发布时间：2020-03-21所属分类：工程师职称论文浏览：1次
摘 要： 摘要近几年，埃克森美孚石油公司在南美洲圭亚那海域的Stabroek区块发现大量深水油气资源。在2018年全球十大油气田发现中，有5个来自Stabroek区块，其中中国海油在该区块有25%的权益。该区块的油气资源普遍存在超深水、储层疏松、储层数量多、存在沥青质析出
摘要近几年，埃克森美孚石油公司在南美洲圭亚那海域的Stabroek区块发现大量深水油气资源。在2018年全球十大油气田发现中，有5个来自Stabroek区块，其中中国海油在该区块有25%的权益。该区块的油气资源普遍存在超深水、储层疏松、储层数量多、存在沥青质析出风险、完井管柱复杂的特点，针对这些难点和特点，该项目在井身结构设计、防砂设计等方面形成了一套钻完井关键技术，本文对该油气田钻完井方案进行了介绍和剖析，对于其他深水油气田的开发具有一定的借鉴意义。
关键词圭亚那;深水;钻完井;智能完井;沥青质;井身结构
0引言
圭亚那Stabroek区块距离海岸约190km处[1]，作业者埃克森持有45%的权益，中海油持有25%的权益。在2018年全球十大油气田发现中，有5个来自Stabroek区块。Stabroek油气田为超深水油气田，目前在钻探井，最浅水深约是1600m，最深水深超过2700m[1]。参与这一项目，不仅为中海油带来可观的油气产量增长，也将为中海油在超深水项目的开发及运营管理上带来一定经验。目前该区块一期项目正在紧张的实施过程中，项目采用水下生产系统+FPSO(浮式生产及储油装置)的模式[2]。本文对该油气田钻完井方案进行了介绍和剖析，对于其他深水油气田的开发具有一定的借鉴意义
1钻完井难点分析
圭亚那Stabroek区块处于深水区，存在多套高渗砂岩储层，该区块的钻完井存在以下一些难点：(1)超深水：油气田水深范围1600～2700m，属于超深水的范围，对钻完井安全作业和设备的选择要求更高。
(2)钻井难度高：储层垂深超过5400m(均以海平面为深度起始点)，为尽可能暴露储层，提高产能，采用近水平井的大斜度定向井高效开发，储层段井斜角达88°;开发井深度多在7000m以上，最大井深近9000m;储层上方存在一个异常高压层段，较储层段的钻井液密度高0.07g/cm3。
(3)生产管柱复杂：高速注水开发，采油井产量亦较高，地面设施及管线对出砂量有严格要求，防砂方式及作业必须满足超深水井长期安全可靠生产的要求;需要接入大量管线，如控制管线、各种化学药剂注入管线、井下温压数据传输管线等。
(4)井筒流动保障风险大：沥青质存在于储层中，井筒中存在沥青质析出的风险，需要针对性的考虑应对沥青质析出的策略。
推荐阅读：石油钻井相关审稿周期短的期刊有哪些
2钻井关键技术分析
2.1水下生产系统布局模式优选
该区块存在多个开发层位，造成井数众多，对于水下生产系统的布局提出了更高的要求。
1947年美国第一次提出水下生产系统概念，水下生产系统技术已成为经济高效开发边际、深海油气田的关键技术。目前主要存在四种典型水下生产系统布局[3]：①集中式基盘;②丛式井管汇;③单井回接;④链式布置。集中式基盘模式系统灵活性较差，500m以上水深中不常见。单井回接适用于已建设施周边的小规模、高度分散、边际油气藏的开发或者单井产量较高，受工程管线尺寸限制的超大型油田;而链式布置通常应用于含有两个或多个卫星井、丛式井管汇或集中式基盘管汇，通过海底管道和脐带缆连接在一起，串联后回接到依托设施。丛式井管汇目前已经成为深水水下生产系统布局中的主要发展形式，井口位置可集中可分散，可根据油藏灵活调整;水下井口的丛式井组合方式通常为3～8口水下井口分散地布置在中心管汇的周围，采油树和管汇之间通过跨接管(Jumper)连接，主管线少;水下设施分批到货分批投资、采油树间距大方便后期维修等。
圭亚那项目选用丛式井管汇的模式，便于采办施工，更加灵活的满足油藏要求。
2.2井身结构设计
深水条件下的井身结构设计，除了常规浅水和陆地钻井设计中要考虑的问题之外，还有大量深水特有的挑战和问题，主要表现在破裂压力低、密度窗口小、浅层气、浅水流、圈闭压力(annuluspressurebuildup，APB)、井眼清洁等一系列问题。
深水井套管层次及下深的确定通常采用自上而下法[4]。由于深水钻井中地层破裂压力梯度较低，采用自上而下法可以为后续钻井作业提供足够的备用套管层次空间，以应对可能出现的意外情况.由于一般情况下水下井口悬挂套管层次限制为4层，为保证后续井眼尺寸以及钻进中出现意外复杂情况时能实施临时技术措施，深水钻井中广泛使用了随钻扩眼技术，采用悬挂尾管等方式能够适当增加井身结构开次;深水井通常针对特殊层位，设计备用井身结构;考虑深水井产量和完井方式，完井套管尺寸较大。深水井身结构设计中底层套管尺寸一般不低于7″。
典型的深水井井身机构如表1所示
对于难度较小的深水井，可选的简化的井身结构如表2所示[5]。
对于一些复杂的深水井，可以选择强化的深水井身结构，增加套管层次，如表3所示[5]。
圭亚那开发井虽然井深较深，但是根据探井的作业经验以及孔隙压力、破裂压力的预测结果，采用4层井身结构可以满足生产要求，并考虑生产管住的间隙要求，推荐水平段采用裸眼完井。同时考虑到作业风险，增加一层117/8″尾管作为备用。
对于圈闭压力的控制，目前常用的风险较低和较为经济的控制方法主要是[6]：①安装破裂盘，相邻环空的压差将破裂盘打开，将环空圈闭压力释放到井口或者地层;②增加环空可压缩性，采用可压缩隔离液;③释放压力，水泥不返至上层套管鞋，该方法需要满足水泥环必须有效封隔油气水层等。圭亚那项目选择控制水泥返高的方式来控制圈闭压力。133/8″中间套管以及103/4″×95/8″生产套管的返高均低于上层套管鞋以减轻圈闭压力。
3完井关键技术分析
3.1防砂方式选择
该区块的岩石力学试验表明，油田储层为疏松砂岩，生产井和注入井都需要防砂措施。生产井防砂方式在砾石充填和优质筛管+膨胀封隔器+井下流量平衡器(inflowcontroldevice，ICD)之间进行选择，需要根据单井的具体需求来确定防砂方式，注入井防砂方式为优质筛管+膨胀封隔器+ICD。部分井考虑智能完井，智能完井的形式仍在进一步的研究中。
在对长水平段进行裸眼砾石充填作业时，采用NAFPac(非水基完井夜)，确保砾石充填充分和井壁稳定。独立筛管防砂时采用ICD使生产剖面或注入剖面更为均匀。
3.2井筒流动安全保障
本区块预测近井地带或者下部完井管柱容易结蜡，注汽过程中储层中可能会有结蜡现象。流动安全保障方面，通过注入管线进行防垢化学药剂注入，所有的生产井均需要安装防垢药剂注入阀。井下安全阀安装避开水合物形成位置，在采油树位置注甲醇消除水合物，不再在井下安装甲醇注入阀。通过注入管线注入沥青质抑制剂[7]，所有生产井均需要安装沥青质抑制剂注入阀，对于沥青质抑制溶剂的优选还需要进一步开展工作。同时，在井下安全阀处注入二甲苯防止沥青质析出，确保井下安全阀不受沥青质影响。井下安全阀采用非自平衡式，需要打压来保持开启状态。
3.3清井返排
清井是为了排出井筒内的完井液;将钻完井期间侵入油藏的钻完井液、杂质等生产出来。
圭亚那项目考虑到清井返排到钻井船的风险及昂贵的费用，生产井完井后不立即返排，后期返排一定量的无固相完井液(包含一些缓蚀剂、除氧剂和杀菌剂)到FPSO。注水井不需返排到FPSO或者钻井平台上，注入水直接压开泥饼注入地层即可。注气井不需返排到FPSO或者钻井平台上，采用酸溶性钻井液储层段，下部完井后，裸眼段替入含酸前置液清除泥饼。类似清井返排处理措施在墨西哥深水区域也常有应用，实践表明生产井完井后不立即返排并不会污染储层。
这也是影响该油田产能的一个风险因素。需要根据实际的效果进行进一步的评价工作。
4结语
(1)根据探井的作业经验以及孔隙压力、破裂压力的预测结果，圭亚那项目采用4层井身结构可以满足生产要求，同时考虑到作业风险，增加一层117/8″尾管作为备用。
(2)圭亚那需要采用沥青质抑制剂来缓解沥青质沉积，如果不能充分缓解沥青质沉积，生产井将用二甲苯作为补救措施。如果结蜡在近井地带导致产量损失，可以通过修井作业做二甲苯浸泡来消除结蜡。
(3)圭亚那项目考虑到清井返排到钻井船的风险及昂贵的费用，生产井完井后不立即返排，后期返排一定量的无固相完井液到FPSO，这也是影响该油田产能的一个风险因素。需要根据实际的效果进行进一步的评价工作。
(4)圭亚那深水油田的开发经验可以为其他深水油气田的开发提供一定的借鉴。
SCISSCIAHCI
