荔湾3-1深水气田完井关键技术分析

2015-09-15彭作如张俊斌王跃曾张玉亭何玉发中海石油中国有限公司深圳分公司广东深圳58067中海油研究总院北京0008

石油钻采工艺 2015年1期

彭作如　张俊斌　程　仲　王跃曾　张玉亭　何玉发（.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　58067；.中海油研究总院，北京　0008）

荔湾3-1深水气田完井关键技术分析

彭作如1张俊斌1程仲1王跃曾1张玉亭2何玉发2
（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油研究总院，北京100028）

我国在深水钻完井方面处于起步阶段，中国海油围绕国家深水开发战略，积极参与南海油气风险勘探开发，在南中国海珠江口盆地29/26 区块荔湾3-1深水气田完成水深1 350~1 500m的深水气井9口，初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合荔湾3-1深水气田完井作业实践，对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理，为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。

深水完井；出砂预测；防砂设计；关键技术；压裂充填

从完井的角度来看，深水油气田较于浅水或陆上油气田的开发没有本质的区别。但由于作业水深的增加，导致深水油气田完井设计和作业工艺更为复杂，加上南海深水区域恶劣的作业环境和高风险、高经济收益的客观要求，给深水油气田的开发带来更大的挑战：（1）风、浪、流等自然海况环境恶劣，南海台风季节长，频繁的台风袭扰对深水完井作业影响较大；（2）流动安全保障的影响，海底低温对井筒流体物性的负面作用，极易导致井筒水合物堵塞、结蜡、结垢等后果；（3）防砂方案的制定。深水油气田出砂后修井成本极高，采取适当稳妥的防砂方案尤为重要；（4）深水完井设备复杂，需要技术熟练认真负责的操作和维修人员队伍，维护代价高昂，对作业系统可靠性提出较高要求；（5）作业费用高昂，对作业时效和作业效率的要求较高，设计和作业管理要求以保障作业安全和提高作业效率为原则。此外，完井作业还应考虑油气井投产后面临的管柱防腐、环空圈闭压力控制及控制管线无损连接等系列技术问题。

通过总结荔湾3-1深水气田项目完井设计和作业中遇到的问题及措施，对深水完井的主要技术及其特点进行分析和研究。

1　勘探开发历程

荔湾3-1气田是我国开发的第1个深水气田项目，水深1 350~1 500 m，位于南中国海珠江口盆地29/26 区块，距离香港310 km。荔湾3-1气田属于正常压力和温度体系，中孔中高渗气田。

2006年成功钻探LW3-1-1发现井，钻遇55.5 m共4个含气沙岩层—江组Sand1，珠海组Sand2、3、4。2008—2010年继续进行探井和评价井作业，进一步明确气藏规模，获得产出流体数据和生产数据，为开发方案设计准备资料。2011年11月至2013年5月，外方合作者Husky前后使用2座第6代深水半潜式平台在珠江口盆地29/26区块完成了14口井的压裂充填下部完井、10座水下采油树的安装及10口井的上部完井作业。

项目设施包括陆地天然气处理终端、浅水区生产处理平台、9口水下井口、1个PLEM、连接到PLEM的2套生产设施、2条Ø558.8 mm80 km长的海管、Ø152.4 mm MEG（乙二醇）及脐带缆管线及1条Ø914.4 mm 长300 km海管。

气田开发设计生产初期单井产能大于141.58万m3/d。投产初期气田最大产量可达993.89万m3/d，计划经济开采时间为15年。

2　荔湾3-1气田完井关键技术研究

2.1出砂预测

储层出砂对深水油气田正常生产的危害极大，轻则对管线和阀门造成磨损、冲蚀；重则影响产能，甚至掩埋储层，堵塞海管导致停产［1］。深水作业费用昂贵，油气井出砂对于深水开发项目来说更是不可接受的，因此，严格防砂是目前国内外深水完井的普遍共识。以荔湾3-1气田为例，完成3口评价井之后对取得的测试数据进行了分析，显示储层不出砂，但是力学模型分析表明随着地层压力的下降地层将会出砂，因此，准确预测出砂临界生产压差就成为了荔湾3-1气田出砂预测工作的重心。

运用物理模拟实验拟合模型、结合测井资料对荔湾3-1气田进行了出砂预测，并将预测结果与不同模型进行了对比，从误差分析来看，只有物模实验拟合模型能够控制在10%以内，而另外4种模型均超过10%，见表1。运用该模型在南海深水荔湾3-1气田取得了较好的效果，为该气田制定合理的完井方案以及准确的生产制度提供了充分的依据。

表1　不同模型出砂预测结果及误差分析

2.2防砂设计

2.2.1防砂方式选择［5］2009年经过设计认为5口新钻生产井采用裸眼砾石充填完井，评价井采用套管砾石充填完井。然而，2010年8月第4口评价井完成对下部砂岩构造的评估，测井资料显示这些砂岩与预期情况完全不同。因此，完井设计由多层完井改为单层完井。测井结果使得之前开发井砂岩模型使用的推测数据受到质疑，因此决定所有开发井需钻至目标层位并取心，在进行下部完井之前要进行岩性分析。最初选择裸眼砾石充填完井方式因为其防砂效果和可靠性都已得到公认，也是世界范围内深水高产气井完井中使用最为广泛的完井方式之一。完井表皮因数小于5，流入面积大，使得流速降低，从而降低了非达西流产生的额外表皮因数。

由于钻至目的层位数月之后才进行防砂完井，这样的作业方式对于裸眼砾石充填完井产生了很多额外的风险，使得必须重新评估裸眼砾石充填和套管砾石充填的适用性。另外，裸眼砾石充填还面临着油基钻井液浆带来的一系列问题，但是如果下入套管之后即可将油基钻井液替换成水基钻井液，使得完井作业简化，并避免了在钻台上处理泥浆带来的风险。

经过评价，决定使用套管砾石充填进行完井。

2.2.2挡砂精度设计根据Schwartz均匀分选系数与Saucierr砾石充填设计准则，在岩心砂粒分析的基础上进行防砂精度计算，之后根据砂样进行了室内模拟实验进行出砂模拟分析。

（1）挡砂精度模型预测。根据Schwartz均匀分选系数计算C（C= d40/d90），如图1所示，sand1砂体的分选系数小于5，按d10砂粒尺寸考虑防砂精度，均匀性属于中等；sand2砂体的分选系数大于10，均匀性较差，按d70砂粒尺寸考虑防砂精度。

图1　荔湾3-1气田砂体均匀分选系数分布

其中，根据Saucierr砾石充填设计准则，（D50 < 6×d50，其中d为地层砂直径，D为砾石直径），sand1砂体应按16~30目砾石防砂；sand2砂体分选系数大于10，分选性较差，上下砂体粒度存在一定差异。上部砂体较粗，选择20~40目的砾石尺寸，下部砂体相对较细，根据计算需要选择40~60目的砾石。根据Saucier法则进行计算，上部三分之二的储层适合20~40目的砾石，下部约10 m厚度的储层适合40~60目的砾石。如果按照通常的砾石尺寸原则选40~60目的砾石，但是这种较细的砾石，会降低井筒周围的孔隙度和渗透率，砾石层和筛管堵塞的风险相对较高，最终对整体产量造成影响。而且下部10 m储层较致密，孔隙度和渗透率较低时，气体流速小于0.012 m/s，出砂的风险较低。因此，综合考虑，选择20~40目的砾石进行该层的防砂。

（2）实验模拟验证挡砂精度。取得荔湾3-1-2等评价井的产层地层砂，模拟20~40目、16~30目、12~20目及10~14目的砾石，采用陶粒作为砾石。配置筛网孔径分别对应为：0.30 mm、0.35 mm、0.5 mm及0.5 mm。进行荔湾3-1-2井产层砾石充填模拟实验，实验流体介质为盐水。

实验方案：用3%NaCl盐水进行实验，模拟流量为1~6 mL/min。记录压力表1和表2的压力，并测量流量。记录数据的时间间隔按如下进行：0、5、10、20、30、40、50、60、90、120、180、240、300、360 min（总时间6 h）。记录总出砂量。流量大小交替进行，设定为1、3、6、6、3、1 mL/min。每个流量测量1 h，实验流程如图2所示。

根据上述实验方案和流程进行实验，结果见下表2、表3。

图2　砾石充填试验方案流程

表 2　荔湾3-1-2井sand1产层砾石充填出砂模拟实验出砂量

表3　荔湾3-1-3井sand2产层砾石充填出砂模拟实验出砂量

根据油井防砂效果评价指标（行业标准SY/T 5183—2000）的含砂量这一栏来评价产液时的出砂量，当防砂后含砂量小于0.03%（3 t/万m3）时，认为防砂是完全有效的［3］。

从实验室砾石层出砂模拟实验看，sand1产层适合20~40目砾石，sand2产层适合30~50目砾石。按照这样的挡砂精度，地层不会出砂。然而现场根据储层情况考虑较细的砾石降低井筒周围的孔隙度和渗透率，甚至砾石层和筛管堵塞的风险高，将会对整体产量产生较大的影响，最终确定sand1产层挡砂精度为16~30目砾石；sand2层挡砂精度为20~40目砾石，采取了最小出砂限度与保证最大产能的挡砂策略。

2.2.3防砂管柱设计作业管柱由射孔-压裂-充填一趟式完井管柱及其服务管柱组成。射孔-压裂-充填一趟式完井管柱自下而上的工具顺序为射孔枪、自动丢枪机构、液压延迟点火头、沉砂封隔器、筛管、盲管、地层隔离阀、顶部封隔器及其服务工具和DST工具，如图3所示。下入如此复杂的管柱其风险经过评估后发现与常规方法一样，但是相对常规完井作业模式省去了单独下入射孔枪射孔等工序，有效节省了作业时间［4］。随着技术的进步，各种工具可靠性越来越高，作业程序也越来越简化，使得作业可控性提高。从油藏保护的角度来看，使用该管柱后可最大限度减少地层漏失。

图3　射孔-砾石充填管柱结构

下部完井防砂管柱中采用了地层隔离阀，它是一种球阀的设计，可以在充填完毕之后起出充填管柱之前关闭，降低地层漏失，确保将来的上部完井作业在封隔产层的状态下进行。

2.2.4压裂充填作业荔湾3-1深水完井采用压裂充填方式，压裂充填防砂的核心工艺是端部脱砂。对于高渗透油气藏，增大缝宽比增大缝长更有助于提高产量。压裂充填完井所需排量一般大于水平井裸眼充填完井与高速水充填完井。压裂充填泵排量一般都在6.63 m3/min左右，而高速水充填或裸眼充填一般不超过1.59 m3/min，这说明压裂充填完井获得的导流能力比高速水充填与水平井裸眼充填大。

而从表皮因数来看，压裂充填完井的案例中，负压射孔后完井得到的表皮因数平均为3.16左右，而正压射孔后完井得到的表皮因数平均在4.9左右。而水平井裸眼充填完井得到的平均表皮因数为16.6，高速水充填完井得到的平均表皮因数有6.02，压裂充填完井得到的平均表皮因数只有3.43，充分说明了压裂充填完井技术在深水区的适用性［6］。

3　井筒安全及流动安全保障

井下安全阀安装在泥面以下600 m处，比计算的水合物生成深度要深150 m。在水深为1 455 m的情况下，下深达到泥面以下600 m，使得安全阀控制弹簧能够满足31 MPa的油管压力和68.95 MPa的安全阀控制压力的作业要求，因此对供应商提出了很高的要求。设计时考虑了标准尺寸和较小尺寸控制管线的情况，尽管已经接近设计极限，与其他控制方式（压力腔控制、平衡压力控制以及磁力耦合控制）相比，经实验及现场应用弹簧式控制仍被认为是最可靠的选择。

清井返排期间甲醇由IWOCS注入到井下化学药剂注入阀，由水下测试树的脐带缆到达水下测试树注入孔。开井之前先注入甲醇，清井排量逐渐增加为141.58万m3，直至含水降低到一定程度不再增加，大多数井清井返排12 h左右即可结束放喷。

正常生产过程中，井口附近的温度高于水合物生成温度。但是关井的时候流体不再流动，距泥面450 m以上的管柱温度很容易降到水合物生成温度范围内。为了防止水合物的生成，需通过采油树上的化学药剂注入管线向井眼内注入乙二醇。一旦井眼温度降低到水合物生成温度区间以上一定程度即注入乙二醇，或者在重新开井前也要进行注入。

4　深水完井作业风险分析

深水完井作业中存在诸多作业风险点，任何一项作业失败都有可能为后期投产造成影响，甚至造成完井作业失败。只有提前制定风险预案及应对措施，才能在遇到情况时有的放矢。荔湾3-1深水完井设计、施工时从细节入手，提出各个作业环节的风险点及其处理措施，见表4。

连接及下入时需要保护控制线路。连接密封件及其安装程序需符合防震设计要求，安装应遵守作业程序。

5　结论

（1）鉴于深水完井在作业风险和经济成本提高方面大大增加，由此对深水完井作业提出了一系列技术要求：高效、安全、可靠、成本控制。在南海深水完井作业实践中，摸索和攻克系列技术及工具的难点，逐步掌握形成深水完井关键技术体系。

（2）通过气井出砂物理模拟实验校正出砂预测模型，实现了高精度出砂临界生产压差的预测，有力地保障了深水气井防砂设计工作。

（3）分析研究了荔湾3-1气田的深水完井方式选择及控砂精度，该技术是完井中的关键技术。其核心在于精细化控制地层出砂、油气井寿命最大化及储层生产产能最大化的综合临界度的权衡。

［1］熊友明. 各种射孔系列完井方式下水平井产能预测研究［J］. 西南石油学院学报，1996，18 （2）：58-64.

［2］马帅.海上高产气田防砂挡砂精度设计研究［J］. 石油钻采工艺，2013，35 （6）：48-51.

［3］熊友明，张伟国，罗俊丰，等. 番禺30-1 气田水平井精细防砂研究与实践［J］. 石油钻采工艺，2011，33（4）：34-37.

［4］《海上油气田完井手册》编委会. 海上油气田完井手册［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［5］程仲，牟小军，张俊斌，等.南海东部深水气田完井作业实践［J］. 石油钻采工艺，2014，36 （3）：40-45.

［6］谢桂学.端部脱砂压裂技术初探［J］.油气采收率技术，1996，3（1）： 54-58.

（修改稿收到日期2014-12-29）

〔编辑薛改珍〕

Key technology of well completion in Liwan 3-1 deepwater gas field

PENG Zuoru1, ZHANG Junbin1, CHENG Zhong1, WANG Yuezeng1, ZHANG Yuting2, He Yufa2
（1. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China; 2. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China）

The deepwater drilling and completion technology in China is still in its infancy. In response to the national deepwater development strategy, CNOOC actively participates in oil and gas exploration and development in the South China Sea and has completed 9 deepwater gas wells with depths of 1 350-1 500 m in the Liwan 3-1gas field of Block 29/26 in Pearl River Mouth Basin in the South China Sea. The key well completion technologies such as high precision sanding prediction, deepwater sand prevention design, frac and pack process, and mobile security measures have initially developed. Combined with the practice of deepwater well completion in the South China Sea, the possible risk points and field response technological measures in deepwater completion operation are summarized and reasoned to promote the progress of oil and gas exploration and development projects undertaken by CNOOC. Good economic and social benefits are harvested and the experience provides a reference for subsequent design and operations.

deepwater well completion; sanding prediction; sand control design; key technology; frac and pack