南海深水气田测试设计与实践

戴 宗 罗东红 梁 卫 Shing－Ming Chen William Gong

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司； 2.哈斯基能源公司）

南海深水气田测试设计与实践

戴 宗1罗东红1梁 卫1Shing－Ming Chen2William Gong2

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司； 2.哈斯基能源公司）

南海深水气田测试面临海床温度低致使测试管柱中易产生天然气水合物和深水作业费用昂贵等困难和挑战，使得深水气田测试设计不同于常规气田，测试设计时须考虑天然气水合物的形成条件预测及防治。提出了一开一关的测试流程，并对流程中4个阶段的测试时间进行了优化。以南海深水气田某气井为例进行了应用，结果表明测试非常成功，与设计基本一致。本文的测试流程目前已在南海珠江口盆地多口深水气井测试中成功应用，具有较好的推广价值。

南海 深水气田 天然气水合物 测试设计 流程优化

1 面临的困难与挑战

与海上常规气田相比，南海深水气田测试面临以下困难及挑战：

（1）海床温度低。当水深小于200 m时，南海海底温度约为16℃；当水深大于850 m时，南海海底温度都低于4℃[1]。目前南海勘探发现的几个深水气田水深约为700～1500 m，气藏埋深约为2500～3100 m，气藏温度约为100～108℃，最低海床温度约为3℃。受外围海床温度的影响，在进行天然气测试时，测试管柱中易形成天然气水合物[2－4]，而一旦测试管柱被水合物堵塞，不仅取不到气藏资料，还会大大延长作业时间。

（2）深水作业费用昂贵[5]。目前南海深水作业船的日操作费用约为100万美元，因此，在确保作业安全的基础上，如何才能做到既要满足气藏资料录取要求，又要尽量节省测试时间和费用。

基于此，深水气田测试与常规气田测试流程设计会有所不同，常规气田测试在开关井程序设计及流量设计中不必考虑天然气水合物的防治问题，在开关井时间及流体取样设计方面也没有特别迫切的需求。本文从深水气田测试设计的几个关键问题入手，对常规气田测试流程进行了优化，提出了一开一关的测试流程，并在南海深水气田某气井中进行了应用，测试非常成功。

2 南海深水气田测试设计的关键问题

考虑南海深水气田的特点，提出了测试设计总的思路和原则：①极力避免天然气水合物的形成；②在满足气藏测试资料和流体资料录取的前提下，尽量节省测试时间。测试设计时须重点关注以下几个问题。

2.1 天然气水合物形成条件和时机的判断

判断天然气水合物形成的方法有图版法和商业软件模拟法。图1为目前工业界判断水合物形成的常用图版[6]，是从大量的实验数据中总结得来的。软件模拟法是通过建立相应的井筒模型，考虑井筒参数、流体参数、井筒周围环境参数、流量、地层参数等各种因素，综合判断水合物的形成，因此，通过软件模拟能更精确、动态地描述水合物的形成过程及形成条件。

图1 预测天然气水合物形成的温度—压力曲线图版[6]

天然气水合物的形成跟温度和压力有关。从图1可以初步判断，当测试管柱内压力为3000 psia时，相对密度为0.7的天然气产生水合物的温度约为74℉（23℃）。因此，当外围环境温度低于23℃时，测试管柱内可能会形成天然气水合物。

2.2 测试流程优化

常规气田试井一般采用二开二关的测试流程，初开初关的主要目的是排除井底的钻井液，使得在二开二关时获得准确的产量、地层压力、温度和有代表性的地层流体资料。深水气田气井初次打开生产时井筒内还残留大量的泥浆滤液，此时井筒温度比较低，天然气水合物形成的风险较大。为了避免初关井时可能产生的天然气水合物堵塞测试管柱，导致二开时可能不能打开生产的风险，本文提出在南海深水气田采取一开一关的测试流程，分4个阶段：返排流动阶段、低流量取样阶段、变流量阶段、关井恢复阶段。

2.3 测试时间优化

为了节省费用，并能满足测试要求，须对各个阶段的测试时间进行优化。

（1）返排阶段时间优化

返排阶段主要考虑钻完井液及泥浆滤液能充分返排，并减少对近井地带的污染，因此，最短的开井时间必须大于井筒残液及测试管柱内液垫的排空时间。此阶段井筒残液量、返排流量和井筒残液的排空时间分别通过公式（1）～（3）计算

式（1）中：Q 为井筒残液量，m3；r为井筒半径，m；L为井筒长度，m。

式（2）[7]中：q 为返排流量，m3/d；Δp 为诱喷压差，MPa；K为储层渗透率，mD；S为表皮系数，无量纲；h为储层有效厚度，m；μ为流体粘度，mPa·s；re为供给半径，m；rw为井半径，m。

式（3）中：T 为排空时间，h。

最终返排时间的确定通过Petrolink实时监测系统[8]来判断，其判断原则是：①返排液含量波动小于3%，且已稳定3 h以上；②井口流动压力波动小于10 psia，且稳定3 h以上；③井口温度趋于稳定，波动范围小于2℉/h。

（2）低流量取样阶段时间优化

低流量取样阶段的目的是要保证取好和取准流体样品，因此该阶段的时间要保证流体已达到了稳定流动，也是通过Petrolink实时监测系统来判断，其判断原则同前。根据经验[9]，高产气井开井2～4 h后能达到稳定，低渗透气藏低产气井则可能超过8 h，在达到稳定流动后再根据取样数量设计合理的取样时间。根据实际测试经验，一组分离器取样需要1 h。

（3）变流量阶段时间优化

变流量阶段的主要目的是获取产能数据，因此该阶段的时间设计须保证每一流量下流动达到稳定，稳定的判断仍通过Petrolink实时监测系统来进行。

（4）关井恢复阶段时间优化

关井恢复阶段时间要长于流动阶段，主要目的是获取原始地层压力，并且探测可能的边界。由于每个气藏的渗透性和地质边界条件不一样，因此该阶段要求的恢复时间也可能存在差异，可以通过式（4）进行估计[10]

式（4）中：Ri为探测半径，ft；K 为渗透率，mD；t为时间，h；φ为孔隙度，小数；μ为粘度，mPa·s；Ct为综合压缩系数，1/psia。

3 实例应用

3.1 气井基本情况

南海深水气田某气井的基本参数如下：气井所在海域水深约为1350 m，气藏顶面深度约为－3110 m，气藏压力4700～4800 psia，气藏温度85～105℃，气藏厚度25～30 m，气藏渗透率100～2500 mD，气藏孔隙度14%～28%，气油比预计为10000 m3/m3，凝析水含量预计为0.5 bbl/MMscf，气体相对密度约为0.7，CO2含量3%～4%，所在区域温度梯度约为5.3℃/100 m。

3.2 天然气水合物形成条件判断及防治措施制定

根据图版（图1），当测试管柱内压力为3000 psia时，水合物形成的最高温度约为23℃。此外，根据气井的基本参数，采用Well Flo软件建立井筒流体流动模型进行模拟，结果见图2、3。

从图2的模拟结果来看，当气井关井时，如井筒内还保持较高的压力，在200～1900 m的井筒段很容易形成水合物，由于气井所处海域水深为1350 m，即在海平面以下200 m至海床以下550 m处容易形成水合物。从图3可以看出，当气井流量较高时，由于地层流体在井筒内热量损失较少，流体温度较高，不会形成水合物；但当气井流量较低时（如低于20 MMscf/d），由于流体在井筒内温度下降较快，因此可能会形成水合物。

根据以上的模拟研究结果，为了避免水合物的形成，在该气井试井设计时采取以下防治措施：①采用油基泥浆，避免游离水；②在开井生产之前和生产过程中，分别在油嘴、海床及海床以下600 m处注入水合物抑制剂甲醇；③返排阶段结束后，不关井测压，直接进入低流量取样阶段；④采取井下阀关井，进行压力恢复测试，并排空井筒内的压力；⑤实时传输井口温度压力资料，并密切监测，一旦异常情况发生，则采取紧急措施。

3.3 测试设计及效果

对该气井采用了本文提出的一开一关的测试流程，如图4所示。在返排流动阶段初期，通常测试管柱中存在液垫，井底有残留的泥浆，此时需要有一定的压差进行诱喷，并且此时测试管柱内温度较低，地层中可能存在游离水，极易形成水合物，因此建议采用较高的流量返排。根据井筒模拟结果（图3），设计返排流动阶段的流量为25 MMscf/d，由式（1）得出井筒及管柱内残液量约为142 m3；利用式（2）和式（3），估计井筒及管柱内液垫排空时间约为1.5～2.0 h；考虑地层中还残留部分泥浆滤液，测井解释结果初步判断该气井地层渗透性较好，达到稳定需4 h。因此，返排阶段共设计6 h。

图4 南海深水气田某气井DST测试设计图

进入第二阶段，即低流量取样阶段，通常气藏露点压力与地层原始压力比较接近，为了保持较小的生产压差，防止凝析油在地下析出，并且保证流量具有一定的携液能力，根据 MDT流体性质，设计流量为15 MMscf/d。由于该气井产能较高，设计流动5 h后可达到稳定，并开始取样。为了确保取样成功，在此流量设计取2组分离器样和1组井下样，共4 h。

第三阶段为多流量流动阶段，主要目的是获得稳定的产能和温度、压力数据，分别设计了30 MMscf/d 和 50 MMscf/d 两 个 流 量 点，在 30 MMscf/d流量稳定后再取第3组分离器样备份，之后进入50 MMscf/d流动阶段，约3 h。

生产达到稳定后，井下阀关井，进入压力恢复阶段，关井恢复时间48 h（如果气藏渗透率约为500 mD，关井48 h后探测半径约为2500～3000 m，从南海深水某气井的实际地质情况分析，这基本能满足对储层边界认识的要求）。

从实际的DST测试资料（图5）来看，该气井的测试非常成功，与设计基本一致，获取了高质量的温度、压力、流体资料，关井时间也满足了探测边界的要求。目前该测试流程已在南海珠江口盆地多口深水气井测试中成功应用，具有较好的推广价值。

图5 南海深水某气井DST测试数据

4 结论

（1）由于深水气田海床温度低，测试过程中易形成天然气水合物，须采取防治措施。为了避免初关井时可能产生水合物堵塞测试管柱，本文提出的一开一关测试流程既缩短了测试时间，又降低了水合物形成的风险。

（2）以南海深水气田某气井为例进行了应用。根据Well Flo软件对该气井井筒流体流动的模拟结果，在油嘴、海床及海床以下600 m等3处分别注入甲醇，有效地防止了测试管柱内水合物的形成。最终设计该气井测试一开流动时间为21 h，一关时间为48 h。实际DST测试流动时间为23 h，关井恢复时间为48 h，总共71 h，仅用了3天时间就完成了测试，达到了设计要求；实际测试资料显示，该井获得了高质量的温度、压力、产能及流体资料，达到了预期目的。

[1] 张树林，陈多福，黄君权.白云凹陷天然气水合物成藏条件[J].天然气工业，2007，27（9）：7－10.

[2] REYNA E M，STEWART S R.Case history of the removal of a hydrate plug formed during deep water well testing[C].SPE/IADC 67746，2001.

[3] COOLEY C，WALLACE B K.Hydrate prevention and methanol distribution on canyon express[C].SPE 84350，2003.

[4] 白玉湖.天然气水合物藏和天然气藏开采规律对比分析[J].中国海上油气，2010，22（3）：172－178.

[5] 张凤久.我国南海天然气开发前景展望[J].天然气工业，2009，29（1）：17－20.

[6] Engineering Data Book，12th ed[M].Gas Processors Suppliers Association，2004.

[7] 陈元千，等.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001.

[8] The independent data distribution company.Real－Time data visualization[EB/OL].http：∥www.petrolink.com/main/real＿time＿data＿visualization.htm.

[9] 贺伟，等.天然气试井技术规范[M].SY/T 5440－2000.

[10] AHMED T.Reservoir Engineering Handbook，4th ed[M].Gulf Professional Publishing，2010.

A DST design and practice in deep－water gasfields，South China Sea

Dai Zong1Luo Donghong1Liang Wei1Shing－Ming Chen2William Gong2
（1.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，510240；2.Husky Energy Inc.，Calgary，Canada，T2P 1 H5）

For the deep－water gasfields in South China Sea，there are some challenges in DST，such as gas hydrate formation in DST tubing due to low seabed temperature and expensive cost in deep－water operation.Therefore，the DST design for these gasfields should be different from that for the ordinary gasfields，and the problems to predict and prevent gas hydrate formation have to be considered.A new DST procedure of“one openning and one shut－in”is proposed，and the test time is optimized for each of its four test stages.This DST procedure was once applied in a gas well in a deep water gas field，South China Sea，resulting in a successful DST quite consistent with the design.The new procedure has been applied successfully in several gas wells in Pearl River Mouth basin，showing a good potential of spreading its application.

South China Sea；deep－water gas field；gas hydrate；DST design；procedure optimization

戴宗，男，高级工程师，1998年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业，获硕士学位，主要从事油气田开发和油田地质研究工作。地址：广州市海珠区江南大道中168号海油大厦（邮编：510240）。E－mail：daizong＠cnooc.com.cn。

2011－03－04改回日期：2011－06－09

（编辑：杨 滨）