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(yuǎn)　(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100)

單通道井開發(fā)海上邊際氣田可行性研究與實(shí)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(yuǎn)(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100)

[摘要]由于儲(chǔ)量規(guī)模小、豐度低，單井產(chǎn)量不高的氣田，利用常規(guī)方法開采，氣田開發(fā)建設(shè)的投資規(guī)模大，生產(chǎn)成本高，經(jīng)濟(jì)效益差或無經(jīng)濟(jì)效益。從地質(zhì)油藏角度開展單通道(小井眼)井在邊際氣田的應(yīng)用的可行性分析，并結(jié)合海上油氣田單通道井先導(dǎo)性試驗(yàn)，認(rèn)為采用單通道鉆完井技術(shù)可以降低鉆井成本，通過用鉆小井眼井節(jié)省的鉆完井費(fèi)用，多鉆開發(fā)井，可以有效控制儲(chǔ)量動(dòng)用程度，提高采收率。該項(xiàng)技術(shù)適合在儲(chǔ)量豐度較小的邊際油氣田或開發(fā)中后期調(diào)整井中推廣應(yīng)用。

[關(guān)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(shù)在國內(nèi)外低產(chǎn)、低豐度油氣田得到廣泛、成功的應(yīng)用，而在我國海上油氣田的開發(fā)中，僅部分油氣田采用了小井眼側(cè)鉆工藝，單通道完井技術(shù)之前還沒有應(yīng)用的先例。中國東部海域近年來發(fā)現(xiàn)了一些凝析氣田，但由于儲(chǔ)量規(guī)模小，儲(chǔ)量豐度低，常規(guī)鉆完井技術(shù)開采投資成本高，開發(fā)井?dāng)?shù)少，開發(fā)效果不理想，經(jīng)濟(jì)效益差。為了經(jīng)濟(jì)、有效開發(fā)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(píng)估，設(shè)計(jì)出了一套適合東海海域地層特性的單通道井鉆完井技術(shù)，并于2013年在東海X氣田開發(fā)調(diào)整井中實(shí)施了單通道井鉆完井技術(shù)先導(dǎo)性試驗(yàn)，并取得了成功。筆者從地質(zhì)油藏角度入手，結(jié)合我國海上第一口單通道鉆完井技術(shù)先導(dǎo)性試驗(yàn)井，對(duì)單通道井鉆完井技術(shù)在我國東部海域邊際氣田的整體開發(fā)應(yīng)用的可行性進(jìn)行了分析。

1單通道鉆完井技術(shù)基本概念與特點(diǎn)

圖1　常規(guī)井井身結(jié)構(gòu)與單通道井井身結(jié)構(gòu)對(duì)比圖

常規(guī)的油氣井井身結(jié)構(gòu)有2個(gè)流動(dòng)通道(圖1(a))，一個(gè)是用于油氣生產(chǎn)的油管，另一個(gè)是用于循環(huán)壓井的油管、套管環(huán)形空間；相對(duì)于常規(guī)油氣井而言，單通道井鉆完井技術(shù)的井身結(jié)構(gòu)只有1個(gè)流動(dòng)通道(圖1(b))，這種井身結(jié)構(gòu)節(jié)省了套管、封隔器、循環(huán)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(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)，可以最大限度地降低鉆完井費(fèi)用[1]。

2小井眼與常規(guī)井眼對(duì)氣井產(chǎn)能影響分析

2.1常規(guī)油藏工程分析

影響氣井產(chǎn)能的主要因素可以分2大類，一是地層因素，如儲(chǔ)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(chǎn)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(shù)增大，從而使視表皮因子S′增加，根據(jù)平面徑向流公式(1)，可以分析常規(guī)井和小井眼井在相同生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)量差別。假定常規(guī)井和小井眼井除井筒半徑不同外，其他參數(shù)均相同，對(duì)比兩類井的單井產(chǎn)能可用小井眼井的產(chǎn)能與常規(guī)井眼的產(chǎn)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(chǎn)壓差下不同井徑對(duì)產(chǎn)能影響對(duì)比圖(考慮紊流)

圖3　相同產(chǎn)能條件下不同井徑與生產(chǎn)壓差對(duì)比圖(考慮紊流)

為小井眼井和常規(guī)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(duì)比不同井筒內(nèi)徑條件下的單井產(chǎn)能，結(jié)果見圖2。當(dāng)產(chǎn)能Qg = 20×104m3/d 時(shí)，常規(guī)井眼紊流系數(shù)為D7in=3.0×10-5(d/m3)，則D3in=6.0×10-5( d/m3)， ?3in井眼的產(chǎn)能將是?7in井眼的75%；當(dāng)Qg=30×104m3/d時(shí)，?3in井眼的產(chǎn)能只有?7in井眼的70%；如果S減小或D7in增大，小井眼井的產(chǎn)能還將進(jìn)一步下降，總體上產(chǎn)能損失的范圍在25%～35%。

在生產(chǎn)壓差相同的條件下，小井眼井的產(chǎn)能降低了，但從理論上來說，可以通過提高小井眼井的生產(chǎn)壓差來彌補(bǔ)損失的產(chǎn)能。圖3是產(chǎn)能一定的條件下，不同井眼條件下的生產(chǎn)壓差對(duì)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(chǎn)能Qg= 20×104m3/d，?7in井眼的生產(chǎn)壓差為2.0MPa，那么?3in井眼的生產(chǎn)壓差應(yīng)為2.68MPa，也就是說，小井眼井的生產(chǎn)壓差要增加33.9%；當(dāng)產(chǎn)能增加到Qg=30×104m3/d，則小井眼生產(chǎn)壓差增加42.9%。

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

2.2油藏模擬計(jì)算

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

通過對(duì)H氣田采用小井眼井和常規(guī)井整體開發(fā)油藏模擬研究對(duì)比發(fā)現(xiàn)，采用常規(guī)定向井(?7in井眼)開發(fā)，需要部署13口井，若要保持常規(guī)井的總體產(chǎn)能，在不放大生產(chǎn)壓差條件下，當(dāng)采用小井眼井(?2in油管)開發(fā)時(shí)，需要部署20口定向井；當(dāng)采用小井眼井(?3in油管)開發(fā)時(shí)，需要部署18口定向井；也就是說，利用小井眼開發(fā)時(shí)，要達(dá)到與常規(guī)定向井開發(fā)同樣的生產(chǎn)指標(biāo)，就應(yīng)當(dāng)增加30%～50%的生產(chǎn)井?dāng)?shù)。

以上研究均假定單井產(chǎn)能20×104m3/d，對(duì)于豐度低、單井產(chǎn)量不高的邊際氣田(單井產(chǎn)量小于10×104m3/d)，采用小井眼井開發(fā)時(shí)，要保持常規(guī)井的總體產(chǎn)能；在相同生產(chǎn)壓差條件下，要達(dá)到與常規(guī)定向井同樣的生產(chǎn)指標(biāo)，只需增加不到20%的生產(chǎn)井?dāng)?shù)。

3海上第一口單通道先導(dǎo)性試驗(yàn)井

國內(nèi)海上單通道鉆完井技術(shù)僅用于小井眼側(cè)鉆工藝中，沒有實(shí)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(fā)，近年來在東海海域開展了小井眼單通道鉆井技術(shù)的研究工作，形成了適合該地區(qū)單通道井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)，并于2013年10月利用X氣田一口開發(fā)調(diào)整井X9井，開展了海上第一口單通道井的先導(dǎo)性試驗(yàn)。該井是氣田開發(fā)中后期的一口調(diào)整井，主要?jiǎng)佑靡恍┪磩?dòng)用的非主力氣藏，單井產(chǎn)量不高，適合單通道小井眼井開采。

X9井采用平臺(tái)模塊鉆機(jī)施工，該井設(shè)計(jì)井深3785m，采用?12in+?8in+?6in的三開井身結(jié)構(gòu)，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(chǎn)套管，井眼尺寸由大變小，結(jié)構(gòu)為3層(表1)。

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

與氣田常規(guī)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(chǎn)后，小井眼單井產(chǎn)量與氣田常規(guī)井單井產(chǎn)量基本接近。

從單通道井先導(dǎo)性試驗(yàn)結(jié)果看，該技術(shù)降低鉆完井投資明顯。

表1　X9井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)

表2　X氣田小井眼與常規(guī)定向井鉆井參數(shù)對(duì)比表

4小井眼開發(fā)技術(shù)在邊際氣田的應(yīng)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(fā)技術(shù)，對(duì)于開發(fā)受巖性控制的、且非均質(zhì)性較嚴(yán)重的儲(chǔ)層是有利的，由于其產(chǎn)層本身產(chǎn)能低，一方面可以通過鉆小井眼井減少開發(fā)投資，另一方面，可以通過鉆小井眼節(jié)省的費(fèi)用，多鉆一些開發(fā)井，有利于提高砂體控制程度，從而提高采收率；同時(shí)由于井?dāng)?shù)較多，也有利于生產(chǎn)控制。但對(duì)于相對(duì)均質(zhì)氣藏，儲(chǔ)層物性好，且其產(chǎn)層本身產(chǎn)能相對(duì)高，尤其是對(duì)于底水氣藏，如果采用小井眼井開發(fā)，需增加約20%～40%的生產(chǎn)壓差(當(dāng)日產(chǎn)天然氣為20×104m3)來彌補(bǔ)產(chǎn)能，這對(duì)底水氣藏的開采不利，同時(shí)大大增加了氣井出砂的可能性。因此，對(duì)于儲(chǔ)層物性好、產(chǎn)能要求高的底水氣藏，不適合利用小井眼技術(shù)開發(fā)。

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(guī)定向井單井鉆完井費(fèi)用在6000萬元人民幣，若采用單通道井可以節(jié)省35%的鉆完井費(fèi)用，以 H氣田常規(guī)井與單通道井研究對(duì)比結(jié)果看，如果采用常規(guī)井開發(fā)，需要鉆開發(fā)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(fā)，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(shí)由于生產(chǎn)井?dāng)?shù)多，有利于生產(chǎn)控制與管理。

通過油藏工程研究與單通道井試驗(yàn)，認(rèn)為小井眼單通道井開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用，可以節(jié)省鉆完井投資30%以上，如果再進(jìn)一步優(yōu)化配套小井眼井鉆井(現(xiàn)有平臺(tái)模塊鉆機(jī)是針對(duì)常規(guī)井鉆井設(shè)計(jì)的)及完井工藝技術(shù)，可以節(jié)省更多的資金，可以降低更多的開發(fā)投資。該項(xiàng)技術(shù)的推廣使用，油氣田降本增效明顯，對(duì)實(shí)現(xiàn)減少老油田調(diào)整開發(fā)投資、低產(chǎn)井增油、邊際油氣田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)意義重大。

5結(jié)論和建議

1)海上單通道井先導(dǎo)性試驗(yàn)結(jié)果，與同類型常規(guī)定向井相比，其單井鉆井成本可降低約35%。

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

3)對(duì)于規(guī)模性采用單通道井技術(shù)開發(fā)的油氣田，建議設(shè)計(jì)、優(yōu)化鉆井裝備，優(yōu)化配套完井工具，進(jìn)一步降低鉆井成本，以獲得更大的經(jīng)濟(jì)效益。

[參考文獻(xiàn)]

[1]謝梅波.單通道井鉆完井技術(shù)及其在我國海上油氣田應(yīng)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(shù)在邊際油田應(yīng)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(fā)海上邊際氣田可行性研究與實(shí)踐[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) ,2015,12(11):63～66.

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號(hào)]1673-1409(2015)11-0063-04

[中圖分類號(hào)]TE375

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

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

[收稿日期]2014-09-17