范學(xué)平

（中國(guó)海洋石油烏干達(dá)有限公司 上海 200232）

深海油田油井投產(chǎn)極限生產(chǎn)壓差確定及應(yīng)用研究

范學(xué)平

（中國(guó)海洋石油烏干達(dá)有限公司 上海 200232）

尼日利亞某深海油田油藏儲(chǔ)層為深海河道和水下濁積扇沉積體，巖石膠結(jié)較差，在優(yōu)質(zhì)篩管完井油井投產(chǎn)階段可能會(huì)破壞出砂，甚至引起井壁坍塌，導(dǎo)致泄流區(qū)流動(dòng)效率降低，因此須確定可允許的壓降范圍，以確保井壁的完整性。油井投產(chǎn)啟動(dòng)時(shí)處于非穩(wěn)定流，作用于巖石顆粒上的水動(dòng)力起著主要作用，據(jù)此推導(dǎo)出了流體流動(dòng)和巖石顆粒平衡耦合的生產(chǎn)壓差計(jì)算公式，并應(yīng)用于該油田的極限生產(chǎn)壓差確定，其中對(duì)于推導(dǎo)公式中所涉及的無(wú)側(cè)限抗壓強(qiáng)度UCS，首次提出了基于巖心實(shí)驗(yàn)RSD數(shù)據(jù)的關(guān)聯(lián)法確定?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，在油井投產(chǎn)實(shí)際操作中沒(méi)有出現(xiàn)出砂和井壁垮塌現(xiàn)象，而且長(zhǎng)期生產(chǎn)井動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)也表明生產(chǎn)井產(chǎn)能較為穩(wěn)定，說(shuō)明了本文方法的實(shí)用性及可行性。

深水油田；優(yōu)質(zhì)篩管完井；油井投產(chǎn)；極限生產(chǎn)壓差；無(wú)側(cè)限抗壓強(qiáng)度；尼日利亞

非洲尼日利亞幾內(nèi)亞灣某深海油田水深1 300～1 500 m，油藏埋深在海底之下約1 600～2 200 m，儲(chǔ)層為深海河道和深海濁積扇沉積體。該砂巖油藏巖石顆粒膠結(jié)差，結(jié)構(gòu)疏松，在優(yōu)質(zhì)篩管完井油井投產(chǎn)階段容易出現(xiàn)巖石破壞出砂，甚至引起井壁垮塌事故，因此須確定可允許的壓降范圍，研究投產(chǎn)時(shí)合理的生產(chǎn)壓差。

文獻(xiàn)［1－6］就油氣井出砂和相關(guān)理論進(jìn)行了一定程度的探討。實(shí)踐表明，油田投產(chǎn)期間需要保持井筒附近巖石結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定，使破壞巖石和穩(wěn)定巖石顆粒結(jié)構(gòu)的作用力之間保持平衡；油井投產(chǎn)啟動(dòng)時(shí)處于非穩(wěn)定流，作用于巖石顆粒上的水動(dòng)力起著主要作用?；诖耍疚囊阅崛绽麃喣成詈Ｓ吞餅檠芯繉?duì)象，采用流固耦合方法推導(dǎo)出了生產(chǎn)壓差計(jì)算方程，并應(yīng)用于該油田的極限生產(chǎn)壓差的確定，其中對(duì)于推導(dǎo)公式中涉及到的無(wú)側(cè)限抗壓強(qiáng)度UCS值，則先采用刻劃硬度試驗(yàn)RSD確定巖石比能，再基于經(jīng)驗(yàn)所得的UCS和比能之間的回歸關(guān)系進(jìn)行確定。與文獻(xiàn)［7］相比，本文這種對(duì)有關(guān)參數(shù)進(jìn)行的簡(jiǎn)化處理，使得最終計(jì)算方程非常簡(jiǎn)單，便于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用。

1 極限生產(chǎn)壓差確定

為了維持優(yōu)質(zhì)篩管完井油井投產(chǎn)時(shí)井壁巖石顆粒穩(wěn)定，總的原則是破壞巖石顆粒膠結(jié)穩(wěn)定的作用力小于維持穩(wěn)定的作用力。其中，破壞平衡的主要作用力除局部應(yīng)力外，主要有由液體流動(dòng)作用于顆粒上的拖拉力；而維持平衡的作用力主要有由巖石顆粒間膠結(jié)產(chǎn)生的巖石強(qiáng)度以及顆粒之間的摩擦力，這一作用力用無(wú)側(cè)限抗壓強(qiáng)度UCS來(lái)表示?；诹黧w流動(dòng)規(guī)律，研究并比較這2種作用力，可推導(dǎo)出所需的控制條件，使投產(chǎn)時(shí)生產(chǎn)壓差能夠確保井壁巖石顆粒的穩(wěn)定。

由于流體流動(dòng)，作用于基質(zhì)單元體積上的水動(dòng)力FHD可由下式［8］表示：

達(dá)西定律可以表示為

因此有

在軸對(duì)稱狀態(tài)下，井筒流動(dòng)方程為

通過(guò)破壞準(zhǔn)則將不同的應(yīng)力部分聯(lián)系起來(lái)，至少在井筒附近的彈性區(qū)域有以下方程：

因此，平衡方程為

由于滲流速度可表示為

聯(lián)立式（2）和式（7），則有

將式（8）代入式（3），可得

令

將式（8）～（10）代入式（6），則平衡方程可寫為

對(duì)式（11）進(jìn)行求解，可得

或

在非穩(wěn)定流階段，對(duì)于各向同性油藏，井筒流動(dòng)壓降為

結(jié)合式（14）和式（15），可以得到為確保井壁巖石顆粒穩(wěn)定的生產(chǎn)壓降方程為

可見，通過(guò)式（16）可以將引起破壞井壁巖石顆粒膠結(jié)的流體流動(dòng)力和穩(wěn)定力UCS有機(jī)地聯(lián)系在一起。

2 UCS值實(shí)驗(yàn)確定

尼日利亞某深海油田沒(méi)有測(cè)井系列UCS值，因此筆者提出根據(jù)油藏巖心先求取巖石硬度，再基于硬度和UCS之間的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系來(lái)確定UCS值。由于該油田巖心膠結(jié)弱、易碎，不能采用傳統(tǒng)的三軸強(qiáng)度測(cè)試方法，故采用巖石硬度設(shè)備RSD（巖石硬度擦痕方法）確定巖心硬度。實(shí)驗(yàn)采用切割器沿固定在移動(dòng)條凳上的巖心軸設(shè)定一個(gè)深度的槽，裝在切割器上的傳感器計(jì)錄儀通過(guò)電子方式記錄切割這個(gè)槽所需要的法向和切向力。通過(guò)獲得的法向和切向力破壞已知體積巖心所需要的能量，即為巖石比能，可以用來(lái)計(jì)算和獲取定量的硬度剖面。

取自該油田X油藏某井的弱膠結(jié)巖心測(cè)試比能剖面如圖1所示，X油藏所有井巖心測(cè)試比能分布如圖2所示。可見，該油藏56%巖心樣品測(cè)試比能小于5 MPa，35%巖心樣品測(cè)試比能介于5～10 MPa，約91%的巖心樣品測(cè)試比能小于10 MPa。

圖1 尼日利亞某深海油田X油藏某井巖心測(cè)試比能剖面Fig.1 Cores specific energy section of a well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

圖2 尼日利亞某深海油田X油藏所有井巖心測(cè)試比能分布Fig.2 Cores specific energy distribution chart of all wells in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

由RSD測(cè)得的比能盡管是真正的硬度指標(biāo)，但不能直接應(yīng)用于本文所需解決的巖石力學(xué)模型，需要與更傳統(tǒng)的參數(shù)如UCS相關(guān)聯(lián)。根據(jù)RSD比能和UCS的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系，建立了比能與UCS之間的回歸關(guān)系，其關(guān)系曲線如圖3所示。在圖中交點(diǎn)處，可以得到比能與UCS之間的相關(guān)關(guān)系；從統(tǒng)計(jì)關(guān)系來(lái)講，這兩者是等效的，一個(gè)是線性關(guān)系，另一個(gè)是冪律關(guān)系。

圖3 巖心測(cè)試比能與UCS統(tǒng)計(jì)相關(guān)關(guān)系（圖中數(shù)據(jù)來(lái)自項(xiàng)目組內(nèi)部統(tǒng)計(jì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)）Fig.3 Stastical relationship between UCS and cores specific energy（data from inner projecct experiment）

由圖3可知，研究區(qū)的RSD比能值較低，在該區(qū)采用冪律回歸關(guān)系更接近實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，擬合關(guān)系更好，其關(guān)系式為

通過(guò)式（17）這一相關(guān)關(guān)系式可以將RSD比能轉(zhuǎn)換成UCS。圖4為該油田X油藏某井巖心測(cè)試比能轉(zhuǎn)換后的UCS剖面，圖5為X油藏所有井巖心測(cè)試比能轉(zhuǎn)換后UCS分布，可見其形狀與比能分布圖（圖2）很相似，但UCS結(jié)果可以直接應(yīng)用于式（16）。

圖4 尼日利亞某深海油田X油藏某井巖心測(cè)試比能轉(zhuǎn)換后的UCS剖面Fig.4 UCSsection converted from cores specific energy of a well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

圖5 尼日利亞某深海油田X油藏所有井巖心測(cè)試比能轉(zhuǎn)換后的UCS分布Fig.5 UCS distribution chart converted from cores specific energy of all wells in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 油井極限生產(chǎn)壓差的確定

尼日利亞某深海油田X油藏流體原油黏度為0.1 mPa·s，平均滲透率為25 mD，巖石壓縮系數(shù)為1×10－5MPa－1。該油藏巖石平均孔隙度為0.22，井筒半徑為12 cm，表皮系數(shù)為0?？紤]時(shí)間極小時(shí)，將上述數(shù)據(jù)代入式（16），有

將上式簡(jiǎn)化后可得

根據(jù)圖5所示的該油田X油藏UCS分布狀況，結(jié)合經(jīng)驗(yàn)建議該油藏UCS值取P10時(shí)為0.5 MPa較好。將該值代入式（19），計(jì)算得到的理論極限生產(chǎn)壓差應(yīng)為1.8 MPa。

P10是一個(gè)具有概率意義的參數(shù)。對(duì)于實(shí)驗(yàn)樣品或?qū)嶋H油藏剖面，P10值是指樣品數(shù)據(jù)累計(jì)值統(tǒng)計(jì)10%的概率事件所對(duì)應(yīng)的UCS值。相對(duì)于P50，P10值要小一些。取較小的UCS實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，目的是要盡可能考慮到實(shí)際油藏剖面的非均質(zhì)性，將油藏最薄弱的部分考慮到。另一方面，一口深海生產(chǎn)井的費(fèi)用一般會(huì)超過(guò)1億美元，必須避免在實(shí)際操作中引起油藏破壞出砂。

3.2 實(shí)際應(yīng)用效果

在該油田優(yōu)質(zhì)篩管完井油井投產(chǎn)階段，壓力調(diào)節(jié)的時(shí)間和方法也很重要。這是因?yàn)樵撚吞锼械纳a(chǎn)井都采用海底完井，流體要流經(jīng)海底生產(chǎn)管線、控制管線和立管才能到達(dá)FPSO。數(shù)十千米長(zhǎng)的海底管線分布較為復(fù)雜，管中流體體積大、慣性大、流態(tài)變化復(fù)雜，投產(chǎn)啟動(dòng)期間容易引起流量和壓力波動(dòng)，嚴(yán)重時(shí)可能破壞生產(chǎn)設(shè)施，這也是深水油田的主要特點(diǎn)之一。為此，采用OLGA管流軟件對(duì)X油藏進(jìn)行了系統(tǒng)的非穩(wěn)定流數(shù)值模擬計(jì)算，結(jié)果顯示該油藏油井采用以下的啟動(dòng)方式可以使整個(gè)流程中壓力和流體流量保持平穩(wěn)：30 min逐漸打開油嘴，使生產(chǎn)壓降達(dá)到0.2 MPa；之后保持這一狀態(tài)生產(chǎn)3 h，逐步達(dá)到不超過(guò)1.8 MPa的極限生產(chǎn)壓差［7］。

以該油藏P3井投產(chǎn)時(shí)生產(chǎn)壓差的實(shí)際調(diào)節(jié)為例說(shuō)明實(shí)際應(yīng)用效果。第一，考慮到P3井穿過(guò)該油藏的非均質(zhì)性，投產(chǎn)啟動(dòng)初期可能出砂和生產(chǎn)流程中流體波動(dòng)的較大風(fēng)險(xiǎn)，將生產(chǎn)壓差控制在1.2 MPa左右；第二，在這一生產(chǎn)壓差下，產(chǎn)量能夠滿足設(shè)計(jì)需要，暫時(shí)不需要進(jìn)一步增加生產(chǎn)壓差。該井計(jì)劃的壓力調(diào)節(jié)和實(shí)際調(diào)節(jié)過(guò)程如圖6所示。

P3井生產(chǎn)啟動(dòng)階段生產(chǎn)非常順利，投產(chǎn)初期產(chǎn)能為2 000 m3/（d·MPa），投產(chǎn)一年后產(chǎn)能約為1 860 m3/（d·MPa），降低很少，這也表明該井投產(chǎn)啟動(dòng)時(shí)所采用的壓差分析方法以及實(shí)施操作過(guò)程是正確的。

圖6 尼日利亞某深海油田X油藏P3井投產(chǎn)初期生產(chǎn)壓差調(diào)節(jié)曲線Fig.6 Producing pressure drop adjustment curves during early stage of P3well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

4 結(jié)論

針對(duì)尼日利亞某深海油田油井投產(chǎn)啟動(dòng)面臨的出砂、井壁垮塌以及影響完井質(zhì)量的長(zhǎng)期有效性，本文提出了極限生產(chǎn)壓差的計(jì)算方法，并首次提出采用RSD比能和UCS之間的回歸關(guān)系計(jì)算無(wú)側(cè)限抗壓強(qiáng)度UCS。本文方法已在該油田實(shí)際生產(chǎn)中得到應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了生產(chǎn)井產(chǎn)能較為穩(wěn)定的目標(biāo)，對(duì)其他深水油田油藏管理具有借鑒作用。

符號(hào)說(shuō)明

Ct—巖石綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；

FHD—水動(dòng)力，MPa；

h—油藏滲流面長(zhǎng)度，cm；

K—油藏巖石滲透率，D；

p—壓力，MPa；

q—流量，cm3/s；

r—徑向距離，cm；

rw—井筒半徑，cm；

S—表皮系數(shù)，f；

UCS—側(cè)壓抗壓強(qiáng)度，MPa；

μ—流體黏度，mPa·s；

vfl—流體速度，cm/s；

σr—徑向主應(yīng)力，MPa；

σθ—切向主應(yīng)力，MPa；

φ—摩擦角。

［1］范學(xué)平.氣藏出砂判別方法探討及其在東海平湖油氣田氣井配產(chǎn)中的應(yīng)用［J］.中國(guó)海上油氣，2005，17（3）：183－186.

Fan Xueping.A discriminant criterion of sand production from gas reservoir and its application in gas－well production allocation in Pinghu field，East China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2005，17（3）：183－186.

［2］FAN Xueping，LIU Shenshu，ZHANG Shicheng.Mathematical simulant study of coupled multiphase and solid－rock after hydrolic fracture of oil reservoir［C］∥Proceeding of the 2001 ISRM International Symposium－2nd Asian Rock Mechanics Symposium，Beijing，2001.

［3］徐向榮，范學(xué)平，張士誠(chéng).油藏多相流體滲流流－固耦合數(shù)學(xué)模擬研究［J］.巖石力學(xué)與工程學(xué)報(bào)，2002，21（1）：93－97.

Xu Xiangrong，F(xiàn)an Xueping，Zhang Shicheng.Math simulation on coupled fluid flow and geomechanics for multiple phases reservoir［J］.Chinese Journal of Rock Mechaincs and Engineercng，2002，21（1）：93－97.

［4］范學(xué)平，徐向榮.地應(yīng)力對(duì)巖心滲透率傷害實(shí)驗(yàn)及機(jī)理分析［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29（2）：117－119.

Fan Xueping，Xu Xiangrong，Experimental and mechanism research about permeability damage with the change of the stress［J］.Petroleum Exploration and Development，2002，29（2）：117－119.

［5］范學(xué)平，吳宏.近井地應(yīng)力場(chǎng)及其對(duì)滲透率的傷害［J］.石油鉆采工藝，2001，23（4）：42－45.

Fan Xueping，Wu Hong.Stress around wellbore and its damage to field’s permeability［J］.Oil Drilling ＆Production Technology，2001，23（4）：42－45.

［6］范學(xué)平，李秀生，張士誠(chéng).低滲透氣藏整體壓裂流－固耦合滲流數(shù)學(xué)模擬［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（1）：76－79.

Fan Xueping，Li Xiusheng，Zhan Shicheng.Mathematical simulation of coupled fluid flow and geomechanical behavior for a full fractured low permeability gas reservoir［J］.Petroleum Exploration and Derelopment，2000，27（1）：76－79.

［7］范學(xué)平，段天須.尼日利亞A深海油田投產(chǎn)面臨問(wèn)題及其應(yīng)對(duì)措施研究［J］.中國(guó)海上油氣，2009，21（4）：284－288.

Fan Xueping，Duan Tianxu.A Nigeria deep offshore oil field start up potential problems and resolve research［J］.China Offshore Oil and Gas，2009，21（4）：284－288.

［8］GEILIKMAN M B，DUSSEAULT M B.Fluid rate enhancement from massive sand production in heavy oil reservoirs［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，1997，17：5－18.

Research on the maximum drawdown pressure and its application for well start－up in deep offshore oilfields

Fan Xueping
（CNOOC Uganda Limited，Shanghai 200232，China）

Reservoirs in deep water blocks offshore Nigeria were deposited in fluvial and turbiditic environments.The rock with weak to very weak cementation has the potential risk of sanding which may even induce wellbore collapse，and hence reduce the near wellbore fluid flow efficiency during well－starting up period with the SAS（stand alone screen）completion.So a reasonable wellbore pressure drawdown range needs to be decided to ensure the wellbore integrity.The fluid flow is transient and the hydro－dynamic force predominates in this time interval.Based on the understanding，the coupled fluid flow and rock mechanics pressure drawdown formula has been developed，which has been applied in determining the maximum pressure drawdown for the field.To determine the UCS（unconfined compress stress）in the formula，the correlation between RSDbased on core experiments and the UCSis suggested for the first time.Field applications show that sanding and borehole collapse were avoided in the well start－up operation guided by the methods.The good long term well dynamic performance also indicated the stable productivity.Hence it verifies the practicality and feasibility of the methods.

deep water oilfield；stand alone screen（SAS）；well start－up；maximum drawdown pressure；unconfined compress stress（UCS）；Nigeria

TE5343

A

2014－05－13改回日期：2014－12－18

（編輯：周雯雯）

范學(xué)平.深海油田油井投產(chǎn)極限生產(chǎn)壓差確定及應(yīng)用研究［J］.中國(guó)海上油氣，2015，27（2）：53－57.

Fan Xueping.Research on the maximum drawdown pressure and its application for well start－up in deep offshore oilfields［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：53－57.

1673－1506（2015）02－0053－05

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.009

范學(xué)平，男，博士，高級(jí)工程師，從事油氣田開發(fā)研究工作。E－mail：fanxueping＠sina.com。