巴西鹽下碳酸鹽巖油藏裸眼智能完井技術分析

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100028)

完井作業是海上油氣田開發中的一個關鍵環節，不同的完井方式對油氣田開發的經濟效益有決定性的影響。裸眼完井技術避免了射孔作業給儲層帶來的傷害，增大儲層段的泄油面積，提高單井產能，大幅度降低鉆完井作業成本。然而，裸眼井在生產過程中存在井眼失穩、井壁垮塌等現象，影響分層開發效果，因而在海上油氣田智能井中應用較少。

巴西超深水鹽下碳酸鹽巖油藏[1-2]巖石強度高，以測井數據反演巖石力學參數，采用理想彈塑性本構方程，以Mohr-Coulomb準則判據，模擬裸眼井井壁在不同生產壓差下的塑性屈服區域大小，對裸眼完井的可行性進行論證。同時，針對該區域的物性特征及開發要求，設計適用于該區塊的裸眼智能完井管柱。

1 油藏特征及其完井現狀

巴西鹽下油氣藏發現于2006年，主要分布在Campos盆地和Santos盆地[3]，距離里約熱內盧海岸約290 km，水深在1 900～2 400 m，屬于超深水海域。儲層埋深約5 500 m；厚度約300 m；巖性以生物灰巖、貝殼灰巖為主，非均值性較強。油藏位于巨厚膏鹽層之下，部分區域巖層厚度達2 000 m；存在CO2，體積分數高達45%；H2S體積分數15×10-6～100×10-6。油藏壓力在55.2～ 68.9 MPa(8 000～10 000 psi)，地層溫度90～100 ℃[4]。

巴西鹽下碳酸鹽巖油藏主要采用套管射孔智能完井[6]，分2～3個完井層位，采用直接液壓控制方式。以兩層智能井為例，首先采用射孔作業打開儲層，然后下入智能完井管柱。利用2個井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)實現2個層位的流量控制；3條液壓控制管線(2條打開管線和1條背壓管線)實現井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)的開啟和關閉。各層安裝井底溫度壓力計，用于監測油管和環空的溫度、壓力。在節流閥(ICV-Interval Control Valve)上游安裝工作筒，通過管線注入化學藥劑，避免或減少井底結垢、析蠟、瀝青質沉淀等流動保障問題。各層之間采用穿越封隔器進行封隔，實現分層開采。

該種完井方式作業時間長，2014年，單井平均完井工期67 d[7]，完井成本高。射孔作業對儲層傷害大，該區塊評價井DST測試(Drill Stem Test)射孔后表皮系數高達25。PLT(Production Logging Test)顯示，整個儲層段均有流體產出，存在較強的供液能力。為了降低完井費用，提高單井產能，有必要對完井方式進行優化。

2 裸眼完井可行性分析

2.1 單軸抗壓強度

儲層巖石力學及強度特性是井壁穩定分析的重要依據。對于碳酸鹽巖，國內外學者提出多個單軸強壓強度計算模型，如Militzer模型、Ghawar模型、Golubev模型、Rzhewski模型等[4-7]。通過細致分析各個參數，并進行大量對比，建立適合巴西鹽下碳酸鹽巖儲層的巖石強度參數計算模型，以便真實反映地層特性[8]。

選擇最為接近實測數據的碳酸鹽巖單軸抗壓強度計算公式[9]為：

σc=135.83·e-4.8 P

式中：σc為單軸抗壓強度，MPa ；P為孔隙度，可以通過測井資料獲取。

計算得到巴西鹽下碳酸鹽巖儲層巖石單軸抗壓強度在45.96～130.62 MPa(如圖1所示)，生產過程中井壁失穩風險較小，有利于采用裸眼完井。

圖1 儲層巖石單軸抗壓強度

2.2 有限元軟件井壁穩定性分析

利用有限元軟件ANSYS，模擬儲層在生產過程中生產壓差的變化對井壁穩定性的影響。

1) 模型建立。

采用理想彈塑性本構方程，利用Mohr-Coulomb準則判斷巖石是否發生塑形屈服。ANSYS模型采用六面體實體單元對幾何模型進行劃分，共獲得9 925個節點和9 300個單元，考慮到井眼的對稱性，取模型的1/4，如圖2。

2) 巖石力學參數。

利用測井資料反演巖石泊松比、彈性模量、抗壓強度、內聚力和內摩擦角的公式[9]，對巴西鹽下多口井的測井資料反演得到碳酸鹽巖的巖石力學參數如表1。將這些參數輸入三維有限元軟件ANSYS建立的模型中，進行生產過程中裸眼完井的井壁穩定性分析。

圖2 有限元計算模型

表1 基礎數據

3) 不同生產壓差下的井壁穩定性模擬分析。

巴西鹽下碳酸鹽巖油藏儲層厚度大，以直井開發為主。取生產壓差分別為5 、10、15、20 MPa，模擬井眼生產過程中的的井壁穩定性，并利用軟件導出不同生產壓差下井壁塑性區分布圖(如圖3～4)。

圖3 生產壓差5～10 MPa下井壁塑性區分布

圖4 生產壓差15～20 MPa下井壁塑性區分布

井型生產壓差/MPa極限井眼擴大率/%直井50直井100直井151.5直井204.4直井259.4

模擬結果表明，巴西鹽下碳酸鹽巖油藏儲層巖石在原地應力作用下原巖的力學強度比較高，生產壓差低于10 MPa時，井壁巖石發生塑形屈服區域小。通過控制生產壓差，能避免裸眼井井壁失穩的現象發生，裸眼完井在該區域可行。

3 裸眼智能完井管柱設計

智能完井技術通過安裝在井下的、間隔分布于整個井筒中的井下溫度、壓力、流量等傳感器組對井下參數進行監測，收集井下數據，同時在地面對井下裝置，如井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)進行遙控，實現不同層位流體的流動控制。主要特點是在地面對井筒進行遙測遙控，從而使測量更精確，油井管理更科學，優化生產過程[10]。

智能完井工藝普遍用于套管射孔井當中。少部分井采用裸眼完井+智能完井的方案，然而，對儲層的分層/分段多在套管段完成，即把層間隔離封隔器坐封在套管內，通過外罩型ICV[11]或其它改進的方式，實現對不同層位的控制。把封隔器坐封于裸眼段，對儲層進行分層/分段的智能完井案例較少。

針對巴西鹽下碳酸鹽巖設計裸眼智能完井管柱，采用如下原則：

1) 井下安全閥。

在油管上增設地面控制井下安全閥，以應對海上生產設施發生火災、斷電等非正常情況。在遇到地震、冰情、強風等不可抗拒力而需要關井時，通過控制系統，人為關閉井下安全閥。且當控制管線破裂、控制系統斷電等情況時，安全閥可自動關閉，從而關斷井中流體。

2) 直接液壓控制的智能完井系統。

相對于電控智能完井，直接液壓控制系統存在控制管線多，井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)反應速度慢，需要地面控制柜等缺點。但是，該技術最為成熟，應用最多。文獻[13]統計800多口智能井，其中超過95%的井采用了直接液壓控制方式。

由圖6可知，支架的最大位移為8.27 mm，出現在頂梁的中間部分，但最大位移與頂梁整體長度5 300 mm相比，變形量幾乎可以忽略，伸縮梁的最大位移也較大，約為6 mm；支架的最大應力為737.84 MPa，出現在護幫千斤頂與護幫板的連接處，同時護幫千斤頂與伸縮梁的連接處應力也較大，約為458 MPa，兩者沒有超過材料的屈服強度(890 MPa)。故支架比較脆弱的部分為頂梁、伸縮梁(位移較大)和護幫千斤頂與護幫板、伸縮梁連接的部分(應力較大)。由有限元分析的結果可知，支架整體的結構和強度均能滿足旗山礦的煤田地質條件，該支架能夠完成綜掘巷道支護任務。

巴西鹽下碳酸鹽巖油藏離岸距離較遠，海水深度較大，修井作業費用昂貴。直接液壓控制智能完井系統符合安全、可靠、經濟的要求，能夠滿足生產需要。

3) 分層開采。

在裸眼段下入襯管+打孔管，在襯管+打孔管上連接管外封隔器，把管外封隔器坐封在隔夾層段，實現對儲層段的分層。巴西鹽下碳酸鹽巖儲層強度較高，井壁穩定性好，可以滿足管外封隔器坐封的要求。

襯管+打孔管連接密封筒，配合油管攜帶的插入密封實現油井的分層開采。

4) 井底溫度壓力監測。

安裝井底永久式溫度壓力計(Permanent Downhole Temperature and Pressure Gauge PDG)，實現對油套環空以及油管內部的溫度、壓力監控，以更加直觀的了解各個層位的生產狀況。

每個層位安裝1個永久式溫度壓力計，所有井底溫度壓力計使用一根電纜實現數據的傳輸。

5) 化學藥劑注入閥。

碳酸鹽巖儲層，井下結垢風險較大，后期儲層見水易出現CaCO3和BaSO4等無機垢沉淀，從而影響井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)的開關。在完井管柱上安裝注入閥，注入化學藥劑以抑制無機垢的生成。

在該區塊的智能井，設計對每層安裝了1個化學藥劑注入閥，針對每層注入化學藥劑。

裸眼智能完井管柱如圖5所示。

圖5 裸眼智能完井管柱示意

上部完井管柱攜帶2個節流閥(ICV-Interval Control Valve)實現上下2個層段的分層控制。上部層位流體通過襯管上的滑套，流入油套環空，然后流經1# ICV進入油管內部；下部層位流體通過打孔管直接進入油管，流經2# ICV進入上部油管。最終，上下兩層的流體在上部油管匯合，流至井口。

兩個化學藥劑注入閥1# CIV(Chemical Injection Valve)和2# CIV(Chemical Injection Valve)分別位于1# ICV和2# ICV的上游，其中1# CIV向油套環空注入化學藥劑，注入的化學藥劑隨著流體流經1# ICV；2# CIV向油套內部注入化學藥劑，注入的化學藥劑直接流經2# ICV。注入的化學藥劑降低無機垢在ICV處形成的風險。

兩個永久式井底溫度壓力計1# PDG和2# PDG分別位于1# ICV和2# ICV的下游，用于監測上部層位流體和下部層位流體流入油管的溫度和壓力。

4 經濟效益

相對于套管射孔智能井方案，裸眼智能完井技術增加了下入襯管+打孔管的作業時間，但是減少了尾管下入、尾管固井，以及射孔和射孔后刮管洗井的時間。

巴西鹽下碳酸鹽巖油藏平均井深5 640 m，儲層厚度約320 m。估算兩種智能井方案的鉆完井作業工序，同時對作業時間進行對比。

以最后一開鉆井作業結束為起點，對比兩種智能完井方案的作業時間，結果表明，裸眼智能井方案比套管射孔智能井方案，單井時間減少7.5 d，單井節約鉆完井費用約800萬美元。

5 結論

1) 巴西鹽下碳酸鹽巖油藏儲層巖石的力學強度較高，井徑曲線規則；數值模擬表明，在生產壓差15 MPa時，極限井眼擴大率為1.5%，發生塑形屈服區域小，井壁穩定性好。通過控制生產壓差，能避免裸眼井井壁失穩的現象發生，裸眼完井在該區域可行。

2) 采用裸眼智能完井技術，通過裸眼段的襯管+打孔管，同管外封隔器、油管插入密封配合，實現對油層的分層開采；液壓控制井下節流閥(ICV-Interval Control Valve)、井下安全閥、井底永久式溫度壓力井(PDG- Permanent Downhole Temperature and Pressure Gauge)、化學藥劑注入閥等工具共同作用，實現油井安全、可靠、經濟的生產。

3) 在巴西鹽下碳酸鹽巖實施裸眼智能完井工藝，增大了油層泄流面積，避免了射孔作業對儲層的傷害，并節約了作業時間。相對于套管射孔智能完井，單井節約鉆完井工期約7.5 d，節約鉆完井費用800萬美元，能較大幅度的降低鉆完井作業成本。