鶯歌海盆地高溫高壓水平氣井井控影響因素

何英明 劉書杰 耿亞楠 謝仁軍 任美鵬 夏強

中海油研究總院

鶯歌海盆地高溫高壓水平氣井井控影響因素

何英明 劉書杰 耿亞楠 謝仁軍 任美鵬 夏強

中海油研究總院

水平井是提高鶯歌海盆地區(qū)域氣井產(chǎn)能的重要手段，該區(qū)域的高溫高壓特點嚴重制約著鉆井井控安全。結(jié)合水平井滲流理論和多相流理論，建立了高溫高壓水平井井控壓井模型，以鶯歌海盆地的一口井為例，模擬分析了高溫高壓水平井井控的特點。模擬分析結(jié)果表明：水平段長度越長，滲透率越大，溢流量越大；水平井具有更大的井涌允量和更長的關(guān)井時間；鉆井液密度在該區(qū)域高溫高壓環(huán)境下會減??；相同溢流條件下，高溫井的井底壓力降低更明顯；如果使用油基鉆井液，溢出氣體會溶解到鉆井液中，隨著向上運移，氣體不斷析出并且膨脹，導致泥漿池增量在壓井后期突然增大。高溫高壓水平井的井控分析為鶯歌海盆地的高效安全開發(fā)提供了技術(shù)支持。

高溫高壓；水平井；多相流；井控；影響因素

鶯歌海盆地位于海南隆起區(qū)與昆嵩隆起區(qū)之間，天然氣資源豐富，特殊的地質(zhì)環(huán)境使底辟帶形成高溫超壓環(huán)境［1］。以東方區(qū)域為例，中深層溫度可達150 ℃，地層壓力68.95 MPa，高溫超壓環(huán)境對井控安全帶來很大的挑戰(zhàn)，尤其在目前石油行業(yè)整體低迷的大環(huán)境下，采用水平井開發(fā)海上高溫高壓氣田可以最大程度上提高經(jīng)濟效益，因此必須對高溫高壓水平井井控影響因素進行深入剖析，保證海上作業(yè)安全。

關(guān)于水平井井控，目前國內(nèi)外進行了一些研究，如1998年，徐優(yōu)富［2］分析了侵入流體在水平井中運行的一般規(guī)律，給出了水平井壓井計算過程；2004年，王瑞娥［3］針對水平井井涌的特點，提出了一套合理的水平井壓井的簡易計算方法；2013年，白方方［4］針對水平井壓井過程中氣體在環(huán)空的運移規(guī)律進行了研究；以上研究并沒有考慮高溫高壓和多相流的影響。為此，筆者從多相流及水平井滲流理論出發(fā)，建立了多相流壓井模型，分析高溫高壓水平井井控特征，為鶯歌海盆地高溫高壓水平井的高效安全開發(fā)提供了技術(shù)支持。

1 高溫高壓水平氣井井控應考慮的因素

Well control considerations on HTHP horizontal wells

1.1 溫度與壓力耦合效應

Temperature-pressure coupling effect

溫度與壓力的耦合效應主要表現(xiàn)為對鉆井液密度的影響，正常情況下鉆井液密度隨著溫度的增加會呈現(xiàn)減小的趨勢，而隨著壓力的增大鉆井液密度增大。因此對于高溫高壓井，必須研究鉆井液密度隨井筒剖面的變化，確保安全鉆進。

1.2 鉆井液體系

Drilling fluid system

為了降低成本，很多高溫高壓井中采用水基鉆井液，并取得了不錯的應用效果。但是在高難度的高溫高壓井中，由于油基鉆井液潤滑性好、穩(wěn)定性高，所以首選油基鉆井液。由于氣體在油基鉆井液中的溶解作用，在壓井過程中會呈現(xiàn)不同的特征。

1.3 滲透率與水平段長度

Permeability and horizontal section length

一般來講，滲透率越高氣井產(chǎn)量越大，尤其對于高溫高壓井來講，滲透率比較高，一旦發(fā)生溢流對井控會產(chǎn)生比較大的影響。水平段長度越大儲層的暴露面積越大，一旦發(fā)生氣侵，容易短時間溢出大量氣體，是影響高溫高壓水平井井控的主要因素。

2 高溫高壓水平氣井壓井模型

Well kill model of HTHP horizontal wells

2.1 水平井產(chǎn)能方程

Deliverability equation of horizontal wells

水平氣井的產(chǎn)能計算公式為

式中，Qgh為氣侵量，m3/min；Kh為儲層垂向滲透率mD；h為儲層厚度，m；pe為地層壓力，MPa；pw為井底流壓，MPa；psc為標況下天然氣壓力，MPa；Tsc為標況下天然氣溫度，K；T為溫度，K；μg為天然氣黏度，mPa·s；Z為偏差系數(shù)；Reh為井控半徑，m；rw為井筒半徑，m；L為水平井裸眼段長度，m；δ為偏心距，m；，為各向異性系數(shù)。

2.2 高溫高壓水平氣井壓井多相流模型

Multiphase flow model on well kill of HTHP horizontal wells（1）質(zhì)量守恒方程。氣體質(zhì)量守恒方程

液體質(zhì)量守恒方程

液滴模型

式中，νg，νL，νD分別為氣體、液體和液滴速度，m/s；Vg，VL，VD分別為氣體、液體和液滴容積率；ψg，ψe，ψd分別為傳質(zhì)速率、夾帶速率、沉積速率，kg/（m3·s）；G為質(zhì)量源，kg/（m3·s）；下標g，L，i和D分別代表氣，液，界面和液滴；A為截面積，m2。

（2）動量守恒方程。

氣體動量守恒方程

液體動量守恒方程

液滴動量守恒方程

式中，Sg，SL和Si分別為氣體、液體和界面的濕周，m；νr為滑脫速度，m/s；νa為蒸汽速度，取值參考文獻［5］；νi為界面速度，m/s；α為井筒斜率，rad；FD為拽拉力，N/m。

（3）能量守恒方程。鉆井井噴壓井期間的能量方程主要計算井筒的溫度場。

式中，HS為質(zhì)量源的焓，J/kg；H為各組分的焓，J/ kg；U每個體積單位的傳熱，J/m3；E為各組分的質(zhì)量單元的能量交換，J/kg。

3 不同井型井控特征分析

Analysis on the well control characteristic of different wells

為了分析不同井型的井控特征，設計了3口高溫高壓井，3口井地層特性相同，具體參數(shù)見表1。

表1 基礎數(shù)據(jù)Table 1 Basic datas

3.1 長期關(guān)井條件下井控特征分析

Analysis on the well control characteristics in the conditions of long-term shut in

假設3口井井底壓差相同為0.69 MPa，對3口井溢流長期關(guān)井后的情況進行分析，模擬結(jié)果如圖1所示。

圖1 井底壓力及自由氣分布Fig.1 Distribution of bottom hole pressure and free gas

從圖1中可以得到以下結(jié)論：（1）從自由氣的分布來看，直井的氣體滑脫上升速度最快，其次為定向井，對于水平井來講，一小部分氣體滑脫上升，大部分氣體停留在水平段；（2）由于氣體滑脫上升的影響，直井、定向井井底壓力上升較快，很快壓破薄弱地層，而水平井井底壓力開始上升較快，后期趨于穩(wěn)定，說明井涌時水平井有更大的井涌允量及關(guān)井時間。

3.2 壓井過程特征分析

Analysis on the characteristics in the process of well kill

采用司鉆法壓井，關(guān)井10 min開泵，排除溢流，模擬結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2 溢流量示意圖Fig.2 Schematic overflow rate

模擬結(jié)果可知：（1）直井、定向井溢流量大致相等，但水平井溢流量比較大，這主要是因為直井、定向井中氣柱上升速度快，較快達到了井底壓力平衡，后期溢流量減??；而水平井發(fā)生氣侵后，氣體大部分集中在水平段，建立井底平衡時間較長，導致溢流進一步加大；（2）壓井過程中，水平井的套壓及泥漿池增量峰值最低，但是整體泥漿池增量大，這是因為溢流氣體緩慢從水平段循環(huán)到直井段，因此對液柱壓力的減小較直井、定向井小，造成所需井口回壓低，但是由于水平井溢流量大，因此總體泥漿池增量大。

圖3 泥漿池增量及套壓曲線Fig.3 Drilling fluid pit increment and casing pressure

4 高溫高壓水平井井控影響因素分析

Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells

4.1 溫度

Temperature

對溫度與壓力對鉆井液密度的影響進行了模擬計算，如圖4所示。計算結(jié)果表明：對于常溫井，鉆井液密度整體呈增大的趨勢，而對于高溫高壓井，溫度占主導因素，鉆井液密度隨井深增大整體呈減小趨勢。因此在高溫高壓井設計及實施過程中，必須加強對井底ECD的監(jiān)控。

圖4 鉆井液密度變化曲線Fig.4 Density evolution of drilling fluid

對壓井過程進行模擬，假設2口井具有相同的井底壓差，泥漿池增量1 m3報警，采用司鉆法排除溢流，對比曲線如圖5所示。

（1）當達到1 m3溢流時，高溫井的井底壓力較常溫井小，主要因為井底高溫時氣體膨脹比較嚴重造成井底的壓力越來越??；（2）由于高溫下氣體的膨脹，高溫井的最大泥漿池增量及套壓要比常溫井高。

4.2 鉆井液體系

Drilling fluid system

對不同鉆井液體系壓井過程進行模擬，模擬結(jié)果如圖6所示。

圖5 泥漿池增量及套壓曲線Fig.5 Drilling fluid pit increment and casing pressure

圖6 泥漿池增量曲線Fig.6 Drilling fluid pit increment

由于氣體在油基鉆井液的溶解作用，壓井開始階段泥漿池的增量略微下降，隨著氣體運移到井口，壓力逐漸降低，氣體溶解度下降，壓井過程后期泥漿池增量突然增大。

4.3 滲透率

Permeability

根據(jù)水平氣井產(chǎn)能方程，對滲透率對氣侵速度的影響進行了分析，假設控制半徑Re分別為30、50、100、150、300、400 m，負壓差為10 MPa滲透率分別為0.1、3、10、100、150 mD，滲透率對氣侵速度的影響如圖7所示，低滲透率下氣侵速度差別不大，隨著滲透率的增大，氣侵速度增大較為明顯。

圖7 滲透率對氣侵速度的影響Fig.7 Effect of permeability on gas invasion velocity

對滲透率對高溫高壓水平井壓井特征的影響進行了分析，如圖8所示。（1）滲透率越大，監(jiān)測到1 m3溢流的時間越短，這主要是因為滲透率越大、氣體的溢出速度越快；（2）滲透率越大，井口的套壓值、泥漿池增量也越大。這主要是因為滲透率越大，關(guān)井期間溢出氣體量越大，所以在壓井期間需要更大的套壓來平衡地層壓力。

圖8 不同滲透率下壓井對比圖Fig.8 Comparison of well kill in different permeability

4.4 水平段長度

Horizontal section length

根據(jù)氣井產(chǎn)能方程對水平段長度與氣侵速度的關(guān)系進行了分析。裸眼段長度分別為：5、20、100、300、600、1 000 m，井底壓差分別為：1、3、5、10、15、30 MPa，計算氣侵速度，變化規(guī)律如圖9所示，壓井過程如圖10所示。在低負壓差情況下，氣侵速度較小，隨著水平段長度增加，氣侵速度增大，當水平段長度達到一定程度后，其對氣侵速度的影響不再明顯。這也就造成了水平段長度越長，泥漿池增量越大，壓井過程中套壓越高。

圖9 水平段長度對氣侵速度的影響Fig.9 Effect of horizontal section length on gas invasion velocity

圖10 泥漿池增量及套壓曲線Fig.10 Drilling fluid pit increment and casing pressure

5 結(jié)論

Conclusions

（1）溫度與壓力的耦合作用、滲透率、水平段長度及鉆井液體系是影響鶯歌海盆地高溫高壓水平井井控的關(guān)鍵因素。

（2）如溢流及時被發(fā)現(xiàn)，相對于直井及定向井，由于溢出氣體大部分停留在水平段，水平井具有更大的井涌允量及關(guān)井時間，并且壓井過程中套壓及泥漿池增量峰值更小。

（3）由于高溫下氣體的膨脹作用，高溫井井底壓力降低更明顯，因此井底溫度越高溢流量越大。

（4）采用油基鉆井液的氣井發(fā)生溢流，泥漿池增量會在壓井過程后期突然增大。

（5）水平段長度越長，造成儲層裸露面積越大，溢流速度越快，壓井過程中溢流量及套壓越大。

（6）滲透率越高，溢流速度越快，造成處理事故的準備時間越短，因此對于高滲透率氣田開發(fā)，需做好應急預案。

References:

［1］王振峰，胡代圣.鶯歌海盆地中央泥拱構(gòu)造帶大氣田勘探方向［J］.天然氣工業(yè)，1999，19（1）： 28-30.WANG Zhenfeng,HU Daisheng.Prospecting for grand gas fields in thecentral mud diapir structure belt in Yinggehaibasin［J］.Natural Gas Industry,1999,19（1）:28-30.

［2］徐優(yōu)富.國外水平井井控技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，1998，26（1）：55-57.XU Youfu,Foreign horizontal well control［J］.Petroleum Drilling Techniques,1998,26（1）:55-57.

［3］王瑞娥，汪海閣.水平井壓井方法［J］.鉆采工藝，2005，28（2）：11-13.WANG Ruie,WANG Haige.The killing method of horizontal well［J］.Drilling &Production Technology,2005,28（2）:11-13.

［4］白方方，徐劍明，鄭璐璐，何虎.水平井井控井筒壓力分布規(guī)律研究［J］.重慶科技學院學報，2013，15（4）：47-50.BAI Fangfang,XU Jianming,ZHENG Lulu,HE Hu.The research of wellbore pressure for the horizontal well control［J］.Journal of Chongqing University of Science and Technology,2013,15（4）:47-50.

［5］BENDLKSEN Kjell H,MALNES Dag,MOE Randl.The dynamic two-fluid model OLGA:Theory and application［R］.SPE 19451,1991.

（修改稿收到日期 2016-11-11）

〔編輯 薛改珍〕

Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells in the Yingehai Basin

HE Yingming,LIU Shujie,GENG Ya’ nan,XIE Renjun,REN Meipeng,XIA Qiang
CNOOC Research Institute,Beijing 100028,China

Horizontal well is an important technology to improve the gas well deliverability in the area of Yinggehai Basin,but its well control safety is seriously restricted by the high temperature and high pressure in this area.In this paper,a well kill model on HTHP (high temperature and high pressure) horizontal wells was built up according to seepage and multiphase flow theories of horizontal wells.And then,a well in the Yinggehai Basin was taken as an example to analyze the well control characteristic of HTHP horizontal wells.It is shown that overflow rate increases with the increasing of horizontal section length and permeability.Horizontal wells are higher in kick tolerance and longer in shut in time.The density of drilling fluid decreases in HTHP environment of this area.When the overflow condition is the same,the bottom hole pressure of high-temperature wells drops significantly.If oil based drilling fluid is used,the overflowing gas will be dissolved in it.With the upward migration,the gas is evolved continuously and expanded,resulting in sharp increase of drilling fluid pit increment at the late stage of well kill.The analysis on well control of HTHP horizontal wells in this paper provides the technical support for the safe and efficient development of the Yinggehai Basin.

high temperature and high pressure;horizontal well;multiphase flow;well control;influential factor

何英明，劉書杰，耿亞楠，謝仁軍，任美鵬，夏強.鶯歌海盆地高溫高壓水平井井控影響因素［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：771-775.

TE53

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0771-05

10.13639/j.odpt.2016.06.011

:HE Yingming,LIU Shujie,GENG Ya’ nan,XIE Renjun,REN Meipeng,XIA Qiang.Factors influencing the well control of HTHP horizontal wells in the Yingehai Basin［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):771-775.

何英明（1985-），2011年畢業(yè)于中國石油大學（華東）油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事海洋鉆井設計、井控理論研究。通訊地址：（100028）北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院中海油大廈A704室。電話：010-84522560。E-mail:heym2@cnooc.com.cn