554.4.1 油管伸入水平段长度的30%时调节幅度554.4.2 油管伸入水平段长度的40%时调节幅度564.4.3 油管伸入水平段长度的45%时调节幅度574.4.4 油管伸入水平段长度的50%时调节幅度574.4.5 油管伸入水平段长度的55%时调节幅度584.4.6 油管伸入水平段长度的60%时调节幅度594.4.7 油管伸入水平段长度的70%时调节幅度604.4.8 对比分析614.5 油管直径对调节幅度的影响分析634.5.1 油管直径为127mm时调节幅度634.5.2 油管直径为114.3mm时调节幅度644.5.3 油管直径为101.6mm时调节幅度654.5.4 油管直径为88.9mm时调节幅度654.5.5 油管直径为76.2mm时调节幅度664.5.6 油管直径为63.5mm时调节幅度674.5.7 油管直径为50.8mm时调节幅度684.5.8 对比分析694.6 西江23-1油田应用实例714.7 本章小结72第5章 结论73致 谢74参考文献75攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果78III西南石油大学硕士研究生学位论文第1章 绪论1.1 中心油管控压缓水技术研究的意义水平井是开采底水油藏的一种有效方式，但是我国水平井的开采的普遍现象是：初期产量高，约为直井的3倍10倍，但稳产时间甚短，含水急剧上升，在较短的时间内便无法正常生产，高额的钻井投入井没有得到理想回报，回报率远不及直井。从而我们可以看出常规的水平井延缓底水锥进的效果非常有限。水平井采用常规完井方法完井时，水平井段生产压差分布不均匀性强，制约了水平井全水平段产能的发挥；当油藏存在底水时，还会因水平井根端生产压差过高，而导致底水从根部首先突破，油藏采收率降低，油田开采风险增大。要想发挥水平井的优势，最根本的是让水平段每个点都尽可能多产油，能够有效的延缓底水锥进。而水平井产能大小及底水锥进时间，取决于水平井段生产压差分布，如何控制好全井段压差的分布就成了延缓底水锥进的关键。国外也有一些比较好的控水技术及工具，但是价格都非常昂贵。考虑到我国各油田产量低，从经济因素考虑，西南石油大学熊友明教授等凭借多年来的完井技术经验，提出了兼具可靠、简单、经济等优点的专利技术中心油管控压缓水技术 （国家发明专利CN200910109251.2和实用新型专利ZL 2009 2 0134507.0）12，此项技术在中海油西江23-1油田的实际应用中，对水平井延缓和控制底水脊进方面取得了巨大成功。本论文就是要对中心油管完井的影响因素、适用性进行分析和评价，从而形成中心油管控压缓水技术在今后具体应用所配套的理论基础。1.2 国内外水平井控水技术研究现状1.2.1 国外水平井控水技术研究现状1).水平井油藏与井筒耦合流动研究现状油藏渗流与井筒管流耦合流动模型建立与规律分析是油气井流入动态预测、敏感性参数分析及目标井段参数优化设计的基础。自Dikken提出水平井产能预测与设计应考虑水平井筒由井筒摩阻产生的压降以来，各国学者运用不同方法相继展开了水平井油藏渗流与井筒管流耦合方面的研究，目前均质油藏渗流与井筒管流耦合模型研究已比较成熟。(1).产能指数模型与井筒流动模型耦合Dikken(1989年)3针对稳态单相水平井油藏与井筒流动问题，假设沿水平井筒的生产指数恒定，利用井筒管壁处质量守恒原理，对均质油藏与裸眼水平井进行了耦合。Landman（1991年）4扩展了Dikken的模型，在Landman的模型中，假设油藏为无限大、均质等厚、各向异性油藏，单位井筒长度的生产指数是伤害带渗透率和射孔密度的函数。Novy（1992年）5采用了与Dikken相似的方法进行了油藏与井筒的耦合，但Novy水平井泄油体积假设为一个圆柱体，水平井的水平段为无限长，在这些假设条件下，他把水平井等价为直井并引用直井的采油指数公式来进行计算，这样计算比较方便，但具有很大的局限性。Hyun（2001年）6也采用了与Dikken相似的方法，但油藏流动模型采用Joshi产能指数模型，产能指数沿井筒是完井表皮的函数。Elizabeth（2001年）7综合运用连续性和动量守恒原理，系统完整的推导了井筒流动与Joshi产能指数模型耦合方程，产能指数模型是沿井筒完井表皮的函数，并分析了储层物性、流体特性、井筒几何参数等对水平井动态影像规律，井筒流动与产能指数模型耦合类方程是比较系统和完善的。(2).半解析产能模型与井筒流动模型耦合Suzuki8和Ozkan9（1992年）分别运用Laplace变换和Fourier正弦变换推导了上下封闭的矩形均质油藏水平井三维非稳态产能模型，运用井筒流动与油藏流动在井壁处压力连续原理，推导了非稳态水平井油藏与井筒耦合模型。他们研究的侧重点不同，Suzuki主要研究井筒流动对水平井筒流动由井筒摩阻产生的压降的影响规律，Ozkan主要研究水平井筒由井筒摩阻产生的压降对流入动态与产能的影响规律。Ouyang（1998年）10运用点源法求得矩形均质各向异性油藏任意点的势，然后将水平井筒分成若干微元段，每段可以视为点源，利用势的叠加原理推导了任意井眼轨迹的水平井产能模型，进而根据井筒与油藏在井壁处压力与流量连续，建立了任意井眼轨迹的水平井油藏与井筒耦合的非稳态模型。Penmatcha（1999年）11运用格林函数方法求得矩形油藏任意边界条件下的点源解，然后沿井筒积分求得任意水平井段解，进而将水平井段分成若干微元井段，利用势叠加原理与物质平衡原理，建立了非稳态水平井油藏与井筒耦合模型。2).水平井控水技术应用现状国外对于底水油藏水平井控水技术及工具开展了大量的研究1217，主要包括：基于均衡排液思想的各种控水技术（ICD/AICD、ICV、OS）1825、双完井技术26、化学堵水技术27、智能完井系统2829。基于均衡排液思想控水技术国外已经设计出了多种结构类型流入控制装置（ICD）30，其原理是通过一定的物理结构产生附加阻力由井筒摩阻产生的压降，用来调整油藏流体流入水平井井筒流率剖面。最常见的有螺旋槽（Sprial Channel）和喷嘴(Nozzle/Choke)，各种类型的流入控制装置只是结构上的变化，其基本控制原理是一致的。各种类型的ICD通过使用不同类型的模拟软件根据地层特点对其进行优化设计。国外常用的流入控制装置设计软件主要的有以下几种：专门的完井模拟软件NEToolTM；简单油藏模拟软件Reveal和QuickLook；综合的油藏模拟软件Eclipse 和Chears； 井筒完井模拟与油藏模拟耦合；NEToolTM 是一种最常用的用来ICDs完井的模拟设计工具，可以用来预测不同完井方法下（包括ICDs）井的初始动态，该模拟工具可以联合Eclipse模拟工具用来模拟井的在整个生产时间上的动态。全球四大服务公司：斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿、威德福都开展了控制水平井底水脊进的控水筛管（ICDs Inflow control devices)的研究。贝克休斯的Sprial Channel ICDs30（如图1-1）是采用螺旋流入槽设计结构，增加一个流入阻力，从而控制流体的流入，调节流入剖面。图1-1 贝克休斯Sprial Channel ICDs结构示意图哈里伯顿EquiFLOW ICDs30 (如图1-2)，流体流入经过五个部分：表层筛管（防砂作用）圆形流入管道管道腔室圆形流出管道基管孔。图1-2 哈里伯顿EquiFlow ICD 结构示意图威德福FloReg ICDs30 (如图1-3)外部有一个可选择的筛管。该工具使用多个的流入孔开和关，产生需要的附加由井筒摩阻产生的压降来调节流入剖面。图1-3威德福FloReg ICDs结构示意图斯伦贝谢ResFlow ICDs30 (如图1-4)，通过防砂筛管与ICD的集合，实现防砂和流入控制。筛管外部是一个预钻孔基管。在筛管的连接处装配一个ResFlow ICD，流体从基管预钻孔流入，经过筛管，流入节流腔室，最后通过节流喷嘴。通过一个四个陶质的节流喷嘴产生一个节流由井筒摩阻产生的压降调节流体流入量。图1-4斯伦贝谢ResFlow ICDs结构示意图上述均衡流入控制装置（ICDs）于上世纪九十年代已提出应用于水平井底水油藏解决底水脊进问题，目前在国外已进行深入研究，并在各种类型的底水油藏得到广泛应用，各种井下监测技术已证明该技术对于底水油藏流入剖面的均衡控制的有效性。由于保密原因，该均衡流入控制装置在文献中只有简单原理介绍，对装置的具体优化设计方法和设计理论以及设计技术均未描述，而且国外各大服务公司由于技术垄断，该技术的完井服务费用高。所以研制具有自主知识产权的均衡流入控制装置对于我国的底水油藏高效经济开发很有必要。油选择流入控制系统（Oil Selective inflow Control System）31，该系统的原理是浮动球（如图1-5中34）的密度与地层水的密度一致，当水进入的环空腔室时，球上浮堵住流入孔（如图1-5中34），当低于浮动球密度的油进入环空腔室时小球下落至腔室底部，使油从流入孔流入。但含水率上升时浮动球堵塞流入孔时，将增加一个流入由井筒摩阻产生的压降，控制地层水流入。该系统的缺点是流入附加阻力不好控制，且当油水密度差异不大时该系统不适应，浮动球材质的抗温性能不好。图1-5油选择流入控制系统结构示意图选择性渗透膜（Permeable Membrane）32控水装置（如图1-6），该系统的原理是当地层水流入选择性渗透膜时，渗透膜膨胀、孔隙变小，地层水流入阻力加大。当油流入选择性渗透膜时，渗透膜收缩，孔隙加大，油流入阻力变小。选择性控制入流流体流入，从而达到控水目的。 图1-6选择性渗透膜控水装置示意图双完井技术43（Dual Completion Technology），即油水分采技术。底水上升的原理是由于生产时产生了一向上的压力降，那么，若能在油水界面下产生一个相反的压力降则能阻止底水上升。双完井技术就是在油水界面附近施加一个可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中造成的油水界面处的由井筒摩阻产生的压降。图1-7和图1-8是双完井技术两种完井形式。图1-7是同一直井下钻两个分支水平井，上分支水平井采油，下分支水平井采油。图1-8是直井钻开水层固井射孔采水，在油层部位侧钻水平井采油，实现油水分采。图1-7双完井示意图1 图 1-8 双完井示意图2智能完井系统（Intelligent well Systems）2829：控制气、水锥是国外智能完井的一个重要应用。智能完井实际上是一种多功能的系统完井方式，它允许操作者通过远程操作的完井系统来监测、控制和生产原油，这种操作系统在不起出油管的情况下，仅需一台地面调制解调器和一台个人专用计算机就能随时重新配置井身结构，它还可以进行连续、实时的油层管理，采集实时的井下压力和温度等参数。智能完井一般包括以下几部分：井下信息收集传感系统；井下生产控制系统；井下数据传输系统；地面数据收集、分析和反馈控制系统。井下信息收集传感系统主要由多种传感器构成，其中多相流流量测量采用普通传感器；井下温度和压力的测量采用光纤传感器；井筒和油藏中流体的粘度、组分、相对密度的评估采用微电子传感器。智能完井可以控制气、水锥进，加速生产，提高油田最终采收率。智能完井上的流入控制阀（ICV/ICD）可以对不同层位有选择地进行开或关，从而实现从特定油层段采油的目的。智能完井上的传感器能够监测各油层油、气、水量，根据实时监测数据修正油井工作制度，优化控制生产。当生产中出现水或气的锥进时，可通过调整层段流量(即关闭产水或产气层，控制注水或注气等)来延缓水或气的锥进，从而实现加速生产，提高油田最终采收率的目的。因此，对于油层性质差距较大，需进行多层合采或合注的井或需控制水、气锥进的井可采用智能完井。化学控水技术27（Chemical Control Water Technologies），国外在过去20年在化学控水技术取得了一些进展，国外把各种化学控水体系分为三类：封堵剂（Sealants），封堵剂永久封堵水层，后期无法解堵；超性能碳氢水泥体系(Hydrocarbon Ultra-fine Cement Systems，HUCS)，超性能碳氢水泥体系用于封堵裂缝和溶洞，该体系遇水水化阻止水流过，若体系未被水化在生产时可返排出来，而不损害地层；相渗透率调节剂（Relative Permeability Modifers，RPW），相渗透率调节剂堵水机理是通过大分链在水相中伸展、在油相中收缩降低水相渗透率来达到控水的目的。国外各种化学控水体系在底水油藏水平井中有两种应用形式：一种是发现水平井筒中某处出水后，再泵人控水剂于出水位置进行堵水，是一种后期堵水方法；另一种是在油层和水层之间注入封堵剂打一人工隔板防止水向油层流入。1.2.2 国内水平井控水技术研究现状1).水平井油藏与井筒耦合流动研究现状(1).产能指数模型与井筒流动模型耦合李晓平（2005年）33运用与Dikken相似的方法，建立了水平井油藏与井筒耦合模型。王瑞和（2006年）34采用拟三维思想，把流体在三维空间的流动分为垂直裂缝流、近井区径向流、孔眼汇聚流，建立了井筒单元段的油藏渗流模型，进而根据质量和动量守恒原理建立了油藏与井筒耦合模型。(2).半解析产能模型与井筒流动模型耦合刘想平（1999年）35运用镜像反映与势叠加原理推导了无限大地层水平井势分布，然后利用物质守恒原理，建立了油藏流动与井筒流动耦合的稳态模型。黄学军（2000年）36运用与Penmatcha相似的方法，建立了水平井油藏与井筒耦合的非稳态模型。段永刚（2004年）37基于非稳态流，将水平井的油藏渗流与井筒流动视为一个相互作用的整体，建立了油藏与井筒耦合条件下的不稳定流动数学模型，进一步建立Laplace空间中的计算模型，从而能够在油藏模型中利用大量现存的水平井渗流数学模型及其压力解，通过迭代求解可以获得定产量条件下的井筒流入剖面，由井筒摩阻产生的压降分布等重要信息。王小秋（2005年）38在无限大均质地层弹性不稳定渗流解析解的基础上，建立了水平井油藏与井筒耦合的非稳态模型，并结合具体实例对耦合模型的求解得到了水平井筒内的由井筒摩阻产生的压降分布与产量分布，揭示了井筒与油藏耦合条件下射孔完井水平井的变质量流动特性。汪志明（2009年）39基于非均质油藏不同完井方式的水平井完井表皮系数模型及等效井径模型，运用势叠加原理，建立了非均质油藏水平井油藏与井筒耦合流动模型。2).水平井控水技术应用现状(1)采水采气联合消除水、气锥进方法窦宏恩40根据油井生产时的由井筒摩阻产生的压降分布，设计出消除底水、边水突破油井的工艺方法即油层和水层两层同时生产，其基本原理与国外的双完井技术相同，这个工艺是采用积极的方法来延缓底水脊进。(2)分段生产控水技术2003年，胜利采油院的宋开利41对水平井分段采油工艺管柱进行了研究。认为常规技术无法有效控制和延缓底水脊进。为此，对于采用分段射孔的完井方案，设计了两种水平井分段采油工艺管柱。一种是以SPY44l型丢手封隔器为主的卡水工艺管柱；另一种是以皮碗式封隔器为主的封上采下生产管柱。现场应用表明，此技术有效的延缓了底水脊进。(3)化学堵底水技术国内冀东油田于2004年42在直井进行了先期堵水技术研究，油层射开前在油水界面打化学隔板延缓底水上窜，在不污染生产层段的情况下通过调节堵剂性能和注入参数来提高堵剂的波及效率，在油水界面充分分布形成有效阻挡。对堵水时机、高黏度高强度复合凝胶堵剂的开发、优化工艺设计3方面进行了室内研究。现场应用表明，底水油藏先期堵水可实现油井低含水投产，采出程度大大提高，效果好于底水锥进后再进行后期治理。戴彩丽（2005年）43等对海上油田水平井底水脊进控制技术进行了研究。提出利用水基堵剂对水的封堵率高而对油的封堵率低这一特性的选择性堵剂、由地层渗透率差异或相对渗透率差异产生的选择性注入以及用过顶替液(聚合物溶液)将油层中的堵剂过顶替出油层，为产油留下通道的过顶替等方法来控制底水脊进。(4)底水油藏水平井变密度射孔控水技术李洪山（2007年）44对水平井底水油藏变密度射孔技术优化进行了研究。他从改变水平井射孔密度的角度人手，人为控制生产压差，使水平井的水平段从远井地带到近井地带，固定生产压差生产，从而减缓水平井的底水“脊进”。由于水平井水平段的存在摩阻，水平段跟部的摩阻大、流压低，易造成底水“脊进”。他在射孔器材上采用变孔密射孔设计方案，提出了射孔设计的计算方法，人为控制生产压差，从而减缓底水的上升速度。目前，西南石油大学熊友明教授又在上述研究的基础上深入研究，在技术上取得了更大的进展：a.可以针对无底水油藏情况，进行水平井段长度上的变密度、变穿深等变射孔参数优化组合，均匀消除沿水平井段长度上的钻井污染剖面并追求产量最大化； b.可以针对有底水油藏情况，进行水平井段长度上的变密度、变穿深等变射孔参数优化组合，合理利用钻井污染剖面并追求产量最大化同时延缓和控制底水锥进。(5)均衡控水技术针对水平井开发底水油藏，西南石油大学熊友明教授进行了大量研究：提出了带ECP的打孔管分段堵水新型完井方法45，如下图1-9所示： 图1-9 带ECP的打孔管配合特殊堵水完井管柱示意图这种新型带ECP打孔管配合特殊堵水完井管柱的完井方法优点是：a、水平段中的完井管柱为不同长度的打孔管、盲管配合ECP组成，依靠合理的盲管长度达到有效延缓底水锥进的目的；b、由于预先将水平井分段，具备后期对水平井实施化学或者机械堵水的功能。该完井方法中，盲管和筛管(或者打孔管)的长度与比例配置是关键问题，长度与比例配置合理会起到延缓底水锥进的作用，对产能的影响小；长度与比例配置不合理将会对产能有较大的影响并且不能起到延缓底水锥进的效果。该方法已在南海礁灰岩底水油藏应用，取得了很好的效果。该方法的缺点是判断出水层位困难，需下入找水仪器；且只能在一定程度上延缓底水锥进。2009年熊友明教授与胜利油田联合进行了找水基础理论研究，在如上图1-9所示的带ECP的打孔管配合特殊堵水完井管柱基础上加入下入压力、温度计，根据出水而井筒流压分布、温度的变化从而判断出水位置，从而实施机械堵水。相对国外同类找水装置具有可靠、简单、经济等优点。熊友明教授针水平井延缓和控制底水，提出了变盲筛管控水、变密度射孔控水技术、中心油管控压控水技术12，中心油管控压控水技术在中国海洋油田西江23-1延缓和控制水平井底水脊进取得巨大成功。国内安东石油公司研制了一种节流控水筛管，如图1-10所示，该筛管通过施加一定的流体流入阻力，从而达到控水目的。该技术在2008在冀东油田进行了应用，取得的效果不是很明显，具体设备结构仍然需要优化。图1-10 安东石油公司节流控水筛管结构示意图1.3 研究的技术思路与主要内容本文研究的技术思路是：以渗流力学与工程流体力学为理论基础，首先分析底水突破的机理，证明水平井中底水突破的不可避免性，分析水平井底水非均衡脊进的原因，由此提出中心油管控压缓水技术；接着从连续性方程和动量守恒方程出发，建立油藏渗流、井筒管流及中心油管段环流的耦合模型，并编制中心油管完井设计程序，通过对实例油藏中心油管完井的优化研究证明中心油管完井技术的可行性和正确性。本文研究的主要内容是：底水油藏底水锥进/脊进机理研究。水平井井筒流的特点及影响水平井非均衡流入剖面原因研究，基于底水非均衡流入的原因，对均衡排液控制完井技术研究；考虑井斜角不为90o时的水平井井筒单相管流的压降模型研究；考虑井斜角不为90o时中心油管段单相环空流的压降模型研究；油藏-井筒管流-井筒环空流耦合模型研究；中心油管完井技术优化设计软件研究与编制；影响中心油管调节幅度的单因素分析以及实例应用分析。79第2章 水平井底水脊进机理研究2.1 水平井底水脊进机理在底水油藏开采过程中，油层中的流体之间存在两种以上的力，一个是流体生产过程中产生粘性力，二是流体的密度差异引起的重力。两个不断作用的过程中，重力逐渐抵消粘性力。如果粘性力超过重力，那么在沿水平井段底部就会形成一个山脊形由井筒摩阻产生的压降曲面，从而在开始生产之后使得油水界面在开采前的近似平面状逐渐变成山脊状，如图2-1所示。图2-1 水平井底水脊进示意图在水平井广泛应用之前，工程师们对于直井的底水锥进问题已经做了深入的研究，具有代表性的成果有Muskat（1935）46最早提出的经典的Dupuit理论。其后Chaperson（1986）47、Joshi48、Kuchuk49、Giger50等许多学者都对