單通道井開發海上邊際氣田可行性研究與實踐

宋春華，曹磊，林啟忠，李舜水　(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

張遠　(長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100)

單通道井開發海上邊際氣田可行性研究與實踐

宋春華，曹磊，林啟忠，李舜水(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

張遠(長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100)

[摘要]由于儲量規模小、豐度低，單井產量不高的氣田，利用常規方法開采，氣田開發建設的投資規模大，生產成本高，經濟效益差或無經濟效益。從地質油藏角度開展單通道(小井眼)井在邊際氣田的應用的可行性分析，并結合海上油氣田單通道井先導性試驗，認為采用單通道鉆完井技術可以降低鉆井成本，通過用鉆小井眼井節省的鉆完井費用，多鉆開發井，可以有效控制儲量動用程度，提高采收率。該項技術適合在儲量豐度較小的邊際油氣田或開發中后期調整井中推廣應用。

[關鍵詞]單通道井；海上油氣田；邊際油氣田；小井眼；鉆井成本

單通道井鉆完井技術在國內外低產、低豐度油氣田得到廣泛、成功的應用，而在我國海上油氣田的開發中，僅部分油氣田采用了小井眼側鉆工藝，單通道完井技術之前還沒有應用的先例。中國東部海域近年來發現了一些凝析氣田，但由于儲量規模小，儲量豐度低，常規鉆完井技術開采投資成本高，開發井數少，開發效果不理想，經濟效益差。為了經濟、有效開發這些油氣田，開展了單通道井在東海海域邊際凝析氣田的適用性評估，設計出了一套適合東海海域地層特性的單通道井鉆完井技術，并于2013年在東海X氣田開發調整井中實施了單通道井鉆完井技術先導性試驗，并取得了成功。筆者從地質油藏角度入手，結合我國海上第一口單通道鉆完井技術先導性試驗井，對單通道井鉆完井技術在我國東部海域邊際氣田的整體開發應用的可行性進行了分析。

1單通道鉆完井技術基本概念與特點

圖1　常規井井身結構與單通道井井身結構對比圖

常規的油氣井井身結構有2個流動通道(圖1(a))，一個是用于油氣生產的油管，另一個是用于循環壓井的油管、套管環形空間；相對于常規油氣井而言，單通道井鉆完井技術的井身結構只有1個流動通道(圖1(b))，這種井身結構節省了套管、封隔器、循環閥等鉆完井器具。由于單通道鉆完井采用小的井眼尺寸，簡化的井身結構設計和生產管柱設計，可以最大限度地降低鉆完井費用[1]。

2小井眼與常規井眼對氣井產能影響分析

2.1常規油藏工程分析

影響氣井產能的主要因素可以分2大類，一是地層因素，如儲層滲透率、地層有效厚度、泄流半徑、地層壓力等；二是井筒因素，包括生產壓差、井筒直徑、表皮因子等，由于井眼直徑的減小，將使紊流系數增大，從而使視表皮因子S′增加，根據平面徑向流公式(1)，可以分析常規井和小井眼井在相同生產壓差下的產量差別。假定常規井和小井眼井除井筒半徑不同外，其他參數均相同，對比兩類井的單井產能可用小井眼井的產能與常規井眼的產能之比來描述(見式(2))。

(1)

視表皮因子S′=S+Dqg

(2)

圖2　相同生產壓差下不同井徑對產能影響對比圖(考慮紊流)

圖3　相同產能條件下不同井徑與生產壓差對比圖(考慮紊流)

為小井眼井和常規井眼的視表皮因子，1。

假定泄流半徑為1000m，表皮因子為5，考慮紊流影響，對比不同井筒內徑條件下的單井產能，結果見圖2。當產能Qg = 20×104m3/d 時，常規井眼紊流系數為D7in=3.0×10-5(d/m3)，則D3in=6.0×10-5( d/m3)， ?3in井眼的產能將是?7in井眼的75%；當Qg=30×104m3/d時，?3in井眼的產能只有?7in井眼的70%；如果S減小或D7in增大，小井眼井的產能還將進一步下降，總體上產能損失的范圍在25%～35%。

在生產壓差相同的條件下，小井眼井的產能降低了，但從理論上來說，可以通過提高小井眼井的生產壓差來彌補損失的產能。圖3是產能一定的條件下，不同井眼條件下的生產壓差對比。假定泄流半徑為1000m，表皮因子為5，考慮紊流影響，D7in= 3.0×10-5(d/m3)，則D3in = 6.0×10-5(d/m3)，假定產能Qg= 20×104m3/d，?7in井眼的生產壓差為2.0MPa，那么?3in井眼的生產壓差應為2.68MPa，也就是說，小井眼井的生產壓差要增加33.9%；當產能增加到Qg=30×104m3/d，則小井眼生產壓差增加42.9%。

從油藏工程的角度分析不難看出，井徑對產量影響明顯，井徑越小，兩類井產量差異越大；在相同產能要求條件下，井徑越小，生產壓差越大。

2.2油藏模擬計算

以東海海域H凝析氣田為例，該氣田天然氣地質儲量約60×108m3，儲層埋深2300～3000m，孔隙度15%～25%，滲透率50～300mD。對該氣田開展小井眼整體開發可行性研究，根據其實際地質情況，選擇E1氣藏開展數值模擬研究，建立一平面均質底水模型。該氣藏平均滲透率230mD，動用地質儲量為6×108m3。假定經濟條件為最小日產氣量2.5×104m3，最大日產水量200m3，井底流壓7MPa。通過油藏模擬計算，與油藏工程分析具有相同的結論。對于某個單一氣藏，井眼大小對采收率影響不敏感，小井眼井與常規井開采在采收率上沒有大的差異，但穩產時間有差異。假定表皮因子S=10, 考慮紊流系數，D7in=3.0×10-5( d/m3) ，D3in = 6.0×10-5(d/m3)時，?3in小井眼井與?7in常規井開采在采收率上沒有大的差異，但小井眼井穩產期縮短1a；而假定表皮因子S=5，其他條件不變時，小井眼井穩產期縮短2a，而單井生產壓差增加15%～30%，平均增加21.7%。

通過對H氣田采用小井眼井和常規井整體開發油藏模擬研究對比發現，采用常規定向井(?7in井眼)開發，需要部署13口井，若要保持常規井的總體產能，在不放大生產壓差條件下，當采用小井眼井(?2in油管)開發時，需要部署20口定向井；當采用小井眼井(?3in油管)開發時，需要部署18口定向井；也就是說，利用小井眼開發時，要達到與常規定向井開發同樣的生產指標，就應當增加30%～50%的生產井數。

以上研究均假定單井產能20×104m3/d，對于豐度低、單井產量不高的邊際氣田(單井產量小于10×104m3/d)，采用小井眼井開發時，要保持常規井的總體產能；在相同生產壓差條件下，要達到與常規定向井同樣的生產指標，只需增加不到20%的生產井數。

3海上第一口單通道先導性試驗井

國內海上單通道鉆完井技術僅用于小井眼側鉆工藝中，沒有實施過真正意義上的單通道井[2]。為了解決海上邊際氣田的有效開發，近年來在東海海域開展了小井眼單通道鉆井技術的研究工作，形成了適合該地區單通道井鉆完井關鍵技術，并于2013年10月利用X氣田一口開發調整井X9井，開展了海上第一口單通道井的先導性試驗。該井是氣田開發中后期的一口調整井，主要動用一些未動用的非主力氣藏，單井產量不高，適合單通道小井眼井開采。

X9井采用平臺模塊鉆機施工，該井設計井深3785m，采用?12in+?8in+?6in的三開井身結構，一開?12in鉆頭鉆至1457m，下入?9in套管至1452m；二開采用?8in鉆頭鉆至2925m，下入7in套管至2922.7m；三開采用?6in鉆頭鉆至3650m，下入?3in油管至3645.9m固井。使用?3in油管作為生產套管，井眼尺寸由大變小，結構為3層(表1)。

完井采用兩趟式單通道生產管柱，采用電纜平衡射孔方式射孔，首層采用氣舉掏空造負壓進行電纜射孔作業，其他層直接帶壓進行電纜射孔作業。

與氣田常規定向井相比，鉆速基本持平(表2)，鉆井周期減少24.2%，單井成本減少約35%。測試無阻流量20×104m3/d，投產后，小井眼單井產量與氣田常規井單井產量基本接近。

從單通道井先導性試驗結果看，該技術降低鉆完井投資明顯。

表1　X9井井身結構數據

表2　X氣田小井眼與常規定向井鉆井參數對比表

4小井眼開發技術在邊際氣田的應用前景

油藏工程分析與油藏模擬研究表明，利用小井眼開發技術，對于開發受巖性控制的、且非均質性較嚴重的儲層是有利的，由于其產層本身產能低，一方面可以通過鉆小井眼井減少開發投資，另一方面，可以通過鉆小井眼節省的費用，多鉆一些開發井，有利于提高砂體控制程度，從而提高采收率；同時由于井數較多，也有利于生產控制。但對于相對均質氣藏，儲層物性好，且其產層本身產能相對高，尤其是對于底水氣藏，如果采用小井眼井開發，需增加約20%～40%的生產壓差(當日產天然氣為20×104m3)來彌補產能，這對底水氣藏的開采不利，同時大大增加了氣井出砂的可能性。因此，對于儲層物性好、產能要求高的底水氣藏，不適合利用小井眼技術開發。

地層條件、鉆井深度不同，單井成本差異較大。以海上某氣田為例，常規定向井單井鉆完井費用在6000萬元人民幣，若采用單通道井可以節省35%的鉆完井費用，以 H氣田常規井與單通道井研究對比結果看，如果采用常規井開發，需要鉆開發井13口，鉆完井投資7.8億元人民幣；若采用小井眼(?3in油管)開發，需鉆井18口，鉆完井投資7.0億元人民幣。降低鉆井投資效果明顯，同時由于生產井數多，有利于生產控制與管理。

通過油藏工程研究與單通道井試驗，認為小井眼單通道井開發技術的應用，可以節省鉆完井投資30%以上，如果再進一步優化配套小井眼井鉆井(現有平臺模塊鉆機是針對常規井鉆井設計的)及完井工藝技術，可以節省更多的資金，可以降低更多的開發投資。該項技術的推廣使用，油氣田降本增效明顯，對實現減少老油田調整開發投資、低產井增油、邊際油氣田經濟有效開發意義重大。

5結論和建議

1)海上單通道井先導性試驗結果，與同類型常規定向井相比，其單井鉆井成本可降低約35%。

2)單通道井技術適合儲量豐度小、單井產能低、水體小的邊際油氣田整體開發，可以降低投資成本；而對于儲層物性好、產能要求高的底水氣藏，不適合利用小井眼技術開發。

3)對于規模性采用單通道井技術開發的油氣田，建議設計、優化鉆井裝備，優化配套完井工具，進一步降低鉆井成本，以獲得更大的經濟效益。

[參考文獻]

[1]謝梅波.單通道井鉆完井技術及其在我國海上油氣田應用的可行性[J].中國海上油氣, 2005,(2):112～115.

[2] 周建良，劉書杰，耿亞楠，等.單通道井鉆完井技術在邊際油田應用前景分析[J].石油科技論壇，2012,(2):13～17.

[編輯]黃鸝

[引著格式]宋春華，曹磊，林啟忠，等.單通道井開發海上邊際氣田可行性研究與實踐[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(11):63～66.

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)11-0063-04

[中圖分類號]TE375

[作者簡介]宋春華(1966-)，女，高級工程師，現主要從事油氣田開發研究與管理工作，songchh@cnooc.com.cn。

[基金項目]中國海洋石油總公司“十二五”科技發展規劃重大專項(CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD)。

[收稿日期]2014-09-17