戴 宗 羅東紅 梁 衛(wèi) Shing－Ming Chen William Gong

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司； 2.哈斯基能源公司）

南海深水氣田測試設(shè)計(jì)與實(shí)踐

戴 宗1羅東紅1梁 衛(wèi)1Shing－Ming Chen2William Gong2

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司； 2.哈斯基能源公司）

南海深水氣田測試面臨海床溫度低致使測試管柱中易產(chǎn)生天然氣水合物和深水作業(yè)費(fèi)用昂貴等困難和挑戰(zhàn)，使得深水氣田測試設(shè)計(jì)不同于常規(guī)氣田，測試設(shè)計(jì)時(shí)須考慮天然氣水合物的形成條件預(yù)測及防治。提出了一開一關(guān)的測試流程，并對流程中4個(gè)階段的測試時(shí)間進(jìn)行了優(yōu)化。以南海深水氣田某氣井為例進(jìn)行了應(yīng)用，結(jié)果表明測試非常成功，與設(shè)計(jì)基本一致。本文的測試流程目前已在南海珠江口盆地多口深水氣井測試中成功應(yīng)用，具有較好的推廣價(jià)值。

南海 深水氣田 天然氣水合物 測試設(shè)計(jì) 流程優(yōu)化

1 面臨的困難與挑戰(zhàn)

與海上常規(guī)氣田相比，南海深水氣田測試面臨以下困難及挑戰(zhàn)：

（1）海床溫度低。當(dāng)水深小于200 m時(shí)，南海海底溫度約為16℃；當(dāng)水深大于850 m時(shí)，南海海底溫度都低于4℃[1]。目前南?？碧桨l(fā)現(xiàn)的幾個(gè)深水氣田水深約為700～1500 m，氣藏埋深約為2500～3100 m，氣藏溫度約為100～108℃，最低海床溫度約為3℃。受外圍海床溫度的影響，在進(jìn)行天然氣測試時(shí)，測試管柱中易形成天然氣水合物[2－4]，而一旦測試管柱被水合物堵塞，不僅取不到氣藏資料，還會(huì)大大延長作業(yè)時(shí)間。

（2）深水作業(yè)費(fèi)用昂貴[5]。目前南海深水作業(yè)船的日操作費(fèi)用約為100萬美元，因此，在確保作業(yè)安全的基礎(chǔ)上，如何才能做到既要滿足氣藏資料錄取要求，又要盡量節(jié)省測試時(shí)間和費(fèi)用。

基于此，深水氣田測試與常規(guī)氣田測試流程設(shè)計(jì)會(huì)有所不同，常規(guī)氣田測試在開關(guān)井程序設(shè)計(jì)及流量設(shè)計(jì)中不必考慮天然氣水合物的防治問題，在開關(guān)井時(shí)間及流體取樣設(shè)計(jì)方面也沒有特別迫切的需求。本文從深水氣田測試設(shè)計(jì)的幾個(gè)關(guān)鍵問題入手，對常規(guī)氣田測試流程進(jìn)行了優(yōu)化，提出了一開一關(guān)的測試流程，并在南海深水氣田某氣井中進(jìn)行了應(yīng)用，測試非常成功。

2 南海深水氣田測試設(shè)計(jì)的關(guān)鍵問題

考慮南海深水氣田的特點(diǎn)，提出了測試設(shè)計(jì)總的思路和原則：①極力避免天然氣水合物的形成；②在滿足氣藏測試資料和流體資料錄取的前提下，盡量節(jié)省測試時(shí)間。測試設(shè)計(jì)時(shí)須重點(diǎn)關(guān)注以下幾個(gè)問題。

2.1 天然氣水合物形成條件和時(shí)機(jī)的判斷

判斷天然氣水合物形成的方法有圖版法和商業(yè)軟件模擬法。圖1為目前工業(yè)界判斷水合物形成的常用圖版[6]，是從大量的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)中總結(jié)得來的。軟件模擬法是通過建立相應(yīng)的井筒模型，考慮井筒參數(shù)、流體參數(shù)、井筒周圍環(huán)境參數(shù)、流量、地層參數(shù)等各種因素，綜合判斷水合物的形成，因此，通過軟件模擬能更精確、動(dòng)態(tài)地描述水合物的形成過程及形成條件。

圖1 預(yù)測天然氣水合物形成的溫度—壓力曲線圖版[6]

天然氣水合物的形成跟溫度和壓力有關(guān)。從圖1可以初步判斷，當(dāng)測試管柱內(nèi)壓力為3000 psia時(shí)，相對密度為0.7的天然氣產(chǎn)生水合物的溫度約為74℉（23℃）。因此，當(dāng)外圍環(huán)境溫度低于23℃時(shí)，測試管柱內(nèi)可能會(huì)形成天然氣水合物。

2.2 測試流程優(yōu)化

常規(guī)氣田試井一般采用二開二關(guān)的測試流程，初開初關(guān)的主要目的是排除井底的鉆井液，使得在二開二關(guān)時(shí)獲得準(zhǔn)確的產(chǎn)量、地層壓力、溫度和有代表性的地層流體資料。深水氣田氣井初次打開生產(chǎn)時(shí)井筒內(nèi)還殘留大量的泥漿濾液，此時(shí)井筒溫度比較低，天然氣水合物形成的風(fēng)險(xiǎn)較大。為了避免初關(guān)井時(shí)可能產(chǎn)生的天然氣水合物堵塞測試管柱，導(dǎo)致二開時(shí)可能不能打開生產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)，本文提出在南海深水氣田采取一開一關(guān)的測試流程，分4個(gè)階段：返排流動(dòng)階段、低流量取樣階段、變流量階段、關(guān)井恢復(fù)階段。

2.3 測試時(shí)間優(yōu)化

為了節(jié)省費(fèi)用，并能滿足測試要求，須對各個(gè)階段的測試時(shí)間進(jìn)行優(yōu)化。

（1）返排階段時(shí)間優(yōu)化

返排階段主要考慮鉆完井液及泥漿濾液能充分返排，并減少對近井地帶的污染，因此，最短的開井時(shí)間必須大于井筒殘液及測試管柱內(nèi)液墊的排空時(shí)間。此階段井筒殘液量、返排流量和井筒殘液的排空時(shí)間分別通過公式（1）～（3）計(jì)算

式（1）中：Q 為井筒殘液量，m3；r為井筒半徑，m；L為井筒長度，m。

式（2）[7]中：q 為返排流量，m3/d；Δp 為誘噴壓差，MPa；K為儲層滲透率，mD；S為表皮系數(shù)，無量綱；h為儲層有效厚度，m；μ為流體粘度，mPa·s；re為供給半徑，m；rw為井半徑，m。

式（3）中：T 為排空時(shí)間，h。

最終返排時(shí)間的確定通過Petrolink實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)[8]來判斷，其判斷原則是：①返排液含量波動(dòng)小于3%，且已穩(wěn)定3 h以上；②井口流動(dòng)壓力波動(dòng)小于10 psia，且穩(wěn)定3 h以上；③井口溫度趨于穩(wěn)定，波動(dòng)范圍小于2℉/h。

（2）低流量取樣階段時(shí)間優(yōu)化

低流量取樣階段的目的是要保證取好和取準(zhǔn)流體樣品，因此該階段的時(shí)間要保證流體已達(dá)到了穩(wěn)定流動(dòng)，也是通過Petrolink實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)來判斷，其判斷原則同前。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)[9]，高產(chǎn)氣井開井2～4 h后能達(dá)到穩(wěn)定，低滲透氣藏低產(chǎn)氣井則可能超過8 h，在達(dá)到穩(wěn)定流動(dòng)后再根據(jù)取樣數(shù)量設(shè)計(jì)合理的取樣時(shí)間。根據(jù)實(shí)際測試經(jīng)驗(yàn)，一組分離器取樣需要1 h。

（3）變流量階段時(shí)間優(yōu)化

變流量階段的主要目的是獲取產(chǎn)能數(shù)據(jù)，因此該階段的時(shí)間設(shè)計(jì)須保證每一流量下流動(dòng)達(dá)到穩(wěn)定，穩(wěn)定的判斷仍通過Petrolink實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)來進(jìn)行。

（4）關(guān)井恢復(fù)階段時(shí)間優(yōu)化

關(guān)井恢復(fù)階段時(shí)間要長于流動(dòng)階段，主要目的是獲取原始地層壓力，并且探測可能的邊界。由于每個(gè)氣藏的滲透性和地質(zhì)邊界條件不一樣，因此該階段要求的恢復(fù)時(shí)間也可能存在差異，可以通過式（4）進(jìn)行估計(jì)[10]

式（4）中：Ri為探測半徑，ft；K 為滲透率，mD；t為時(shí)間，h；φ為孔隙度，小數(shù)；μ為粘度，mPa·s；Ct為綜合壓縮系數(shù)，1/psia。

3 實(shí)例應(yīng)用

3.1 氣井基本情況

南海深水氣田某氣井的基本參數(shù)如下：氣井所在海域水深約為1350 m，氣藏頂面深度約為－3110 m，氣藏壓力4700～4800 psia，氣藏溫度85～105℃，氣藏厚度25～30 m，氣藏滲透率100～2500 mD，氣藏孔隙度14%～28%，氣油比預(yù)計(jì)為10000 m3/m3，凝析水含量預(yù)計(jì)為0.5 bbl/MMscf，氣體相對密度約為0.7，CO2含量3%～4%，所在區(qū)域溫度梯度約為5.3℃/100 m。

3.2 天然氣水合物形成條件判斷及防治措施制定

根據(jù)圖版（圖1），當(dāng)測試管柱內(nèi)壓力為3000 psia時(shí)，水合物形成的最高溫度約為23℃。此外，根據(jù)氣井的基本參數(shù)，采用Well Flo軟件建立井筒流體流動(dòng)模型進(jìn)行模擬，結(jié)果見圖2、3。

從圖2的模擬結(jié)果來看，當(dāng)氣井關(guān)井時(shí)，如井筒內(nèi)還保持較高的壓力，在200～1900 m的井筒段很容易形成水合物，由于氣井所處海域水深為1350 m，即在海平面以下200 m至海床以下550 m處容易形成水合物。從圖3可以看出，當(dāng)氣井流量較高時(shí)，由于地層流體在井筒內(nèi)熱量損失較少，流體溫度較高，不會(huì)形成水合物；但當(dāng)氣井流量較低時(shí)（如低于20 MMscf/d），由于流體在井筒內(nèi)溫度下降較快，因此可能會(huì)形成水合物。

根據(jù)以上的模擬研究結(jié)果，為了避免水合物的形成，在該氣井試井設(shè)計(jì)時(shí)采取以下防治措施：①采用油基泥漿，避免游離水；②在開井生產(chǎn)之前和生產(chǎn)過程中，分別在油嘴、海床及海床以下600 m處注入水合物抑制劑甲醇；③返排階段結(jié)束后，不關(guān)井測壓，直接進(jìn)入低流量取樣階段；④采取井下閥關(guān)井，進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，并排空井筒內(nèi)的壓力；⑤實(shí)時(shí)傳輸井口溫度壓力資料，并密切監(jiān)測，一旦異常情況發(fā)生，則采取緊急措施。

3.3 測試設(shè)計(jì)及效果

對該氣井采用了本文提出的一開一關(guān)的測試流程，如圖4所示。在返排流動(dòng)階段初期，通常測試管柱中存在液墊，井底有殘留的泥漿，此時(shí)需要有一定的壓差進(jìn)行誘噴，并且此時(shí)測試管柱內(nèi)溫度較低，地層中可能存在游離水，極易形成水合物，因此建議采用較高的流量返排。根據(jù)井筒模擬結(jié)果（圖3），設(shè)計(jì)返排流動(dòng)階段的流量為25 MMscf/d，由式（1）得出井筒及管柱內(nèi)殘液量約為142 m3；利用式（2）和式（3），估計(jì)井筒及管柱內(nèi)液墊排空時(shí)間約為1.5～2.0 h；考慮地層中還殘留部分泥漿濾液，測井解釋結(jié)果初步判斷該氣井地層滲透性較好，達(dá)到穩(wěn)定需4 h。因此，返排階段共設(shè)計(jì)6 h。

圖4 南海深水氣田某氣井DST測試設(shè)計(jì)圖

進(jìn)入第二階段，即低流量取樣階段，通常氣藏露點(diǎn)壓力與地層原始壓力比較接近，為了保持較小的生產(chǎn)壓差，防止凝析油在地下析出，并且保證流量具有一定的攜液能力，根據(jù) MDT流體性質(zhì)，設(shè)計(jì)流量為15 MMscf/d。由于該氣井產(chǎn)能較高，設(shè)計(jì)流動(dòng)5 h后可達(dá)到穩(wěn)定，并開始取樣。為了確保取樣成功，在此流量設(shè)計(jì)取2組分離器樣和1組井下樣，共4 h。

第三階段為多流量流動(dòng)階段，主要目的是獲得穩(wěn)定的產(chǎn)能和溫度、壓力數(shù)據(jù)，分別設(shè)計(jì)了30 MMscf/d 和 50 MMscf/d 兩 個(gè) 流 量 點(diǎn)，在 30 MMscf/d流量穩(wěn)定后再取第3組分離器樣備份，之后進(jìn)入50 MMscf/d流動(dòng)階段，約3 h。

生產(chǎn)達(dá)到穩(wěn)定后，井下閥關(guān)井，進(jìn)入壓力恢復(fù)階段，關(guān)井恢復(fù)時(shí)間48 h（如果氣藏滲透率約為500 mD，關(guān)井48 h后探測半徑約為2500～3000 m，從南海深水某氣井的實(shí)際地質(zhì)情況分析，這基本能滿足對儲層邊界認(rèn)識的要求）。

從實(shí)際的DST測試資料（圖5）來看，該氣井的測試非常成功，與設(shè)計(jì)基本一致，獲取了高質(zhì)量的溫度、壓力、流體資料，關(guān)井時(shí)間也滿足了探測邊界的要求。目前該測試流程已在南海珠江口盆地多口深水氣井測試中成功應(yīng)用，具有較好的推廣價(jià)值。

圖5 南海深水某氣井DST測試數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

（1）由于深水氣田海床溫度低，測試過程中易形成天然氣水合物，須采取防治措施。為了避免初關(guān)井時(shí)可能產(chǎn)生水合物堵塞測試管柱，本文提出的一開一關(guān)測試流程既縮短了測試時(shí)間，又降低了水合物形成的風(fēng)險(xiǎn)。

（2）以南海深水氣田某氣井為例進(jìn)行了應(yīng)用。根據(jù)Well Flo軟件對該氣井井筒流體流動(dòng)的模擬結(jié)果，在油嘴、海床及海床以下600 m等3處分別注入甲醇，有效地防止了測試管柱內(nèi)水合物的形成。最終設(shè)計(jì)該氣井測試一開流動(dòng)時(shí)間為21 h，一關(guān)時(shí)間為48 h。實(shí)際DST測試流動(dòng)時(shí)間為23 h，關(guān)井恢復(fù)時(shí)間為48 h，總共71 h，僅用了3天時(shí)間就完成了測試，達(dá)到了設(shè)計(jì)要求；實(shí)際測試資料顯示，該井獲得了高質(zhì)量的溫度、壓力、產(chǎn)能及流體資料，達(dá)到了預(yù)期目的。

[1] 張樹林，陳多福，黃君權(quán).白云凹陷天然氣水合物成藏條件[J].天然氣工業(yè)，2007，27（9）：7－10.

[2] REYNA E M，STEWART S R.Case history of the removal of a hydrate plug formed during deep water well testing[C].SPE/IADC 67746，2001.

[3] COOLEY C，WALLACE B K.Hydrate prevention and methanol distribution on canyon express[C].SPE 84350，2003.

[4] 白玉湖.天然氣水合物藏和天然氣藏開采規(guī)律對比分析[J].中國海上油氣，2010，22（3）：172－178.

[5] 張鳳久.我國南海天然氣開發(fā)前景展望[J].天然氣工業(yè)，2009，29（1）：17－20.

[6] Engineering Data Book，12th ed[M].Gas Processors Suppliers Association，2004.

[7] 陳元千，等.現(xiàn)代油藏工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001.

[8] The independent data distribution company.Real－Time data visualization[EB/OL].http：∥www.petrolink.com/main/real＿time＿data＿visualization.htm.

[9] 賀偉，等.天然氣試井技術(shù)規(guī)范[M].SY/T 5440－2000.

[10] AHMED T.Reservoir Engineering Handbook，4th ed[M].Gulf Professional Publishing，2010.

A DST design and practice in deep－water gasfields，South China Sea

Dai Zong1Luo Donghong1Liang Wei1Shing－Ming Chen2William Gong2
（1.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，510240；2.Husky Energy Inc.，Calgary，Canada，T2P 1 H5）

For the deep－water gasfields in South China Sea，there are some challenges in DST，such as gas hydrate formation in DST tubing due to low seabed temperature and expensive cost in deep－water operation.Therefore，the DST design for these gasfields should be different from that for the ordinary gasfields，and the problems to predict and prevent gas hydrate formation have to be considered.A new DST procedure of“one openning and one shut－in”is proposed，and the test time is optimized for each of its four test stages.This DST procedure was once applied in a gas well in a deep water gas field，South China Sea，resulting in a successful DST quite consistent with the design.The new procedure has been applied successfully in several gas wells in Pearl River Mouth basin，showing a good potential of spreading its application.

South China Sea；deep－water gas field；gas hydrate；DST design；procedure optimization

戴宗，男，高級工程師，1998年畢業(yè)于成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，主要從事油氣田開發(fā)和油田地質(zhì)研究工作。地址：廣州市海珠區(qū)江南大道中168號海油大廈（郵編：510240）。E－mail：daizong＠cnooc.com.cn。

2011－03－04改回日期：2011－06－09

（編輯：楊 濱）