分层开采防砂完井新技术.doc

分层开采防砂完井新技术即一次两层射孔及防砂：Trinidad油田实例摘要通常，由于海上钻机费用较高，所以带层间隔离的分层开采防砂完井费用也很高。一般来说，这样的完井包括每一层单独射孔和防砂，需要很多次起下钻作业。典型的防砂完井作业除了电缆座封桥塞和下入生产管柱以外主要包括以下六趟起下钻作业：（1）底层射孔；（2）底层砾石充填；（3）下入封隔器堵塞器以隔离底层；（4）上部地层射孔；（5）打捞堵塞器；（6）上部地层砾石充填，其中充填总成中包括隔离上下地层的封隔装置总成。通过一次射孔及防砂系统可以将第一趟及第二趟合并为一次起下作业，这样就可以将起下作业减少至五次。除此之外，在射孔以后经常需要采取措施控制流体漏失。本文主要介绍一种套管内分层开采防砂完井的新技术，它允许通过使用旁通分流管（SHUNT TUBES）对已经被隔离的两层进行射孔和砾石充填作业。这种新技术可以至少减少四次起下作业，而且施工过程中还节省了漏失控制所消耗的时间。最近，在Trinidad油田的BP-Amoco 井中应用了这种新技术。BP-Amoco井采取合采方式，预期底部油层将比上部油层提前出现水淹。这种新技术的采用使得BP-Amoco公司节省了17%的完井费用，并且将油井产量由800 bopd 增加到1200bopd。这里将通过与早期实践的经济上对比详细讨论有关工具的选择及具体工艺（设计、实行、评价）的实施。介绍Poui油田距Trinidad（图1）东南沿海12英里远，自1974年就开始生产具有商业价值的烃类产品。油田包括16个大规模砂岩构造和7个主要断块的100多个特性各异油藏。在上新世晚期，来自晚期ORINOCO河的充满沉淀物的河水沿着大西洋/南美的海岸发生沉积，并且被南北的强流压实。在水浅的地方，沉淀物沉积下来达60英尺深，从而形成了滨海沙洲、泻湖及潮汐三角洲的地层。进一步的地质作用（压实、筛选和浅析）促进了这些纯砂岩地层的形成。此砂岩地层胶结疏松，且规模较大，并被薄的叶岩和粉砂岩分隔成很多细层。充分考虑到这一特点，井眼在这些细层中的轨迹尽可能的加长，这样就为油层枯竭后进行多级重新完井打下了基础。这些油藏的渗透率为250-500md，孔隙度28%-30%，含水20%-30%。最初的衰竭机理为活跃水驱。此区域的原油储量预计超过500MMSTB，截止到目前，油田两个平台的100多口油井以及侧钻的46口井累计采出原油213MMBO（43%）。目前的日产原油7900桶，日产水22400百桶，日产气10100百万标准立方英尺。1990年，将Poui A-17井加深钻至16-0砂层，没有发现油气，但在14-0，15-0，15-1层位进行了测井。由于在此断块的15-1层邻井Poui A-11井已经在开采，于是最后决定在14-0进行完井。Poui A-11井钻于1980年，最高日产油1000桶，日产水3000-4000桶，共维持两年多。在14-0砂岩层上Poui A-17井进行完井后不久，A-11井砾石充填效果不好，15-1砂岩层A11井日产油700桶，日产气1200千立方英尺，日产水5000桶。随后，A-11井在13-0层位进行了二次完井，这样为以后的修井费用对比提供了较好的机会。1998年4月，A-17井日产油145桶，日产气55千立方英尺，日产水708桶，基本达到了它的经济极限。由于Poui油田15-1层已经有10年没有生产，有必要决定是否利用平台现有的井口重新钻至15-1油层进行生产，或者利用原有的井眼进行再次完井。储量分析为了作出决定，需要对可采储量进行评价。根据A-17井的测绘图和测量数据，并结合产量时间以及原油递减情况对15-1砂层进行了评价。压力数据显示，在过去的10年中，A-11井原油递减缓慢，因而地层保持了较高的产能系数及强水驱。结合此数据，15-1砂层可采储量至少可达700MSTB。从经济角度考虑，预计最初可日产油700桶，日产气1500千立方英尺，日产水4000桶。测井数据还显示出15-0层位也含有油气，只不过与块状151底层相比油层更薄（图2）。由于在POUI油田的这个层位缺乏完井经验，同时对周围的驱动机理不是很清楚，所以15-0层所贡献的产量储量没有包括在预计的经济价值之内。二次完井设计完井质量的好坏主要取决于以下几个方面：成功的打捞原完井管柱；对已射孔的14-0层的射孔孔眼进行补救的挤注水泥作业；在15-0/15-1油层长期防砂质量优良，成为保证产量使用的方法。完井的层段为：15-0层为118射孔段；15-1层20射孔段。因为怀疑15-0段上部可能有气，所以上部完井层段不包括15-0的上部。此外，为了保证15-1层段下部不延伸到冲洗带，也采取了相应的措施（图3）。为了将来进一步了解15-0层位的供油能力和驱动机理，POUI财团还要求在完井设计中两层之间采用机械封隔，以便单独开采15-0层位。这样在早期水侵时，封隔器还可以将15-1与15-0隔离开。为了达到既定的经济效益，问题的关键在于：射孔和充填砾石期间最大限度减少起下钻次数和流体漏失。此外，还要求生产管柱设计中考虑采用隔离装置，作为已经进行了挤注作业的14-0层位的二次隔离。这一要求影响了人工举升设计，也就是说气举阀必需位于封隔器之上。气举的延伸工作筒隔离段要能保证油井在高含水量和油藏压力逐步递减的情况下实现最优开采。建议采取的完井计划如图4所示。分流充填技术为了最大限度减少起下钻次数和实现上下层之间的层间隔离，我们选择了分流充填技术。这项技术最早由美孚公司于1990年为BP-Acomo在Trinidad油田成功的完成了两口井的作业。这项技术通过使用高粘砂浆可以提供优质的环空和孔眼充填。分流管每隔几英尺便分布有外孔。这些孔提供了一个通道，使携砂液可以绕过任何筛管-盲管环空内的砂桥，从而保证砂浆和相应的压力到达目的层段的所有孔眼，甚至可以到达具有不同渗透率或是井斜角较大的层段（图5）。因为下部地层预期比上部地层先出水，所以要分隔上下两层。这里选择了带内部剖面的皮碗式封隔器，根据井眼的实际情况可以在其中下入油管堵塞器。分流充填技术允许分流管通过封隔器，这样可以在一趟管柱同时对两层进行充填，从而节省了额外起下钻的费用。每根筛管四根分流管，覆盖了皮碗封隔器以下层段30英尺（15-1层），皮碗封隔器以上（15-0层段）140英尺。为了保证15-0层段顶部充填足够的砾石，在筛管以上连接了60英尺的带旁通管的盲管。每根分流管的尺寸为0.5-1.0，在每根筛管和盲管的端部的分流管都接有连接器。为确保砂浆通向底层的通道，皮碗封隔器以上四根分流管中的两根没有外孔。下面将讨论防砂的具体工作。一次起下射孔防砂技术前面提到的在Trinidad油田进行一次起下射孔防砂取得了成功。当时在目的层15-1射孔段下部有足够的井底口袋，而且根据其它资料表明套管结构处于完井所要求的理想状态。考虑到负压及井控的需要，还采用了测试循环阀（TCV）。由于井斜小于550，所以选择了带自动释放装置的机械可回收式点火头。射孔枪为7，12spf，64gm大井眼射孔枪，相位450/1350。孔眼直径1.13英寸，穿深12.04英寸，可以提供优质的流动效率。防砂作业参数施工要求采用40/60目砾石，浓度为8.0ppa的80ppt HEC 胶液。实验室实验证明：3.5-gpt，15%的盐酸可以在1750F井底标准温度下保证三小时的正常粘滞损失。为了实现致密充填，确保高的生产率，并降低完井成本，在高速泵入砾石时需要严格的质量控制。Poui A-17井在实验室和平台均采取了相应措施，包括正确的冲洗和清理罐和防砂泵设备等，保证精确的剪切应力及足够的过滤海水能力。实验用的样品由现场收集，并随时进行剪切应力测试，以保证其处于粘度规范之内。在地层温度下，加入破胶剂。范氏35读数表明在常规井段，完全破胶需要3小时。现场施工开始施工前，采取挤水泥补救措施，使井眼处于完井的理想状态。尽管压力测试最好采用2000psi，但为了保证安全，允许套管压力降为1000-1500psi。同时，由于测试循环阀需要工作在较低压力下，即250-850psi。这样决定完井其间压力控制在1000psi以下，并且在防砂之前把工具循环出来。坚决反对使用过压破裂膜片的方法。连接并下入工具总成（图7）。用钻机顶驱对井下管柱总成进行压力测试，然后下入到射孔深度，负压值700psi。电缆校深，座封J型射孔封隔器循环TCV，使负压传递到封隔器以下。连接井口，并对地面管线试压，投棒点火。射孔，在地面可以感觉到巨大的震动。循环TCV，关闭测试阀，打开循环阀。反涌其间，共出油15bbls。压井液进入井内后，循环TCV，使钻杆与地层连通，2分钟以后，循环阀打开，使钻杆与环空形成U形管，压力达到平衡。用顶驱逆时针旋转解封J型射孔封隔器，使带分流管的筛管覆盖地层。将J型射孔封隔器重新座封在油层底部，作为沉砂封隔器使用。钻杆打压座封生产封隔器，上提下放验封，环空打压验封，服务工具脱手。下入一个堵塞器到循环孔以下的工作筒内，这样就将全通径的服务工具变成了防砂作业转换工具。建立循环并进行完挤注测试后，开始向钻杆内泵入砂浆。此时，服务工具处于挤注位置进行挤注。初始脱砂压力显示的是上部筛管覆盖情况，第二个脱砂压力为砂浆通过分流管进入皮碗封隔器以下的底层环空。在出现最终脱砂压力之前，上提工具至循环位置，反循环出多余的砂子。反循环完毕，共返出60袋砂。验充填，OK！表-1列出了实际充填与设计充填的参数对比情况：表格 1 设计砾石充填与实际砾石充填结果对比参数设计实际总射孔段长（ft）230230净射孔段长（ft）138138筛管长度（ft）170170盲管长度（ft）100100盲管覆盖高度（ft）6055泵入的砂总量（ft3）150150返出砂量（ft3）2060充填砂量（ft3）130.890盲管环空（ft3）17.215.8筛管环空（ft3）44.644.6射孔孔眼充填的砂总量（ft3）69.029.6每英尺孔眼充填砂量（ft3）0.50.21*评价砾石充填效果的测井曲线表明，砂柱顶部位于图上所示的9.355”处。从地面压力表数据观察到：底层井眼压力较高，这是造成实际充填砂量少于设计砂量的原因。估计是强水驱作用使15-1层的压力比预计的高出220PSI。随后，起出井下服务工具总成。冲洗管提出充填工具总成时将关闭机械流体漏失控制装置。之后，下入隔离装置和生产管柱总成，投产。完井评价从工具的角度看，由于需要进行逆时针旋转以恢复J型封隔器的下入状态，所以皮碗式封隔器的使用给J型封隔器的释放造成一定的困难。为了克服这一点，建议使用往复式射孔封隔器与皮碗封隔器进行组合。防砂结束后，为了进一步验证防砂效果，进行了专门的砾石充填效果评价测井。测井曲线（图8）表明：筛管环空全部充填，且没有空穴，尤其是通过分流管进行充填的15-1层，效果良好。带分流管的盲管总长60英尺，有55英尺充填了砾石，保证了足够的储备砂量。将来如果需要在15-0-1层段进行完井，建议设计射孔孔眼充填砂量小于0.25 ft3/ft，以避免卡钻。并且要限制套管压力。投产后情况到1999年5月为止，A17井产量一直很好。在经过短暂的洗污阶段以后，油井产量超过了原计划的日产原油700桶，实际日产原油1290桶。油井不需要进行举升即可生产，并且没有出砂现象（图9）。该油井是POUI油田两个平台中产量最大的井，到目前为止该油田总产量的10%为该井生产。同时，该井还是POUI油田第二次成功使用分流筛管进行完井的实证。按照预期的要求，该井允许对15-0层进行隔离测试。气油比和水油比日益增加，这和15-0以及15-1都有关系。但总的来说，相对较低的水油比主要得益于没有过度向下延伸15-1层的射孔段。建议进行生产测试和压力测量，以便对各层进行评价，并增加对15-0层位的了解，为将来的油井规划打下基础。到目前为止，两层以合采形式进行开采。将来，当水油比达到一定程度时，需要将两层隔离。隔离后，两层之间仍然会通过充填有40/60目砾石的两根分流管相通，而线性流计算表明：在500PSI的压差下，由底层生产的水量只有15桶/天，所以影响并不是很大。最近发展了一种新型的分流筛管与隔离封隔器组合，可以将两层完全机械隔离。与常规技术所使用的钻机时间对比表-2和表-3列出了常规防砂完井技术与一次多层射孔防砂技术（STPSC）的钻机时间对比情况。各项施工步骤所占用的钻机时间为同等深度下，POUI油田历史上所占用钻机时间的平均值。表-2 常规防砂完井技术施工步骤钻机时间（天）电缆座封沉砂封隔器0.21组装并下入射孔工具总成0.53校深0.19射孔/反涌0.10反循环/起钻0.48连接并下入防砂工具总成0.46确定各个位置/清洗0.56试挤/砾石充填0.15起出服务工具0.29下堵塞器/倒砂0.58连接并下入射孔工具总成0.52校深0.19射孔/反涌0.10反循环/起钻0.52洗井/打捞堵塞器/起钻0.58连接并下入防砂工具总成0.46确定各个位置/清洗0.56试挤/砾石充填0.15起出服务工具0.29总计6.92表-3 一次多层射孔防砂完井技术（STPSC）施工步骤钻机时间（天）连接并下入井下工具总成0.96校深0.19座封封隔器/射孔反涌0.23解封封隔器/下放到充填位置/座封0.08释放服务工具0.06确定各个位置/清洗0.56试挤/配胶液/砾石充填0.29起出服务工具0.29总计2.66STPSC通过分流筛管的使用，减少了五次起下钻作业，共节约钻机时间4.26天。为BP-Amoco节省了17%的费用，并去除了液体漏失控制段塞，以及相关的洗井/增产措施。这些收益以及该井突出的产能都得益于先进的完井技术。结论1、 STPSC技术比常规多层完井技术节约17%的费用，而且获得了较高的产能。因此，在将来分层开采完井时应考虑使用此技术。2、 通过生产管柱中的隔离管柱，可以将STPSC技术应用于分层开采完井作业。本次作业不需要这样做，因为使用简单的坐落短节和堵塞器即可满足将来的需要。3、 尽管将来进行内部隔离后，使用充填分流管可以满足限流的作用，但最近的新型工具总成已经可以完全将两层隔开以满足未来的需要。4、 “恰好在最后脱砂压力出现之前，上提服务工具至循环位置，循环出多余的砾石”，这种作法以后应继续延用。感谢感谢BP-Amoco和Schlumberger公司允许本文出版。参考文献（略）附录-完井数据：套管：-7”29#(6.184”ID)Tested to 2500psi工作管柱：-27/8”7.9#PH-6 CB L80生产管柱：-27/8”7.9#PH-6 CB L80射孔段井斜：-380完井液：-9.2ppg filtered CaCl2底部油层压裂充填数据：隔离用油管：-23/8”4.7#N80 fl4s(2.375”OD/1.995”ID)No Coating盲管：-+/-86 ft 4” 11.6# P110 (12,691 psi collapse)筛管：-+/-11ft 31/2” 12 ga 20/40 HWS MP(4.196”OD/2.992”ID)筛管环空间隔：-0.99”冲洗管：-None隔离管/筛管内径比：-0.79射孔段：-9,984-9,994 ft MD (10) -8,438 ft TVD Top Perf充填封隔器：-+/-9,867 ft MD沉砂封隔器：-+/-9,998 ft MD井底标准温度：-1700F井底压力：-3,800psi(8.6ppg)预计压裂梯度-纯砂岩：-0.680 psi/ft预计压裂梯度-叶岩：-0.830 p