荔灣3-1深水氣田完井關鍵技術分析

彭作如　張俊斌　程　仲　王躍曾　張玉亭　何玉發（.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳　58067；.中海油研究總院，北京　0008）

荔灣3-1深水氣田完井關鍵技術分析

彭作如1張俊斌1程仲1王躍曾1張玉亭2何玉發2
（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海油研究總院，北京100028）

我國在深水鉆完井方面處于起步階段，中國海油圍繞國家深水開發戰略，積極參與南海油氣風險勘探開發，在南中國海珠江口盆地29/26 區塊荔灣3-1深水氣田完成水深1 350~1 500m的深水氣井9口，初步形成了高精度出砂預測、深水防砂設計、壓裂充填工藝及流動安全保障措施等完井關鍵技術。結合荔灣3-1深水氣田完井作業實踐，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總結和梳理，為后續項目設計和作業提供參考、借鑒。

深水完井；出砂預測；防砂設計；關鍵技術；壓裂充填

從完井的角度來看，深水油氣田較于淺水或陸上油氣田的開發沒有本質的區別。但由于作業水深的增加，導致深水油氣田完井設計和作業工藝更為復雜，加上南海深水區域惡劣的作業環境和高風險、高經濟收益的客觀要求，給深水油氣田的開發帶來更大的挑戰：（1）風、浪、流等自然海況環境惡劣，南海臺風季節長，頻繁的臺風襲擾對深水完井作業影響較大；（2）流動安全保障的影響，海底低溫對井筒流體物性的負面作用，極易導致井筒水合物堵塞、結蠟、結垢等后果；（3）防砂方案的制定。深水油氣田出砂后修井成本極高，采取適當穩妥的防砂方案尤為重要；（4）深水完井設備復雜，需要技術熟練認真負責的操作和維修人員隊伍，維護代價高昂，對作業系統可靠性提出較高要求；（5）作業費用高昂，對作業時效和作業效率的要求較高，設計和作業管理要求以保障作業安全和提高作業效率為原則。此外，完井作業還應考慮油氣井投產后面臨的管柱防腐、環空圈閉壓力控制及控制管線無損連接等系列技術問題。

通過總結荔灣3-1深水氣田項目完井設計和作業中遇到的問題及措施，對深水完井的主要技術及其特點進行分析和研究。

1　勘探開發歷程

荔灣3-1氣田是我國開發的第1個深水氣田項目，水深1 350~1 500 m，位于南中國海珠江口盆地29/26 區塊，距離香港310 km。荔灣3-1氣田屬于正常壓力和溫度體系，中孔中高滲氣田。

2006年成功鉆探LW3-1-1發現井，鉆遇55.5 m共4個含氣沙巖層—江組Sand1，珠海組Sand2、3、4。2008—2010年繼續進行探井和評價井作業，進一步明確氣藏規模，獲得產出流體數據和生產數據，為開發方案設計準備資料。2011年11月至2013年5月，外方合作者Husky前后使用2座第6代深水半潛式平臺在珠江口盆地29/26區塊完成了14口井的壓裂充填下部完井、10座水下采油樹的安裝及10口井的上部完井作業。

項目設施包括陸地天然氣處理終端、淺水區生產處理平臺、9口水下井口、1個PLEM、連接到PLEM的2套生產設施、2條?558.8 mm80 km長的海管、?152.4 mm MEG（乙二醇）及臍帶纜管線及1條?914.4 mm 長300 km海管。

氣田開發設計生產初期單井產能大于141.58萬m3/d。投產初期氣田最大產量可達993.89萬m3/d，計劃經濟開采時間為15年。

2　荔灣3-1氣田完井關鍵技術研究

2.1出砂預測

儲層出砂對深水油氣田正常生產的危害極大，輕則對管線和閥門造成磨損、沖蝕；重則影響產能，甚至掩埋儲層，堵塞海管導致停產［1］。深水作業費用昂貴，油氣井出砂對于深水開發項目來說更是不可接受的，因此，嚴格防砂是目前國內外深水完井的普遍共識。以荔灣3-1氣田為例，完成3口評價井之后對取得的測試數據進行了分析，顯示儲層不出砂，但是力學模型分析表明隨著地層壓力的下降地層將會出砂，因此，準確預測出砂臨界生產壓差就成為了荔灣3-1氣田出砂預測工作的重心。

運用物理模擬實驗擬合模型、結合測井資料對荔灣3-1氣田進行了出砂預測，并將預測結果與不同模型進行了對比，從誤差分析來看，只有物模實驗擬合模型能夠控制在10%以內，而另外4種模型均超過10%，見表1。運用該模型在南海深水荔灣3-1氣田取得了較好的效果，為該氣田制定合理的完井方案以及準確的生產制度提供了充分的依據。

表1　不同模型出砂預測結果及誤差分析

2.2防砂設計

2.2.1防砂方式選擇［5］2009年經過設計認為5口新鉆生產井采用裸眼礫石充填完井，評價井采用套管礫石充填完井。然而，2010年8月第4口評價井完成對下部砂巖構造的評估，測井資料顯示這些砂巖與預期情況完全不同。因此，完井設計由多層完井改為單層完井。測井結果使得之前開發井砂巖模型使用的推測數據受到質疑，因此決定所有開發井需鉆至目標層位并取心，在進行下部完井之前要進行巖性分析。最初選擇裸眼礫石充填完井方式因為其防砂效果和可靠性都已得到公認，也是世界范圍內深水高產氣井完井中使用最為廣泛的完井方式之一。完井表皮因數小于5，流入面積大，使得流速降低，從而降低了非達西流產生的額外表皮因數。

由于鉆至目的層位數月之后才進行防砂完井，這樣的作業方式對于裸眼礫石充填完井產生了很多額外的風險，使得必須重新評估裸眼礫石充填和套管礫石充填的適用性。另外，裸眼礫石充填還面臨著油基鉆井液漿帶來的一系列問題，但是如果下入套管之后即可將油基鉆井液替換成水基鉆井液，使得完井作業簡化，并避免了在鉆臺上處理泥漿帶來的風險。

經過評價，決定使用套管礫石充填進行完井。

2.2.2擋砂精度設計根據Schwartz均勻分選系數與Saucierr礫石充填設計準則，在巖心砂粒分析的基礎上進行防砂精度計算，之后根據砂樣進行了室內模擬實驗進行出砂模擬分析。

（1）擋砂精度模型預測。根據Schwartz均勻分選系數計算C（C= d40/d90），如圖1所示，sand1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；sand2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　荔灣3-1氣田砂體均勻分選系數分布

其中，根據Saucierr礫石充填設計準則，（D50 < 6×d50，其中d為地層砂直徑，D為礫石直徑），sand1砂體應按16~30目礫石防砂；sand2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。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。根據Saucier法則進行計算，上部三分之二的儲層適合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選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，最終對整體產量造成影響。而且下部10 m儲層較致密，孔隙度和滲透率較低時，氣體流速小于0.012 m/s，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）實驗模擬驗證擋砂精度。取得荔灣3-1-2等評價井的產層地層砂，模擬20~40目、16~30目、12~20目及10~14目的礫石，采用陶粒作為礫石。配置篩網孔徑分別對應為：0.30 mm、0.35 mm、0.5 mm及0.5 mm。進行荔灣3-1-2井產層礫石充填模擬實驗，實驗流體介質為鹽水。

實驗方案：用3%NaCl鹽水進行實驗，模擬流量為1~6 mL/min。記錄壓力表1和表2的壓力，并測量流量。記錄數據的時間間隔按如下進行：0、5、10、20、30、40、50、60、90、120、180、240、300、360 min（總時間6 h）。記錄總出砂量。流量大小交替進行，設定為1、3、6、6、3、1 mL/min。每個流量測量1 h，實驗流程如圖2所示。

根據上述實驗方案和流程進行實驗，結果見下表2、表3。

圖2　礫石充填試驗方案流程

表 2　荔灣3-1-2井sand1產層礫石充填出砂模擬實驗出砂量

表3　荔灣3-1-3井sand2產層礫石充填出砂模擬實驗出砂量

根據油井防砂效果評價指標（行業標準SY/T 5183—2000）的含砂量這一欄來評價產液時的出砂量，當防砂后含砂量小于0.03%（3 t/萬m3）時，認為防砂是完全有效的［3］。

從實驗室礫石層出砂模擬實驗看，sand1產層適合20~40目礫石，sand2產層適合30~50目礫石。按照這樣的擋砂精度，地層不會出砂。然而現場根據儲層情況考慮較細的礫石降低井筒周圍的孔隙度和滲透率，甚至礫石層和篩管堵塞的風險高，將會對整體產量產生較大的影響，最終確定sand1產層擋砂精度為16~30目礫石；sand2層擋砂精度為20~40目礫石，采取了最小出砂限度與保證最大產能的擋砂策略。

2.2.3防砂管柱設計作業管柱由射孔-壓裂-充填一趟式完井管柱及其服務管柱組成。射孔-壓裂-充填一趟式完井管柱自下而上的工具順序為射孔槍、自動丟槍機構、液壓延遲點火頭、沉砂封隔器、篩管、盲管、地層隔離閥、頂部封隔器及其服務工具和DST工具，如圖3所示。下入如此復雜的管柱其風險經過評估后發現與常規方法一樣，但是相對常規完井作業模式省去了單獨下入射孔槍射孔等工序，有效節省了作業時間［4］。隨著技術的進步，各種工具可靠性越來越高，作業程序也越來越簡化，使得作業可控性提高。從油藏保護的角度來看，使用該管柱后可最大限度減少地層漏失。

圖3　射孔-礫石充填管柱結構

下部完井防砂管柱中采用了地層隔離閥，它是一種球閥的設計，可以在充填完畢之后起出充填管柱之前關閉，降低地層漏失，確保將來的上部完井作業在封隔產層的狀態下進行。

2.2.4壓裂充填作業荔灣3-1深水完井采用壓裂充填方式，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。壓裂充填完井所需排量一般大于水平井裸眼充填完井與高速水充填完井。壓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過1.59 m3/min，這說明壓裂充填完井獲得的導流能力比高速水充填與水平井裸眼充填大。

而從表皮因數來看，壓裂充填完井的案例中，負壓射孔后完井得到的表皮因數平均為3.16左右，而正壓射孔后完井得到的表皮因數平均在4.9左右。而水平井裸眼充填完井得到的平均表皮因數為16.6，高速水充填完井得到的平均表皮因數有6.02，壓裂充填完井得到的平均表皮因數只有3.43，充分說明了壓裂充填完井技術在深水區的適用性［6］。

3　井筒安全及流動安全保障

井下安全閥安裝在泥面以下600 m處，比計算的水合物生成深度要深150 m。在水深為1 455 m的情況下，下深達到泥面以下600 m，使得安全閥控制彈簧能夠滿足31 MPa的油管壓力和68.95 MPa的安全閥控制壓力的作業要求，因此對供應商提出了很高的要求。設計時考慮了標準尺寸和較小尺寸控制管線的情況，盡管已經接近設計極限，與其他控制方式（壓力腔控制、平衡壓力控制以及磁力耦合控制）相比，經實驗及現場應用彈簧式控制仍被認為是最可靠的選擇。

清井返排期間甲醇由IWOCS注入到井下化學藥劑注入閥，由水下測試樹的臍帶纜到達水下測試樹注入孔。開井之前先注入甲醇，清井排量逐漸增加為141.58萬m3，直至含水降低到一定程度不再增加，大多數井清井返排12 h左右即可結束放噴。

正常生產過程中，井口附近的溫度高于水合物生成溫度。但是關井的時候流體不再流動，距泥面450 m以上的管柱溫度很容易降到水合物生成溫度范圍內。為了防止水合物的生成，需通過采油樹上的化學藥劑注入管線向井眼內注入乙二醇。一旦井眼溫度降低到水合物生成溫度區間以上一定程度即注入乙二醇，或者在重新開井前也要進行注入。

4　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有可能為后期投產造成影響，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，才能在遇到情況時有的放矢。荔灣3-1深水完井設計、施工時從細節入手，提出各個作業環節的風險點及其處理措施，見表4。

連接及下入時需要保護控制線路。連接密封件及其安裝程序需符合防震設計要求，安裝應遵守作業程序。

5　結論

（1）鑒于深水完井在作業風險和經濟成本提高方面大大增加，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，摸索和攻克系列技術及工具的難點，逐步掌握形成深水完井關鍵技術體系。

（2）通過氣井出砂物理模擬實驗校正出砂預測模型，實現了高精度出砂臨界生產壓差的預測，有力地保障了深水氣井防砂設計工作。

（3）分析研究了荔灣3-1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、油氣井壽命最大化及儲層生產產能最大化的綜合臨界度的權衡。

［1］熊友明. 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）：58-64.

［2］馬帥.海上高產氣田防砂擋砂精度設計研究［J］. 石油鉆采工藝，2013，35 （6）：48-51.

［3］熊友明，張偉國，羅俊豐，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）：34-37.

［4］《海上油氣田完井手冊》編委會. 海上油氣田完井手冊［M］.北京：石油工業出版社，1998.

［5］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）：40-45.

［6］謝桂學.端部脫砂壓裂技術初探［J］.油氣采收率技術，1996，3（1）： 54-58.

（修改稿收到日期2014-12-29）

〔編輯薛改珍〕

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

表4　荔灣3-1深水完井作業風險點及應對措施

TE 2

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0124 – 05

10.13639/j.odpt.2015.01.032

“十二五”國家科技重大專項“深水鉆完井及其救援井應用技術研究”（編號：2011ZX05026-001-04）。

彭作如，1968年生。1991年畢業于中國石油大學采油工程專業，現主要從事深水鉆完井工作，工程師。電話：0755-26814888轉812。E-mail：pengzr@cnooc.com.cn。

引用格式：彭作如，張俊斌，程仲，等.荔灣3-1深水氣田完井關鍵技術分析［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：124-128.