深水氣田幾項完井技術研究

田 崢,葉吉華，劉正禮，羅俊豐，張春杰，金 顥

[中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067]

深水氣田幾項完井技術研究

田 崢,葉吉華，劉正禮，羅俊豐，張春杰，金 顥

[中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067]

隨著海洋石油進軍深水步伐的推進，在南中國海深水作業實踐中遇到一系列作業難點和挑戰。惡劣的作業自然環境對深水完井提出了更高的技術標準和要求，在完井工具和設備、施工工藝與完井技術策略上與淺水及陸地完井差異明顯。我國在深水鉆完井方面處于起步階段，相比國外存在不小差距。針對深水作業特點，分析了作業中的一些難點與關鍵技術以及深水完井的策略，研究了M深水氣田完井關鍵技術，對射孔技術、精細化完井防砂控制技術、壓裂充填技術進行了分析和研究。結合我國南中國海深水完井作業實踐，對深水完井作業中的可能風險點和現場應對技術措施進行了總結和梳理。研究結果可為后續設計和作業提供參考。

深水完井; 策略; 防砂; 射孔; 壓裂

0 引 言

全球的重大勘探發現一半以上來自海洋，同時，未來世界油氣總儲量的44%來自深水。作為四大海洋油氣資源帶之一的南中國海(另外3個是波斯灣、歐洲北海和墨西哥灣)，地質儲量為200×108～300×108t。深水油氣勘探開發潛力巨大，是中國油氣資源的重要戰略接替區。

M氣田是我國開發的第一個深水氣田，作業水深1 350～1 500 m，位于南中國海珠江口盆地29/26 區塊，香港東南310 km處，距離PY30-1油田64 km，距離LH11-1 油田102 km。2006年開始成功鉆探，鉆遇55.5 m共4個含氣沙巖層，珠江組Sand1和珠海組Sand2、3、4。M氣田屬于正常壓力和溫度體系、中孔中高滲氣田。該氣田于2011年6月進入完井現場施工階段，已完成全部9口井的完井作業，于2014年3月底成功投產。投產初期單井最大產量425×104m3/d，計劃生產15年。

本文旨在通過M氣田深水完井項目的完井作業實踐，對相關作業難點和挑戰進行總結，對深水完井技術的特點進行分析和研究，為相關技術的深入研究提供參考。

1 深水完井特點

從完井的角度來看，深水油氣田與淺水和陸上油氣田沒有本質的區別。由于深水油氣田往往開發的是高滲透的油氣層，故而其完井方法一定程度上反而比陸上油田更加簡單。然而，深水井惡劣的作業環境、高風險和經濟效益的影響，給深水油氣田常規技術的開發帶來不少的挑戰。

隨著我國南海深水油氣開發的逐步實踐和深入，深水完井方面的作業難點和挑戰逐步顯現：(1)風、浪、流等自然海況環境惡劣，南海臺風季節長，頻繁的臺風運移對深水鉆完井作業影響較大。(2)流動安全保障的影響，深水低溫對井筒流體的物性作用，水合物堵塞、結蠟、結垢等方面的影響。(3)防砂方案的制定。深水油氣田出砂后修井成本極高，因此一般采取保守而穩妥的防砂方法。(4)遠控操作、長距離回接引起的環境負載高，極大地增加了施工風險和作業難度。(5)深水完井設備復雜，維護代價高昂，對作業系統的可靠性提出了較高要求。(6)安裝維修等一系列水下作業需要水下機器人(ROV)配合，成本較高，到后期投產始終需要水下控制系統的配合[1]。此外，完井作業結束后，生產階段還面臨管柱防腐、環空圈閉壓力控制、控制管線無損連接等一系列技術挑戰。

由于深水井完井及后期的修井作業成本高昂，在惡劣的作業自然環境中，對深水完井提出了更高的技術標準和要求，具體涉及作業時效、防砂效果、生產中流體攜沙百分比、修井頻率等諸多方面。對此，深水完井作業中采取了不同于陸地的分上部完井和下部完井的深水完井工藝，采取了壓裂充填與篩管防砂相結合的保守防砂措施，在完井工具方面會考慮一趟多層管柱，射孔與防砂一趟完成，并采用國外先進的工具來作業，以減少工具出現復雜情況帶來的時效性問題，降低作業成本。

2 M深水氣田幾項關鍵完井技術

完井作業是一項復雜的系統工程，需要綜合考慮的因素很多，主要有生產過程中井眼是否穩定、生產過程中地層是否出砂、地質和油藏工程特性、完井產能大小、鉆井完井的成本、綜合經濟效益、采油工程要求等。最關鍵的環節是根據地層的地質特點、油藏工程特點以及采油技術需求，確定最合理的完井方法。

從深水完井技術看，保護儲層、長期穩定生產、較少的修井需要和產能最大化是深水完井技術追求的目標。實現這些目標的途徑在于射孔技術、深水完井防砂技術、服務管柱優化技術、壓裂充填等有較明顯特色的技術環節。

2.1 射孔技術

射孔即射孔彈穿透套管、水泥環和地層的過程。射孔是影響套管抗擠抗壓能力的重要因素[2]。套管射孔后孔周邊產生的射孔裂紋會在隨后的采注動載作用下擴展，引發管體低載荷脆裂。孔眼的不規則還會引起應力集中，加劇裂紋擴展。在松軟塑性地層中的套管會因抗擠壓強度嚴重下降而被擠毀[3]。因此，在射孔參數的優選上需要進行技術研究，射孔過密將影響套管強度，而射孔過疏則將影響油氣井產能。

通過有限元計算研究發現[2]，射孔密度(簡稱“孔密”)低于每米16孔時，套管抗擠壓強度變化不大。此外，相位角對套管側向抗壓強度影響較大。60°相位角為其臨界值，與同孔密的其他相位角射孔相比，套管的側向抗壓強度高得多。對于各向異性地層，由180°變到0°或90°時產能提高較大，而在0°和90°間變化時產能變化不大；對于各向同性地層，0°變到90°或180°時產能較大提高，90°和180°之間變化時產能變化不大。

M氣田完井設計中射孔管柱采用的是油管輸送射孔(TCP)。選擇這種工作管柱，主要是出于射孔作業的效率與可靠性方面的考慮。考慮套管的側向抗壓強度和產能最大化，設計相位角為60°/120°。根據完井井眼尺寸和射孔彈射孔效果考慮，選擇7英寸(1英寸=25.4 mm)射孔槍， 根據產能與流通效率，設計孔密為每米59孔時，考慮射孔彈射孔穿透污染帶要求選擇49.5 g HMX型號的射孔彈。采用大孔徑射孔彈，射孔直徑約為1英寸。考慮到后續的壓裂將會提高產層的滲透率，產生的氣流通道遠大于射孔的原始通道。

2.2 深水井防砂技術與策略

2.2.1 防砂方式選擇

儲層出砂對深水油氣田正常生產的危害較大，輕則對管線和閥門造成磨損和沖蝕，使得橡膠密封元件氣密性降低，重則影響產能，甚至掩埋儲層，需要頻繁修井清砂[4]。M氣田為深水氣田，采用水下井口生產系統。后期修井的作業需要動員深水平臺，費用高昂。因此，防砂方式與防砂精度的選擇對于M氣田來說非常重要。深水油氣井防砂需要采用保守穩妥的技術策略[4]。

M氣田屬于深水淺層氣田，儲層具有上覆巖層壓力低、成巖性差、膠結強度低的特點。氣層分布在珠江組的兩套砂體。氣田的1號產層為中等強度出砂，2號產層為強出砂。在對M氣田的開發過程中必須進行先期完井防砂，配合防砂設備要抗腐蝕、具有較好的流通性并能有效持久地防砂。通過前期研究，針對該區塊不同井型，推薦防砂原則如下。

(1) 垂直井、定向井：裸眼內防砂最好采用裸眼礫石充填完井。射孔套管內防砂最好采用管內礫石充填完井，如地層條件允許，應盡量進行壓裂礫石充填完井，以提高產能。

(2) 水平井：從最保險的角度考慮，以裸眼礫石充填完井和管內礫石充填完井最好。礫石充填時，直接用高級優質篩管替代常規的繞絲篩管，以增加防砂的有效性和壽命，然后再在高級優質篩管與裸眼或者套管的環空充填礫石。為了提高產量，建議使用陶粒作為礫石(不再推薦使用石英砂作為礫石)。如果氣層無底水，采用再進一步建議壓裂礫石充填防砂，以提高產量。

根據前期研究，儲層出砂可能性大，從產能、防砂效果和防砂壽命考慮，選擇較保守的防砂方式：篩管壓裂充填防砂。M氣田采用單層管內壓裂充填，在9-5/8英寸套管內使用繞絲篩管。

2.2.2 防砂精度控制

根據Schwartz均勻分選系數與Saucier礫石充填設計準則[5]，在巖心砂粒分析的基礎上進行防砂精度計算分析。

根據Schwartz均勻分選系數計算C值(C=d40/d90)的，如圖1所示，1號砂體的分選系數小于5，按d10砂粒尺寸考慮防砂精度，均勻性屬于中等；2號砂體的分選系數大于10，均勻性較差，按d70砂粒尺寸考慮防砂精度。

圖1 M氣田1號、2號砂體均勻分選系數分布Fig.1 Evenly sorting coefficient distribution in No.1 and 2 sand body in M gas field

首先考慮1號砂礫石尺寸選擇。根據Schwartz分選系數選擇充填的礫石尺寸，通過計算可知，8～12目尺寸礫石滿足要求。這種尺寸的礫石能直接攔截10%的較大粒徑地層砂，其余的細砂粒則可通過地層砂自身砂礫架橋加以過濾和攔截。但是這種通過砂橋擋砂的篩選礫石原則，增加了地層砂對礫石層侵入堵塞的風險。根據Saucier礫石充填設計準則[D50< 6 ×d50，其中d為地層砂直徑(mm)，D為礫石直徑(mm)]，選擇按16～30目礫石防砂，如圖2所示。

圖2 M氣田d50砂礫尺寸分布圖Fig.2 Sand coefficient distribution of d50 in M gas field

下面討論2號砂體礫石尺寸選擇。2號砂體分選系數大于10，分選性較差，上下砂體粒度存在一定差異。根據Schwartz法則，以d70為標準進行選擇。上部砂體較粗，選擇20～40目的礫石尺寸，下部砂體相對較細，根據計算需要選擇40～60目的礫石，如圖3所示。根據Saucier法則進行計算，上部2/3的儲層適合20～40目的礫石，下部約10 m厚度的儲層適合40～60目的礫石。如果按照通常的礫石尺寸原則,應選擇40～60目的礫石，但是這種較細的礫石，會降低井筒周圍的孔隙度和滲透率，礫石層和篩管堵塞的風險相對較高，最終對整體產量產生影響較大。而且下部10 m儲層較致密，孔隙度和滲透率較低，氣體流速小于0.012 m/s[6]，出砂的風險較低。因此，綜合考慮，選擇20～40目的礫石進行該層的防砂。

2.3 壓裂充填技術

壓裂充填防砂技術是針對中高滲透油藏開發中因地層出砂導致油井減產或停產而研究的一種新型措施，具有防砂和增產的雙重作用。其實質就是采用端部脫砂技術使攜砂液在裂縫端部脫砂，然后膨脹與充填裂縫，形成短而寬的高導流能力滲流通道。

M氣田深水完井壓裂充填施工作業步驟分為6步：(1)射孔、下入篩管，然后在高于地層破裂壓力的施工壓力下向地層中泵入前置液，起裂地層；(2)繼續泵入前置液，使裂縫在產層中延伸；(3)再泵入低砂比攜砂液，阻止裂縫面積進一步增加；(4)緊接著泵入砂比逐漸升高的攜砂液，提高裂縫的導流能力，同時支撐劑從縫端到縫口逐漸充填裂縫；(5)當裂縫寬度即裂縫導流能力達到設計要求時，停止壓裂施工；

圖3 不同深度產層地層砂激光粒度分布圖Fig.3 Laser particle size distributions of reseyvoir sand in different depths

(6)最后采用常規礫石充填方法充填篩管和套管之間的環空。

壓裂充填防砂的核心工藝是端部脫砂。對于高滲透油氣藏，增大縫寬比增大縫長更有助于提高產量。圖4為M氣田壓裂充填作業圖。以實際程序過程進行作業說明。

圖4 M氣田壓裂充填作業壓力圖Fig.4 Pressure diagram of M gas field during fracturing and filling operation

1～2階段：泵入前置液，隨泵入量的增加可見地面管柱壓力逐漸增大，主要原因是前置液在管柱內的循環摩阻和內外管柱壓差。2～3階段：關萬能防噴器，前置液密度小于環空液體密度，所以此時雖然已停泵，但內管柱內仍然存在2.41 MPa壓力。3～4 階段：向地層內擠注前置液，同時泵入攜砂液，在此期間由于液體密度隨含砂濃度增大逐漸增大，地面管柱壓力逐漸下降。5～6階段：不同濃度的攜砂液逐漸被擠入地層，環空和管柱內壓力逐漸上升，可見礫石充填封隔器下部充填物濃度逐漸上升。6～7階段：逐漸減小排量，脫砂，直到出現最大脫砂壓力，當泵速降低至2.39 m3/min時，出現最大脫砂壓力32.41 MPa，此時礫石充填封隔器下部充填物濃度達到最大值1 200 kg/m3。壓裂礫石充填完井所需排量一般大于水平井裸眼礫石充填完井與高速水充填完井。壓裂礫石充填泵排量一般都在6.36 m3/min左右，礫石充填系數達到了953 kg/m，而在Campos盆地甚至還達到了1 667 kg/m，而高速水礫石充填或裸眼礫石充填一般不超過1.59 m3/min，礫石充填系數一般不超過149 kg/m。這說明壓裂礫石充填完井獲得的導流能力比高速水礫石充填與水平井裸眼礫石充填大。

3 深水完井作業風險分析

深水完井作業中存在諸多作業風險點，任何一項作業失敗都可能對后期投產造成影響，甚至造成完井作業失敗。只有提前制定風險預案及應對措施，才能在遇到突發情況時有的放矢。表1總結了M深水氣田完井作業中可能的風險點及對應的解決方案。

4 結 語

(1) 就完井作業而言，深水油氣田與淺水油田和陸上油田沒有本質的區別，其最大特點在于作業風險和經濟成本提高了。由此對深水完井作業提出了一系列技術要求：高效、安全、可靠、成本控制。在南海深水完井作業實踐中，攻克了一系列技術和工具的難點，逐步總結出相關作業經驗。

(2) 有限元模擬分析表明，射孔作業中的孔密、相位、射孔彈類型等技術參數直接決定生產套管的強度和后期儲層產能。結合地層情況，優化射孔參數，在保持套管滿足生產強度要求的情況下實現產能最大化。

(3) 分析研究了M氣田的深水完井方式選擇及控砂精度，該技術是完井中的關鍵技術。其核心在于精細化控制地層出砂、油氣井壽命最大化、儲層生產產能最大化的綜合臨界度的權衡。

(4) 總結前期深水作業實踐，進行深水完井作業風險評估分析，列出了深水完井中可能存在的作業風險點及應對措施。

表1 M深水氣田完井作業風險點及應對措施Table 1 Deepwater well completion operation risk points and solutions in M gas field

[1] 程仲，牟小軍，張俊斌，等.南海東部深水氣田完井作業實踐[J]. 石油鉆采工藝，2014，36(3)：33.

[2] 熊友明，潘迎德. 各種射孔系列完井方式下水平井產能預測研究[J]. 西南石油學院學報, 1996，18(2)：56.

[3] 雷征東，安小平，李相方.射孔完井出砂預測新模型及其在射孔優化中的應用[J]. 油氣井測試，2006，15(6)：10.

[4] 熊友明，張偉國，羅俊峰，等. 番禺30-1 氣田水平井精細防砂研究與實踐[J]. 石油鉆采工藝，2011，33(4)：34.

[5] 海上油氣田完井手冊編委會.海洋石油完井手冊[M].北京：石油工業出版社，1998.

[6] 王利華，鄧金根，周建良，等.適度出砂開采標準金屬網布優質篩管防砂參數設計實驗研究[J]. 中國海上油氣，2011，23(2)：107.

SeveralWellCompletionTechnologiesforDeepwaterGasField

TIAN Zheng, YE Ji-hua, LIU Zheng-li, LUO Jun-feng, ZHANG Chun-jie, JIN Hao

(ShenzhenBranchofCNOOC,Shenzhen,Guangdong518067,China)

With the development of offshore oil exploitation into the deepwater region, we encounter a series of difficulties and challenges in practice in the South China Sea during deepwater operation. The severe natural environment puts forward higher technology standards and requirements on deepwater well completion. In the aspects of well completion tools, equipment, construction technology and strategy, there exists obvious difference between deepwater tasks and shallow water or land operations. According to the characteristics of deepwater operation, some difficulties and key technologies are analyzed. The completion sand control, perforating technology, and fracturing filling technology are studied separately. In the deepwater well completion practice in South China Sea, the possible risk points and technical solutions are summarized. The results can provide reference for the subsequent design and operation.

deepwater well completion; strategy; sand control; perforation; fracturing

TE257；TE52

A

2095-7297(2015)01-0012-06

2015-01-26

國家科技重大專項(2011ZX05026-001-04)

田崢(1984—)，男，碩士，工程師，主要從事海洋深水鉆完井技術方面的研究。