番禺30-1气田完井诱喷返排技术——注入邻井气诱喷返排的成功应用

张自印，张玉刚，唐咸弟，李 勇，卢有军

（中海石油<中国>有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

番禺30-1气田完井诱喷返排技术
——注入邻井气诱喷返排的成功应用

张自印*，张玉刚，唐咸弟，李 勇，卢有军

（中海石油<中国>有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

番禺30-1气田共有9口井，1口井为定向井，8口井均为水平井，由于井深大，水平段长，井筒内的液量大，所以完井返排时难度大，在设计中9口井在返排清井作业，均采用注入诱喷液造一定负压进行常规诱喷返排，但在实际作业中有4口井按常规返排程序不成功，其中有1口井采用了连续油管注氮气助排，3口井采用注入邻井气助排，注入邻井气诱喷返排作业在该气田完井作业中应用的非常成功，主要介绍注入邻井气诱喷返排的工艺技术及诱喷原理分析。

地层压力;清井放喷;连续油管;诱喷液;邻井气

1 概述

南海番禺30-1气田是国内海洋石油自营作业水深最深（平均水深约198.02m）的作业平台，同时也是南海东部自营作业的第一个气田，该气田位于南海珠江口盆地流花07自营区块，距惠州21-1油气田西南约136km，距香港东南约240km，设有井槽15口，其中生产井9口，预留井槽6口，除1口定向井外，其余均为水平井，其中，A8h井水垂比最大为2.54，有6口水平井开发珠江组的MFS18.5储层，MFS18.5-1有效厚度为14.2～25m，储层物性较差，属于低—中孔、低—中渗储层；MFS18.5-2有效厚度为20.5～23m，它是MFS18.5中储层物性最好的部分，属于中孔、高渗储层，MFS18.5储层，原始地层压力27.12MPa。

根据番禺30-1气田总体开发方案及石油大学防砂优化研究结论，结合目前海洋气田开发经验，定向井和所有水平井均采用8-1/2″井段裸眼下入6-5/8″优质筛管和盲管完井；番禺30-1气田利用模块钻机进行完井；主要完井程序有：刮管洗井，下防砂管柱，破胶，座封VGP防砂封隔器，下生产管柱，座封RH生产封隔器，替诱喷液，返排放喷。

当前国内外气井诱喷返排常用的方式有：注入诱喷液造负压诱喷、钢丝作业、连续油管作业、地面注气等。本文分别就番禺30-1气田使用的3种不同诱喷返排方式进行介绍和分析，着重对注入邻井气诱喷返排方法进行分析介绍。

2 常规诱喷返排

下完生产管柱后，向管柱内挤入低密度的诱喷液，关井待地面流程焊接好后，开井利用地层本身的能量，再结合地层流体上窜带动液体排出，进行返排清井。

以A01H井的诱喷为例进行说明，该井主要开发MFS18.5-1层位，该层原始地层压力3890psi，地层压力系数1.00～1.03。A01H井完钻井深4778m（MD），2783.9m（TVD），井斜98.8°，完井防砂管柱为6-5/8″优质筛管，生产管柱为4-1/2″油管串，电子压力计深度4066mMD，2780mTVD，诱喷液的配方为钻井水（淡水）+2%HCS，诱喷液密度为1.0g/cm3。该井在挤注诱喷液时，地面泵压非常低，即有倒灌现象，说明地层在破胶后漏失量大，管柱内的液面低，液柱压力小，所以有足够的压差，使得管柱内的诱喷液能快速返出，返排清井期间，不断调节油嘴大小，观察压力及温度变化，返排用时11.25h后进入生产流程，开井返排22.75h后交井给生产人员，返排期间累计排水118.5m3。随着返排的进行，井口及井下压力温度（井下压力计位置4067mMD，2780mTVD）变化情况，如图1和图2所示。

3 连续油管注入氮气诱喷返排

3.1 连续油管作业应用实例

图1 A01H井返排作业压力-时间曲线

图2 A01H井返排作业温度-时间曲线

PY30-1气田A03H井开发MFS18.5-1层位，该层原始地层压力3890psi，地层压力系数1.00～1.03，气藏温度126℃，完钻井深4115mMD，2731mTVD，井斜93.32°，完井防砂管柱为6-5/8″优质筛管，生产管柱为4-1/2″油管串，电子压力计深度3575mMD，2703mTVD，以1～2桶的排量挤注诱喷液时泵压500～720psi，所以可以知道管柱内液面在井口附近，通过计算可知井底液柱压力3885psi，与地层压力基本平衡，但由于渗流阻力及管柱内壁摩阻的原因，开井返排时，井口压力温度变化不大，多次开关井返排均没有效果，所以决定采用连续油管注入氮气诱喷返排。

在连接好连续油管设备并试压合格后，下入连续油管进行诱喷作业，每下500ft气举作业一次，观察井口返出，如气体量较小而液体量较大，则在此位置停留，如果返出气体量较大而液体量较少，则继续下入，当下入到600m深度后，注入氮气替空注入头以上的液体，观察井口返出的气量增多，认为井有自喷能力，故停止下入，缓慢起出油管，转入正常的返排程序，至此A03H井采用连续油管注入氮气助排作业结束。

3.2 连续油管作业原理分析及相关计算

连续油管注氮气气举作业主要是利用连续油管可上下连续活动的特点，与制氮设备相互配合，用氮气将井内液体替出，使油管内液面降低，增大地层与油管内液体之间的压差，达到诱喷返排的目的，以激活此井产能。

计算摩阻损耗：

P地层=P阻+P液柱（掏空后） P阻=P地层-P液柱（掏空后）

P液柱=145×0.00981ρH

P阻=3890-0.00981×1.0×（2703-600）×145=898psi

p=P阻/D=898/(3575-600)=0.03psi/m

式中：H——氮气顶替后管内液柱高度；

ρ——诱喷液密度；

D——压力计所在位置井深；

p——每米管柱摩阻损耗。

由于完井作业中挤入了破胶液，这里计算忽略了渗流阻力，即可以计算出每米管柱的摩阻压力损耗约为0.03psi/m。

本井此次采用连续油管诱喷返排清井作业，累计作业时间39h，作业费用约104万元。

4 注入邻井气诱喷返排作业

A03H井完成后，该气田另有3口井在诱喷阶段按常规的诱喷方式没能诱喷成功，由于PY30-1气田前期已有部分井投产，同时邻井天然气气量足，并且投产井井口压力高达2900psi，结合A03H井下连续油管至600m左右就诱喷成功，所以采用注入邻井天然气进行诱喷返排，这里以A04H井为例进行说明。

4.1 注入邻井气体诱喷返排的原理分析

（1）气体排出时的惯性。当注入气体的压力达到1500psi时，关闭注气阀门，打开油嘴并调节油嘴开度，在管柱内气体排出的同时，由于能量释放，通过惯性可以带动管柱内诱喷液体上返。

（2）气体排出后，管内液柱下降，压差变小。由于邻井的产气量足，且井口压力大，在注入邻井气的过程中，随着注入时间和注入量的增多，A04H井的井口压力不断上升，在注入气体的作用下，推动油管内的诱喷液体，向下移动进入地层，当注入气体的气体压力及体足够时，打开油嘴排除管内气体及部分液体后，管内液柱被掏空，管柱内液柱压力减小，这样地层压力足够克服液柱压力和流动阻力了，管内流体在地层能量的推动下，逐渐返出，由于地层是以产气为主的，所以在地层气体的作用下，井口压力降低后又恢复上升，最后返排成功。

（3）地层本身的能量驱动。注入气体的过程中气体推动诱喷液向下进入地层，管柱内液面降低，液柱压力就减小；气体能量释放时，管内液体由于惯性会有上返趋势；再结合地层本身具有的压力作用，所以能够很快且有效地完成诱喷返排作业。

4.2 注入邻井气体诱喷返排可行性分析

地层流体为天然气，在气体运移过程中可带动液体上返，容易诱喷；地层压力充足，压力系数为1.0～1.03，诱喷液密度1.0g/cm3，作为气源井，邻井气量足，压力大；另外，邻井连续油管作业时只掏空600m能诱喷成功，进一步证明了通过注入邻井气顶替管内液体进入地层降低液柱压力，达到诱喷是可行的。

4.3 注入邻井气体诱喷返排应用实例

4.3.1 基本数据

A04H完钻井深5571.88mMD，2740.57mTVD,开发层位MFS18.5-2层，气层压力27.12MPa，该井9-5/8″套管下至5034.59m，5-1/2″油管下深4956.9m,油管内诱喷液液面在井口,诱喷液密度1.0g/m3,电子压力计下深4739mMD，2685mTVD,该井井底温度约125℃。采用邻井AO2H井作为气源井,气源井能提供的最大气举压力为2900psi,气体相对密度0.654g/cm3。4.3.2 注入邻井气诱喷作业，井的压力温度变化情况

A04H井开井后，井口油压为0psi，无液产出井口，从A02H井采油树帽上接针阀和连接3/8″气管线，连接到A04H井采油树帽上（A04H井树帽上装三通针阀及压力表），通过开关2口井采油树相关阀门及针阀来向A04H井注入气体，以达到诱喷返排的目的。开始给A04H井注气至1000psi；开井1h诱喷，无液返出；关翼安全阀，第二次给A04H井注气至1538psi，停止注气，观察；开井返排，油压1450psi下降至260psi，逐渐恢复至1900psi，调节油嘴开度进行返排，返排36.5h后，交井，清井返排期间累计产水149.67m3。

在注入邻井气体进行诱喷返排作业中，A04H井井口及井下压力温度（井下压力计位置4739mMD，2685mTVD,）变化情况，如图3和图4所示。

4.3.3 注入邻井气体的工艺流程

注入邻井气体的工艺流程见图5。

图3 A04H井返排作业压力-时间曲线

图4 A04H井返排作业温度-时间曲线

4.3.4 计算气柱长度

在开井之初井下压力计读出压力为3812psi，在第二次注气至井口压力达到1538psi时，井下压力为4049psi（见图3），即在井口注气的影响下，气体的一部分压力传递到井下压力计位置，下面计算开井排出气体后管柱内掏空的长度h。

P+0.00981ρ(H-h)×145-0.03×（D-h）=4049

1538+0.00981×1.0×(2685-h)×145-0.03×（4739-h）=4049

计算出：h=803m

式中：P——为注气后井口压力；

ρ——诱喷液密度；

H——压力计所在位置垂深；h——气柱长度；

D——压力计所在位置井深。

即注入邻井气压力达到1538psi后，气体推动管柱内液体下行了803m，当气体释放后，管柱内被掏空803m，由于液柱高度降低了，此时液柱压力就只有1677psi左右，所以地层能量的驱动下，就很容易进行返排。

图5 注入邻井气体的工艺流程

4.4 注入邻井气体进行诱喷返排作业的优越性

若井不能自喷返排和投产，必须借助外力，用连续油管注氮气诱喷，或者注入邻井气诱喷，两者相比，注入邻井气有诸多优点：

（1）作业风险小，注入邻井气只需要在井口区接一注入管线及阀门，即可实现注气作业，当气量注入压力足够时，调节油嘴即可完成返排作业；而使用连续油管作业，需要连续油管及制氮气等大型设备，并需要连接升高管及防喷管，作业工序多，风险高。

（2）作业时间短，以A04H井为例，注入邻井气自开井返排至交井，共用时36.5h（不占井口时间），而使用连续油管诱喷占用井口时间39h。

（3）作业成本低，使用的气源为平台自有的邻井气体，没有气源成本，且气量足够，连续油管作业需要动用大量设备及人员，费用多。

（4）不占井口时间，注入邻井气诱喷返排，只需在井口区域作业，不影响邻井的正常钻完井作业，不会对项目的作业计划有大的影响。

5 结论

PY30-1气田9口井，其中3口井是通过注入邻井气诱喷返排，最终投产成功的，在安全、时效、成本等方面，使用平台自有的邻井作为气源井，通过注入邻井气体进行诱喷返排在该气田的应用非常成功。这为以后该平台修井作业，以及新增加井的完井返排作业提供了很好的借鉴，同时也为南海东部后期开发的气田，在完井诱喷返排作业中使用邻井气诱喷提供经验。

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TE37

B

1004-5716(2015)08-0035-04

2014-09-01

2015-01-12

张自印（1985-），男（汉族），四川通江人，工程师，现从事地层测试及完井方面的工作。