許 杰 賈立新 陳 毅 張啟龍 劉 鵬

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 天津 300459)

目前海上油田稠油熱采井普遍采用水平裸眼井開發(fā)，以實現(xiàn)與儲層的良好溝通獲得較高的初期產能。然而，裸眼完井無法封隔儲層泥巖段，易造成篩管堵塞形成熱點，進而發(fā)生篩管沖蝕破壞，導致防砂失效[1-4]。鑒于套管井可以選擇性地射開地層，能夠封隔泥巖段，降低因鉆遇泥巖而引起篩管堵塞的幾率，為延長防砂有效期、提高油井壽命，渤海油田稠油熱采井開發(fā)逐步采用水平套管完井方式。但是套管射孔完井會造成表皮系數增大，影響油井產量[5-8]，且射孔作業(yè)會對套管強度造成損傷，影響井筒完整性[9-12]。目前，同時考慮射孔參數對熱采套管井產能和安全性的研究較少，不能對海上稠油熱采套管井完井給予指導。本文以渤海某熱采水平套管井B3H井為例，綜合考慮射孔參數對套管井產能、多輪次蒸汽吞吐條件下套管安全性的影響，優(yōu)選熱采套管井射孔參數，以實現(xiàn)油井在生命周期內的套管完整性并獲得較高的油井產能。

1 射孔參數對水平井產能的影響

油氣井開發(fā)的最終目標是獲得更大的油氣產量。射孔作業(yè)在滿足連通井筒與儲層流體要求的基礎上，同時需要做到保護油氣層，確保油氣井盡可能獲得最大產能。實踐證明：不同的射孔方法對油氣井的產能有直接的影響。分析影響油氣井產能的敏感性因素，就可以針對不同油井制定不同的射孔方案，提高油井產能。

目前通用的水平裸眼井產能預測模型為Joshi模型[8]：

(1)

水平井若采用套管射孔完井時儲層會受到鉆井、固井及射孔的損害，較裸眼完井對儲層的損害增強，致使油井產能低于裸眼完井。射孔損害包括儲層射開程度不完善，流線在井眼附近發(fā)生彎曲、匯集所引起的井底附加壓降，以及在成孔過程中孔眼周圍的巖石被壓實，致使?jié)B透率大大降低所引起的井底附加壓降。一般用表皮系數來表達附加壓降，則射孔井產能預測模型可表示為[8]

Jh=

(2)

則射孔井與裸眼井的產能比為

(3)

射孔參數優(yōu)化設計的主要目標是使套管井的產能比盡可能的高，以使油井達到預期的產能。由式(3)可以看出，產能比的計算歸結為計算總的防砂射孔完井的表皮系數，而表皮系數的函數表達式中基本上包括了所有的地層參數和射孔參數的影響[13-15]，因此在計算表皮系數并得到最大的產能比的過程就是對射孔參數優(yōu)化組合的過程。

B3H井采用水平套管射孔完井方式，井深2 675 m，射孔段深度2 355～2 618 m，井眼直徑244.475 mm，套管鋼級TP110H，地層孔隙度30.3%，地層非均質性0.3，地層滲透率3 000 mD 。根據《海上油氣田完井手冊》推薦，渤海油田射孔井通常采用孔徑0.01～0.04 m、孔密10～40孔/m、穿深0.4～1.2 m，相位角45°、60°、90°、120°、135°、180°等參數組合。結合B3H井的實際數據，開展射孔參數對套管井產能比的敏感性分析，結果如圖1～ 3所示。由圖1～3可以看出，產能比隨著穿深和孔密的增加而增加；孔深為0.6～0.8 m、孔密大于20孔/m的條件下，近井地帶儲層污染能夠得到較好解除；孔徑為10 mm產能較其他孔徑下的產能存在較大差距，孔徑大于20 mm時，繼續(xù)增大孔徑相應的產能比增幅降低；射孔相位為0°和180°條件相比其他射孔相位條件的產能比較低，射孔相位為45°或90°的產能比最高。

圖1 孔密對產能比的影響(孔徑20 mm,相位90°)Fig .1 Effect of perforation density on productivity ratio (with perforation radius 20 mm,phase angle 90°)

圖2 孔眼半徑對產能比的影響(孔密40孔/m,相位90°)Fig .2 Effect of perforation radius on productivity ratio (with perforation density of 40 holes/m, phase angle 90°)

圖3 相位角對產能比的影響(孔密40孔/m)Fig .3 Effect of perforation phase angle on productivity ratio (with perforation density of 40 holes/m)

綜合上述分析，從射孔參數對產能影響角度出發(fā)，射孔參數組合應遵循以下原則：

1) 射孔密度的選取應不小于20孔/m，保證套管安全前提下選擇40孔/m；

2) 射孔直徑的選取應不小于20 mm；

3) 射孔相位的選取為45°或90°；

4) 射孔深度取0.6～0.8 m。

2 射孔參數對熱采井套管強度的影響

當溫度達到350 ℃時，套管的屈服強度和抗拉強度下降達15%，后續(xù)輪次不再顯著變化，下降幅度3%左右[16-17]。對于稠油熱采井，套管強度的校核要綜合考慮射孔引起的強度損傷，以及高溫蒸汽吞吐造成的強度損失，套管的強度校核思路如下:①計算套管工作承載能力，分析最容易破壞形式；②計算射孔后套管的剩余強度；③考慮受反復加熱影響的整體強度衰減，本次實驗假設初始注熱衰減15%，后續(xù)每輪次衰減3%；④綜合上述影響計算得出結果。

有研究表明[18-20]，套管破壞主要由外擠力引起。熱采條件下需綜合考慮射孔對套管的強度損傷、多輪次注熱引起的強度衰減。射孔作業(yè)過程是影響套管抗擠壓強度的重要因素，在對射孔套管抗擠壓的理論和實驗研究基礎上，引入抗擠壓能力降低系數描述射孔對套管抗擠壓能力的影響[9]，如式(4)～(6)：

pcrp=pcrKc

(4)

Kj=1-Kc

(5)

(6)

式(4)～(6)中：pcrp為射孔套管的抗擠毀壓力，MPa；pcr為無孔套管的抗擠毀壓力，MPa；Kc為射孔套管抗擠毀能力系數；Kj為強度降低系數；PHA為相位，(°)(0°相位時取PHA=360°)；DEN為孔密度，孔/m；rp為射孔孔眼半徑，m；D0為套管外徑，m；t為套管壁厚，m；f為孔邊應力集中系數[10]。

結合我國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5724—2008《套管柱結構與強度設計》的套管抗擠強度計算方法，考慮熱采井套管的套管鋼級、射孔后剩余強度、強度衰減、注熱輪次等因素，熱采井套管的抗外擠強度可表示為：

ps=pcrp[1-β1-β2(N-1)][A/(D/t)-B]-C

(7)

式(7)中：A、B、C為關于射孔后套管抗擠毀壓力pcrp的常數；ps為多輪次吞吐后套管抗擠強度，MPa；N為注熱輪次;β1、β2為套管的第一輪強度衰減系數和后續(xù)輪次衰減系數，分別為15%和3%；D/t為套管徑厚比。

為了保證生產安全，Kj值越小越好。根據計算可以得到射孔參數對套管降低系數Kj的關系曲線，結果如圖4～6所示。由圖4～6可以看出，隨著孔眼半徑的增大，套管強度降低系數增加；當孔眼半徑保持一定時，隨著孔密度的增加，套管強度降低系數增大；當孔眼半徑增大時，隨著孔密度的增加，套管強度降低系數顯著增大；當孔密度相對較小時，隨著相位角的增加強度降低系數變化不明顯；但當孔密度為較大值時，隨著相

圖4 孔眼半徑對套管強度的影響Fig .4 Effect of perforation radius on casing strength

圖5 孔密對套管強度的影響Fig .5 Effect of perforation density on casing strength

圖6 相位角對套管強度的影響Fig .6 Effect of perforation phase angle on casing strength

位角的增大，套管強度降低系數增加明顯；隨著相位角的增大，套管強度降低系數顯著增加。

3 熱采水平井套管射孔參數優(yōu)選

正交設計方法是適用于多因素研究的設計方法。在多因素存在的情況下，隨著影響因素和水平數的增加，需要計算的組合數迅速增加。為了簡化計算數量，同時獲得精度較高的計算結果，本文在單因素試驗的基礎上，采用正交設計方法[21-23]，以孔密度、孔半徑、相位角作為正交試驗的3個因素，具體取值見表1?？紤]射孔后對套管強度損害程度和產能大小的影響，綜合評價了不同射孔參數組合條件下油井的生產狀況，并對影響因素權重大小進行了對比，結果見表2、3。

表1 油井產能的影響因素及其取值Table 1 Influence factors of oil well productivity and their values

表2 射孔參數對產能影響的正交試驗Table 2 Orthogonal test of perforation parameters on productivity

表3 射孔參數對套管強度影響的正交試驗Table 3 Orthogonal test of perforation parameters on casing strength

由表2、3可以得出：對于水平井射孔完井的各因素對其產能比的影響權重大小順序為：相位角>孔密度>孔半徑；對于水平井射孔完井的各因素對其剩余套管強度的影響權重大小順序為：孔半徑>相位角>孔密度；相位角對于產能比和套管剩余強度均有較大影響，且45°相位角對于獲得較高產能和剩余強度均為較優(yōu)水平。鑒于孔密度、孔半徑對產能比和套管剩余強度的影響呈相反趨勢，故需結合油井生產工況綜合分析，以優(yōu)選出可滿足油井設計壽命的最優(yōu)射孔參數。

4 實例分析

渤海某熱采井B3H井采用水平套管射孔完井方式，該井設計套管鋼級選用TP110H，初始屈服強度為929 MPa，套管承受最大抗外擠載荷為12 MPa(全掏空)。依據前述正交設計分析可知，45°相位角可同時滿足獲得較高產能和保持套管完整性，故選用相位角45°，孔徑18、22、26 mm、孔密40、50、60、70孔/m的射孔參數組合，對套管強度進行校核，計算結果見表4。

表4 不同射孔參數組合套管安全性校核Table 4 Casing safety check with different perforation parameters

根據標準SY/T 6952.1—2014《基于應變設計的熱采井套管柱第1部分：設計方法》規(guī)定，稠油熱采井套管柱強度設計的最小安全系數取值抗擠系數1.20，則由表4校核結果可得： 40孔/m、18 mm孔徑、45°相位， 40孔/m、22 mm孔徑、45°相位， 50孔/m、18 mm孔徑、45°相位，60孔/m、18 mm孔徑、45°相位等4種組合均可滿足TP110H套管在B3H井的設計要求，考慮到孔密度對產能的影響較大，故可在套管強度滿足要求的范圍內，推薦采用射孔參數為：孔密60孔/m、孔徑18 mm、相位角45°。

考慮增大射孔密度會提高射孔器材費用，對于B3H井若采用推薦孔密60孔/m，則較采用常規(guī)孔密40孔/m，提高完井投資約10萬元。而因孔密增大，B3H井產量可提高約80 m3/輪次，則油井生命周期內開發(fā)收益增加約50萬元。本文推薦的射孔參數組合對稠油油田的規(guī)?；洕_發(fā)提供了技術支持。

5 結束語

通過分析射孔參數對水平井產能的影響和對熱采井套管強度的影響，利用正交試驗方法進行了稠油熱采水平井套管射孔參數優(yōu)選，得到了孔徑18 mm、孔密60孔/m、相位45°等射孔參數最優(yōu)組合，為稠油熱采水平井射孔參數優(yōu)化提供了新的方法和技術支持。