摘  要  鶯歌海盆地東方1-1氣田產(chǎn)層——鶯歌海組具有中低滲透率砂巖氣層的特征，易受到水敏、水鎖及微粒運移損害。通過開展鉆完井液體系研制、生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化以及完井工藝措施研究等科研攻關(guān)和實踐，形成了以進攻性隱形酸完井液儲層保護技術(shù)、水平井防砂控水技術(shù)、動態(tài)監(jiān)測技術(shù)、水平井篩管和尾管固井聯(lián)作技術(shù)及安全控制與完井管柱優(yōu)化等為核心的高產(chǎn)水平氣井安全、高效開發(fā)的完井技術(shù)體系。開發(fā)井的產(chǎn)能都達到了開發(fā)方案中的配產(chǎn)要求，有效地保證了東方l-l氣田順利投產(chǎn)和向下游穩(wěn)定供氣。同時，針對下一階段開發(fā)目標黃流組，也提出了高溫高壓完井、低孔低滲儲層保護、提高單井產(chǎn)量等關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)研究方向。

關(guān)鍵詞  東方1-1氣田  水平井完井  隱形酸完井液  防砂控水技術(shù)  水平井篩管和尾管固井聯(lián)作技術(shù)  生產(chǎn)管柱優(yōu)化  攻關(guān)方向

鶯歌海盆地東方l-1氣田具有面積大、儲量豐度低、儲層非均質(zhì)性強、C0₂分布復雜等特點。氣藏以弱邊、底水和彈性氣驅(qū)為主，采用水平井提高產(chǎn)能并進行衰竭式開發(fā)，前后共經(jīng)歷了3個階段的開發(fā)。

東方l-1氣田的開發(fā)過程是海洋石油完井技術(shù)飛速發(fā)展的階段。針對東方1-1氣田開發(fā)完井的科研攻關(guān)成果和實踐經(jīng)驗進行系統(tǒng)總結(jié)，并展望東方氣田完井技術(shù)下步研究和攻關(guān)方向。

1進攻性隱形酸完井液技術(shù)

東方l-l氣田鶯歌海組為中低滲透砂巖氣層，黏土含量高，水敏及速敏嚴重，孔喉細微，親水性強，毛細管壓力高，含水飽和度高，壓力敏感性明顯，具有典型的中低滲透砂巖氣層的特征。其主要損害因素為水敏、水鎖及微粒運移，而壓力敏感性又加劇了損害及克服的難度，這些損害均與“水”有關(guān)。

隱形酸完井液是針對鶯歌海組儲層及其流體損害特點研發(fā)的新產(chǎn)品，它是在傳統(tǒng)的中性及堿性鹽水完井液基礎(chǔ)上加入黏土穩(wěn)定劑和隱形酸載體物質(zhì)，并根據(jù)現(xiàn)場作業(yè)環(huán)境確定其中的主要材料及輔料加量而形成的完井液體系。在通過黏土穩(wěn)定劑抑制黏土膨脹保護儲層的同時，利用隱形酸載體物質(zhì)極強的水溶性，在水溶液中釋放H⁺，從而調(diào)整混合液的pH值使溶液呈酸性。隱形酸載體物質(zhì)濃度越高則酸性越強：作用是改變高價金屬離子的存在環(huán)境，防止各種有機垢和無機沉淀的產(chǎn)生；解除前期作業(yè)液形成的有機垢和無機沉淀，部分溶解聚合物、有機垢、無機垢；溶解泥餅，疏通近井壁護油氣孔道，并且對近井壁帶的大分子、固相微粒和可溶性的儲層礦物均有溶蝕作用，從而達到保護和改善儲層的效果。

經(jīng)過大量試驗，形成了完井液配方：海水+20％KCL+甲酸鈉+1.5％PF-HCS+0．5％PF-SAA+0.2％PF-HTA+1.5％PF-CAl01-3。引入隱形酸螯合劑HTA，消除工作液間的不配伍性及疏通儲層孔隙喉道；引入黏土穩(wěn)定劑，降低水敏性及微粒運移；引入表面活性劑，降低界面張力，降低水鎖效應(yīng)損害。

為了控制失水、穩(wěn)定井壁和減少水平段的氣層鉆井損害，須快速在井壁上形成質(zhì)量很高的泥餅。這層泥餅主要是由鉆井液中的生物聚合物和超細碳酸鈣組成而形成的聚合物薄膜，起到了阻斷井筒內(nèi)的固相和液相向地層滲入的作用。

完井后用破膠法清除水平井水平裸眼段的泥餅就保證了氣井的順利投產(chǎn)和良好的產(chǎn)能。破膠液配方使用：原用完井液+5％PF-HBK。破膠液接觸泥餅后，8h可使巖心滲透率恢復值大于80％(圖1)，12 h后可達到95％。

該完井液現(xiàn)場應(yīng)用對氣層保護好：已應(yīng)用井測試誘噴順利；對泥巖的抑制性好，井眼穩(wěn)定，井壁摩阻?。黄颇z液消除泥餅效果好，表現(xiàn)在放噴時井口壓力較高，接近氣藏壓力。

2長水平井防砂控水技術(shù)

由于海上石油開采的特殊性以及滿足高產(chǎn)的要求，東方l-1氣田大多數(shù)井都是長裸眼段的水平井。水平井開發(fā)，尤其是長井段水平井，由于井筒摩阻和不均衡壓差的影響，水平段兩端采液強度高，中間采液強度低，導致水平井各段的貢獻率非常不平衡。隨著開采時間的推移，水平井的漏斗效應(yīng)愈加明顯，在水平段始端壓力梯度最大處形成水脊，造成底水錐進，使水平井的優(yōu)勢不能夠充分發(fā)揮，造成資源浪費和資金浪費。

東方l-1氣田在開發(fā)時采用優(yōu)化篩管、盲管長度比例以及位置關(guān)系對水平井各段予以均衡。經(jīng)過研究，東方l-1氣田采用伸進篩管中的油管(圖2)，尾段50 m為地面預鉆孔段，孔密20孔／m，孔眼直徑10mm，相位角90^。，每相鄰兩條布孔母線上的孔眼上下均勻交錯布孔，沿圓周均布4排孔，每排布5孔／m然后下入井內(nèi)^[1]。后面450 m采用篩管一盲管按l:1配置組合形式(圖3)，并在水平段尾部放高孔密的星孔篩管，以減小水平段流動摩阻，改善水平段產(chǎn)出剖面，也為后期作業(yè)提供了大通道。該種控水防砂完井技術(shù)能改變水平井段地層的生產(chǎn)壓差分布，降低水平井段根部的生產(chǎn)壓差(圖4、5)，不但能抑制地層出砂還顯著減緩底水脊進速度。

3酸性高產(chǎn)氣田完井生產(chǎn)管柱優(yōu)化

東方l-1氣田具有高產(chǎn)、C0₂含量較高的特點。作為中海油自營開發(fā)的首個氣田在開發(fā)所面臨的最大問題就是安全開發(fā)問題。作為安全生產(chǎn)的第一屏障生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)的設(shè)計選擇尤其重要。生產(chǎn)管柱的設(shè)計和下人須滿足低壓力損耗，使用壽命長，滿足氣藏動態(tài)監(jiān)測的要求^[2]。油管選用強度高、密封性好、內(nèi)孔平滑和可多次重復上扣l3Cr FOX油管。上部設(shè)計井下安全閥，保證氣井在緊急狀況下安全可靠關(guān)閉，及時切斷氣源。安全閥為全金屬密封(氣密封)。采用雙封隔器結(jié)構(gòu)保證安全生產(chǎn)的需要，增加封隔油套管環(huán)空的可靠性，降低完井作業(yè)返工率：第一密封由插人密封總成與防砂尾管懸掛封隔器組成，第二密封為油管回收封隔器。管柱底部用液壓剪切坐封球座，避免在大斜度井鋼絲作業(yè)坐封封隔器(圖6)。

為了在開發(fā)生產(chǎn)過程中準確獲取油氣井的動態(tài)資料，在可回收封隔器上部安裝地面直讀井下電子壓力計，對井下油管壓力和溫度進行連續(xù)測量和記錄。數(shù)據(jù)通過電纜傳到地面顯示，以滿足氣藏檢測要求。地面直讀式電子壓力計是利用物理原理制成的某種類型的傳感器，用單芯電纜下入井內(nèi)，通過傳感器將實測溫度、壓力轉(zhuǎn)換成電信號，經(jīng)單芯電纜傳輸?shù)降孛嬗嬎銠C系統(tǒng)，由地面測讀系統(tǒng)將信號轉(zhuǎn)化為數(shù)字形式，從而可以在計算機上顯示，讀出并及時解釋、分析、處理。東方1-1氣田壓力計的量程選擇52.5MPa（7500psi），避免坐封封隔器時損壞壓力計。所有井采用油管回收自平衡式井下安全閥，下至泥線以下80m，實現(xiàn)井下開關(guān)井，滿足海上生產(chǎn)安全要求。井下安全閥上下兩端設(shè)流動接箍，提高防腐蝕和防侵蝕能力，保護井下安全閥；根據(jù)氣藏壓力和完井作業(yè)要求，選擇管柱工具工作壓力應(yīng)超過35 MPa(5 000 psi)。

4  水平井篩管和尾管固井聯(lián)作技術(shù)

水平井篩管和尾管固井聯(lián)作是在東方l-1氣田調(diào)整井項目中使用的新技術(shù)，實現(xiàn)了尾管段注水泥封固水層和水平井防砂管柱一次下人的工藝技術(shù)。

技術(shù)原理是將尾管注水泥固井技術(shù)和帶管外封隔器的篩管完井技術(shù)結(jié)合在一起，主要利用篩管和管外封隔器實現(xiàn)主力油層篩管完井，上部通過管外封隔器、盲板短節(jié)、分級箍來實現(xiàn)篩管頂部的尾管注水泥固井。

施工工藝要點：將完井防砂管柱下人到設(shè)計位置，首先膨脹下部的管外封隔器，然后打開分級箍，對篩管頂部需要封固的尾管段注水泥；而后下鉆鉆掉管柱中的水泥塞及附件，最后下人完井生產(chǎn)管柱。

整套工藝技術(shù)的主要流程：憋壓坐掛尾管懸掛器→憋壓脹封管外封隔器→憋壓打開分級箍→碰壓關(guān)閉分級箍，可以看到整套的作業(yè)過程都是通過憋壓來實現(xiàn)的。因此工具人井前必須準確的設(shè)定每個工具的壓力級別，保證作業(yè)過程的順利實施。

該項技術(shù)的實施不但可以在水平井防砂篩管下入的同時進行封隔主力目的層以上存在的多個非主要油氣層或者必須進行封隔的水層，而且考慮到以后對這些現(xiàn)在的非主力油氣層進行開發(fā)。特別是水平段的主力油層開采枯竭后，可以通過射孑L開發(fā)在封閉的過渡區(qū)域內(nèi)的非主力油層。

5開發(fā)效果

由于采用了性能優(yōu)良的鉆完井液體系、合理的完井工藝措施以及優(yōu)化的生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)，從投產(chǎn)的效果來看，開發(fā)井的產(chǎn)能都達到或超過了開發(fā)方案中的配產(chǎn)要求，有力地保證了東方l-l氣田的順利投產(chǎn)和向下游供氣的要求。

氣井正常投產(chǎn)后，各井產(chǎn)能較高，生產(chǎn)壓差正常，也證明了鉆完井液選擇、完井工藝的合理性。目前東方1-1氣田開發(fā)生產(chǎn)良好，包括邊底水氣藏在內(nèi)的生產(chǎn)井氣水比維持在0.07 m³／10⁴ m³的低位(圖7)，所有生產(chǎn)井無出砂現(xiàn)象發(fā)生，動態(tài)監(jiān)測關(guān)鍵設(shè)備運行良好。無因氣井生產(chǎn)管柱腐蝕，造成氣井停產(chǎn)的現(xiàn)象發(fā)生。

6  展望

依托東方l-1氣田平臺開發(fā)鶯歌海組下部的黃流組為東方氣田下階段開發(fā)的主要目標。黃流組為中深層，具有壓力系數(shù)高、儲層滲透率低，溫度高的特點。高溫高壓會導致施工壓力大，對設(shè)備和管柱的承壓能力要求高，施工的風險高。下一步完井技術(shù)攻關(guān)方向如下：

1)高溫高壓完井技術(shù)研究。從完井方式優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化、井下工具材料優(yōu)選、完井工藝等方面開展研究，以實現(xiàn)高溫高壓條件下完井作業(yè)施工及管柱長期穩(wěn)定生產(chǎn)的新突破。

2)低孔低滲儲層保護技術(shù)。在總結(jié)隱形酸完井液優(yōu)點的基礎(chǔ)上，開發(fā)出適合低孔低滲油氣層，保護效果好、適用范圍廣、負面影響小的抗高溫無固相完井液及相應(yīng)的添加劑。

3)延緩底水錐進的篩管分段完井技術(shù)。東方1-1氣田延緩底水錐進的變密度篩管技術(shù)取得了較好效果，在此基礎(chǔ)上應(yīng)開發(fā)針對水平井生產(chǎn)周期短、部分井產(chǎn)能偏低特別是水淹后無有效治理措施的問題，研究經(jīng)濟有效的水平井穩(wěn)油控水完井技術(shù)。

4)提高低效油氣田單井產(chǎn)能及增產(chǎn)措施的研究。適合海上油氣田開發(fā)特點的水力壓裂是解決低滲透儲層有效開發(fā)并保持長期穩(wěn)定生產(chǎn)的重要措施，其中，低傷害壓裂液體系、壓裂優(yōu)化設(shè)計及水平井壓裂生產(chǎn)管柱技術(shù)的研究是該工藝應(yīng)用的基礎(chǔ)。

參考文獻

[1] 海上采油工程手冊編寫組．海上采油工程手冊[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2001．

[2] 海上油氣田完井手冊編寫組．海上油氣田完井手冊[M]．北京：石油工業(yè)出版社，l998．

本文作者：張崇  黃凱文  王爾鈞  方達科  許發(fā)賓  曾春珉

作者單位：中海石油(中國)有限公司湛江分公司