莺歌海盆地高温高压水平气井井控影响因素

何英明 刘书杰 耿亚楠 谢仁军 任美鹏 夏强

中海油研究总院

莺歌海盆地高温高压水平气井井控影响因素

何英明 刘书杰 耿亚楠 谢仁军 任美鹏 夏强

中海油研究总院

水平井是提高莺歌海盆地区域气井产能的重要手段，该区域的高温高压特点严重制约着钻井井控安全。结合水平井渗流理论和多相流理论，建立了高温高压水平井井控压井模型，以莺歌海盆地的一口井为例，模拟分析了高温高压水平井井控的特点。模拟分析结果表明：水平段长度越长，渗透率越大，溢流量越大；水平井具有更大的井涌允量和更长的关井时间；钻井液密度在该区域高温高压环境下会减小；相同溢流条件下，高温井的井底压力降低更明显；如果使用油基钻井液，溢出气体会溶解到钻井液中，随着向上运移，气体不断析出并且膨胀，导致泥浆池增量在压井后期突然增大。高温高压水平井的井控分析为莺歌海盆地的高效安全开发提供了技术支持。

高温高压；水平井；多相流；井控；影响因素

莺歌海盆地位于海南隆起区与昆嵩隆起区之间，天然气资源丰富，特殊的地质环境使底辟带形成高温超压环境［1］。以东方区域为例，中深层温度可达150 ℃，地层压力68.95 MPa，高温超压环境对井控安全带来很大的挑战，尤其在目前石油行业整体低迷的大环境下，采用水平井开发海上高温高压气田可以最大程度上提高经济效益，因此必须对高温高压水平井井控影响因素进行深入剖析，保证海上作业安全。

关于水平井井控，目前国内外进行了一些研究，如1998年，徐优富［2］分析了侵入流体在水平井中运行的一般规律，给出了水平井压井计算过程；2004年，王瑞娥［3］针对水平井井涌的特点，提出了一套合理的水平井压井的简易计算方法；2013年，白方方［4］针对水平井压井过程中气体在环空的运移规律进行了研究；以上研究并没有考虑高温高压和多相流的影响。为此，笔者从多相流及水平井渗流理论出发，建立了多相流压井模型，分析高温高压水平井井控特征，为莺歌海盆地高温高压水平井的高效安全开发提供了技术支持。

1 高温高压水平气井井控应考虑的因素

Well control considerations on HTHP horizontal wells

1.1 温度与压力耦合效应

Temperature-pressure coupling effect

温度与压力的耦合效应主要表现为对钻井液密度的影响，正常情况下钻井液密度随着温度的增加会呈现减小的趋势，而随着压力的增大钻井液密度增大。因此对于高温高压井，必须研究钻井液密度随井筒剖面的变化，确保安全钻进。

1.2 钻井液体系

Drilling fluid system

为了降低成本，很多高温高压井中采用水基钻井液，并取得了不错的应用效果。但是在高难度的高温高压井中，由于油基钻井液润滑性好、稳定性高，所以首选油基钻井液。由于气体在油基钻井液中的溶解作用，在压井过程中会呈现不同的特征。

1.3 渗透率与水平段长度

Permeability and horizontal section length

一般来讲，渗透率越高气井产量越大，尤其对于高温高压井来讲，渗透率比较高，一旦发生溢流对井控会产生比较大的影响。水平段长度越大储层的暴露面积越大，一旦发生气侵，容易短时间溢出大量气体，是影响高温高压水平井井控的主要因素。

2 高温高压水平气井压井模型

Well kill model of HTHP horizontal wells

2.1 水平井产能方程

Deliverability equation of horizontal wells

水平气井的产能计算公式为

式中，Qgh为气侵量，m3/min；Kh为储层垂向渗透率mD；h为储层厚度，m；pe为地层压力，MPa；pw为井底流压，MPa；psc为标况下天然气压力，MPa；Tsc为标况下天然气温度，K；T为温度，K；μg为天然气黏度，mPa·s；Z为偏差系数；Reh为井控半径，m；rw为井筒半径，m；L为水平井裸眼段长度，m；δ为偏心距，m；，为各向异性系数。

2.2 高温高压水平气井压井多相流模型

Multiphase flow model on well kill of HTHP horizontal wells（1）质量守恒方程。气体质量守恒方程

液体质量守恒方程

液滴模型

式中，νg，νL，νD分别为气体、液体和液滴速度，m/s；Vg，VL，VD分别为气体、液体和液滴容积率；ψg，ψe，ψd分别为传质速率、夹带速率、沉积速率，kg/（m3·s）；G为质量源，kg/（m3·s）；下标g，L，i和D分别代表气，液，界面和液滴；A为截面积，m2。

（2）动量守恒方程。

气体动量守恒方程

液体动量守恒方程

液滴动量守恒方程

式中，Sg，SL和Si分别为气体、液体和界面的湿周，m；νr为滑脱速度，m/s；νa为蒸汽速度，取值参考文献［5］；νi为界面速度，m/s；α为井筒斜率，rad；FD为拽拉力，N/m。

（3）能量守恒方程。钻井井喷压井期间的能量方程主要计算井筒的温度场。

式中，HS为质量源的焓，J/kg；H为各组分的焓，J/ kg；U每个体积单位的传热，J/m3；E为各组分的质量单元的能量交换，J/kg。

3 不同井型井控特征分析

Analysis on the well control characteristic of different wells

为了分析不同井型的井控特征，设计了3口高温高压井，3口井地层特性相同，具体参数见表1。

表1 基础数据Table 1 Basic datas

3.1 长期关井条件下井控特征分析

Analysis on the well control characteristics in the conditions of long-term shut in

假设3口井井底压差相同为0.69 MPa，对3口井溢流长期关井后的情况进行分析，模拟结果如图1所示。

图1 井底压力及自由气分布Fig.1 Distribution of bottom hole pressure and free gas

从图1中可以得到以下结论：（1）从自由气的分布来看，直井的气体滑脱上升速度最快，其次为定向井，对于水平井来讲，一小部分气体滑脱上升，大部分气体停留在水平段；（2）由于气体滑脱上升的影响，直井、定向井井底压力上升较快，很快压破薄弱地层，而水平井井底压力开始上升较快，后期趋于稳定，说明井涌时水平井有更大的井涌允量及关井时间。

3.2 压井过程特征分析

Analysis on the characteristics in the process of well kill

采用司钻法压井，关井10 min开泵，排除溢流，模拟结果如图2、图3所示。

图2 溢流量示意图Fig.2 Schematic overflow rate

模拟结果可知：（1）直井、定向井溢流量大致相等，但水平井溢流量比较大，这主要是因为直井、定向井中气柱上升速度快，较快达到了井底压力平衡，后期溢流量减小；而水平井发生气侵后，气体大部分集中在水平段，建立井底平衡时间较长，导致溢流进一步加大；（2）压井过程中，水平井的套压及泥浆池增量峰值最低，但是整体泥浆池增量大，这是因为溢流气体缓慢从水平段循环到直井段，因此对液柱压力的减小较直井、定向井小，造成所需井口回压低，但是由于水平井溢流量大，因此总体泥浆池增量大。

图3 泥浆池增量及套压曲线Fig.3 Drilling fluid pit increment and casing pressure

4 高温高压水平井井控影响因素分析

Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells

4.1 温度

Temperature

对温度与压力对钻井液密度的影响进行了模拟计算，如图4所示。计算结果表明：对于常温井，钻井液密度整体呈增大的趋势，而对于高温高压井，温度占主导因素，钻井液密度随井深增大整体呈减小趋势。因此在高温高压井设计及实施过程中，必须加强对井底ECD的监控。

图4 钻井液密度变化曲线Fig.4 Density evolution of drilling fluid

对压井过程进行模拟，假设2口井具有相同的井底压差，泥浆池增量1 m3报警，采用司钻法排除溢流，对比曲线如图5所示。

（1）当达到1 m3溢流时，高温井的井底压力较常温井小，主要因为井底高温时气体膨胀比较严重造成井底的压力越来越小；（2）由于高温下气体的膨胀，高温井的最大泥浆池增量及套压要比常温井高。

4.2 钻井液体系

Drilling fluid system

对不同钻井液体系压井过程进行模拟，模拟结果如图6所示。

图5 泥浆池增量及套压曲线Fig.5 Drilling fluid pit increment and casing pressure

图6 泥浆池增量曲线Fig.6 Drilling fluid pit increment

由于气体在油基钻井液的溶解作用，压井开始阶段泥浆池的增量略微下降，随着气体运移到井口，压力逐渐降低，气体溶解度下降，压井过程后期泥浆池增量突然增大。

4.3 渗透率

Permeability

根据水平气井产能方程，对渗透率对气侵速度的影响进行了分析，假设控制半径Re分别为30、50、100、150、300、400 m，负压差为10 MPa渗透率分别为0.1、3、10、100、150 mD，渗透率对气侵速度的影响如图7所示，低渗透率下气侵速度差别不大，随着渗透率的增大，气侵速度增大较为明显。

图7 渗透率对气侵速度的影响Fig.7 Effect of permeability on gas invasion velocity

对渗透率对高温高压水平井压井特征的影响进行了分析，如图8所示。（1）渗透率越大，监测到1 m3溢流的时间越短，这主要是因为渗透率越大、气体的溢出速度越快；（2）渗透率越大，井口的套压值、泥浆池增量也越大。这主要是因为渗透率越大，关井期间溢出气体量越大，所以在压井期间需要更大的套压来平衡地层压力。

图8 不同渗透率下压井对比图Fig.8 Comparison of well kill in different permeability

4.4 水平段长度

Horizontal section length

根据气井产能方程对水平段长度与气侵速度的关系进行了分析。裸眼段长度分别为：5、20、100、300、600、1 000 m，井底压差分别为：1、3、5、10、15、30 MPa，计算气侵速度，变化规律如图9所示，压井过程如图10所示。在低负压差情况下，气侵速度较小，随着水平段长度增加，气侵速度增大，当水平段长度达到一定程度后，其对气侵速度的影响不再明显。这也就造成了水平段长度越长，泥浆池增量越大，压井过程中套压越高。

图9 水平段长度对气侵速度的影响Fig.9 Effect of horizontal section length on gas invasion velocity

图10 泥浆池增量及套压曲线Fig.10 Drilling fluid pit increment and casing pressure

5 结论

Conclusions

（1）温度与压力的耦合作用、渗透率、水平段长度及钻井液体系是影响莺歌海盆地高温高压水平井井控的关键因素。

（2）如溢流及时被发现，相对于直井及定向井，由于溢出气体大部分停留在水平段，水平井具有更大的井涌允量及关井时间，并且压井过程中套压及泥浆池增量峰值更小。

（3）由于高温下气体的膨胀作用，高温井井底压力降低更明显，因此井底温度越高溢流量越大。

（4）采用油基钻井液的气井发生溢流，泥浆池增量会在压井过程后期突然增大。

（5）水平段长度越长，造成储层裸露面积越大，溢流速度越快，压井过程中溢流量及套压越大。

（6）渗透率越高，溢流速度越快，造成处理事故的准备时间越短，因此对于高渗透率气田开发，需做好应急预案。

References:

［1］王振峰，胡代圣.莺歌海盆地中央泥拱构造带大气田勘探方向［J］.天然气工业，1999，19（1）： 28-30.WANG Zhenfeng,HU Daisheng.Prospecting for grand gas fields in thecentral mud diapir structure belt in Yinggehaibasin［J］.Natural Gas Industry,1999,19（1）:28-30.

［2］徐优富.国外水平井井控技术［J］.石油钻探技术，1998，26（1）：55-57.XU Youfu,Foreign horizontal well control［J］.Petroleum Drilling Techniques,1998,26（1）:55-57.

［3］王瑞娥，汪海阁.水平井压井方法［J］.钻采工艺，2005，28（2）：11-13.WANG Ruie,WANG Haige.The killing method of horizontal well［J］.Drilling &Production Technology,2005,28（2）:11-13.

［4］白方方，徐剑明，郑璐璐，何虎.水平井井控井筒压力分布规律研究［J］.重庆科技学院学报，2013，15（4）：47-50.BAI Fangfang,XU Jianming,ZHENG Lulu,HE Hu.The research of wellbore pressure for the horizontal well control［J］.Journal of Chongqing University of Science and Technology,2013,15（4）:47-50.

［5］BENDLKSEN Kjell H,MALNES Dag,MOE Randl.The dynamic two-fluid model OLGA:Theory and application［R］.SPE 19451,1991.

（修改稿收到日期 2016-11-11）

〔编辑 薛改珍〕

Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells in the Yingehai Basin

HE Yingming,LIU Shujie,GENG Ya’ nan,XIE Renjun,REN Meipeng,XIA Qiang
CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China

Horizontal well is an important technology to improve the gas well deliverability in the area of Yinggehai Basin,but its well control safety is seriously restricted by the high temperature and high pressure in this area.In this paper,a well kill model on HTHP (high temperature and high pressure) horizontal wells was built up according to seepage and multiphase flow theories of horizontal wells.And then,a well in the Yinggehai Basin was taken as an example to analyze the well control characteristic of HTHP horizontal wells.It is shown that overflow rate increases with the increasing of horizontal section length and permeability.Horizontal wells are higher in kick tolerance and longer in shut in time.The density of drilling fluid decreases in HTHP environment of this area.When the overflow condition is the same,the bottom hole pressure of high-temperature wells drops significantly.If oil based drilling fluid is used,the overflowing gas will be dissolved in it.With the upward migration,the gas is evolved continuously and expanded,resulting in sharp increase of drilling fluid pit increment at the late stage of well kill.The analysis on well control of HTHP horizontal wells in this paper provides the technical support for the safe and efficient development of the Yinggehai Basin.

high temperature and high pressure;horizontal well;multiphase flow;well control;influential factor

何英明，刘书杰，耿亚楠，谢仁军，任美鹏，夏强.莺歌海盆地高温高压水平井井控影响因素［J］.石油钻采工艺，2016，38（6）：771-775.

TE53

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0771-05

10.13639/j.odpt.2016.06.011

:HE Yingming,LIU Shujie,GENG Ya’ nan,XIE Renjun,REN Meipeng,XIA Qiang.Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells in the Yingehai Basin［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):771-775.

何英明（1985-），2011年毕业于中国石油大学（华东）油气井工程专业，现从事海洋钻井设计、井控理论研究。通讯地址：（100028）北京市朝阳区太阳宫南街6号院中海油大厦A704室。电话：010-84522560。E-mail:heym2@cnooc.com.cn