黃 亮， 魏安超， 王爾鈞， 徐 靖， 張 超， 馮雪松

（1. 中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術公司，廣東湛江 524057）

南海鶯歌海盆地的中深部地層廣泛發(fā)育高溫高壓儲層[1]，該盆地F氣田水深63.00 m，儲層平均埋深約3 000.00 m，地層壓力系數(shù)1.91～1.93，儲層溫度 150 ℃，平均 CO2分壓 12 MPa（最高達 28 MPa），屬于典型的海上高溫、高壓、高含酸性氣體（CO2）氣田。該氣田惡劣的井下工況增加了完井作業(yè)的難度及井筒安全風險，而目前國內對海上高溫、高壓、高含CO2氣田完井技術的研究很少。為此，筆者針對F氣田的完井技術難點，通過評價油套管管材的適用性、設計生產管柱及射孔管柱、選擇井下工具及油管螺紋、研發(fā)環(huán)空保護液，形成了適用于海上高溫高壓氣井的完井技術，并在鶯歌海盆地10余口井完井作業(yè)中進行了成功應用，解決了高溫高壓氣田完井過程中遇到的技術難題。

1 完井技術難點

F氣田復雜的工程地質條件給完井作業(yè)帶來了一系列技術難點與風險，主要表現(xiàn)為：

1）完井作業(yè)風險高。由于海上作業(yè)平臺空間有限，作業(yè)人員和設備都集中在一起，一旦發(fā)生井控安全事故就可能造成人員傷亡和財產損失。

2）井筒完整性難以保證。不管是陸上氣井還是海上氣井，生產過程中，井筒完整性失效導致環(huán)空帶壓都是一直困擾其安全生產的難題。如普光氣田開發(fā)初期就發(fā)現(xiàn)了28口井環(huán)空帶壓，占總井數(shù)的75%[2-4]。如何保證氣井的井筒完整性，對完井工藝提出了嚴峻的挑戰(zhàn)。

3）防腐的經(jīng)濟性與安全性存在矛盾。針對F氣田高溫、高壓、高含CO2的特點，按國外油套管生產廠商選材圖版的推薦結果，油套管需采用13Cr管材，但若選用13Cr管材則缺少試驗依據(jù)，若選擇價格昂貴的超級13Cr管材，則帶來巨大的資金投入。因此，需要評價13Cr等管材的適用性，以便找到安全性與經(jīng)濟性的平衡點。

4）酸性氣體氣侵后，環(huán)空保護液的防腐性能變差。F氣田天然氣中含有大量CO2，一旦發(fā)生竄漏，CO2將進入油套環(huán)空，與環(huán)空保護液接觸，加劇對油套管的腐蝕。在溫度150 ℃、CO2分壓12 MPa條件下，常規(guī)13Cr管材在常規(guī)甲酸鹽類環(huán)空保護液中的腐蝕速率高達10.291 mm/a，一旦發(fā)生環(huán)空帶壓，油管只要1～2年就會發(fā)生腐蝕穿孔。因此，需要研發(fā)抗酸性氣體侵入的環(huán)空保護液。

2 完井關鍵技術

2.1 完井方式選擇

首先要確定F氣田氣井開采過程中儲層是否會出砂，以便選擇合理的完井方式。根據(jù)F氣田探井的測井數(shù)據(jù)，利用聲波時差法、B指數(shù)法和斯倫貝謝指數(shù)法預測該氣田儲層出砂的可能性，預測結果為生產初期儲層不出砂；然后，通過強度分析發(fā)現(xiàn)，儲層地層強度最低（UCS）約為79.0 MPa，利用UCS/2模型計算儲層出砂的初始臨界生產壓差為39.5 MPa（儲層孔隙壓力為54.3 MPa）；在此基礎上，根據(jù)Mohr-Coulomb準則[5-6]，計算出臨界儲層壓力為1.05 MPa，從而得到出砂井底流壓隨地層壓力衰竭變化的曲線，如圖1所示。

圖1 臨界出砂井底流壓隨地層壓力衰竭變化的曲線Fig. 1 The change of bottomhole flow pressure with the formation pressure depletion in the critical sand production wells

從圖1可以看出，F(xiàn)氣田氣井開采初期儲層壓力較高，出砂極限井底流壓也較高，隨著開采進行，儲層壓力逐漸降低，出砂極限井底流壓也降低。結合油藏配產數(shù)據(jù)，對該氣田所有氣井進行全生命周期內的出砂預測。預測結果顯示：F氣田所有氣井在整個生命周期（配產曲線）都在封閉的安全區(qū)內，因此該氣田不需要采用防砂完井方式。

根據(jù)出砂預測結果，考慮定向井儲層下部存在可疑的含氣水層，為了更好地封堵水層及上部井段泥巖層，避免井壁垮塌，定向井采用套管射孔完井；由于水平井開發(fā)單一層位，為了提高產能、簡化完井工序和降低完井費用，采用裸眼完井方式，同時考慮水平井段的井壁穩(wěn)定性，下入襯管支撐井壁。

2.2 油套管材質選擇

選擇油套管的管材，需要了解不同管材的抗腐蝕能力。常規(guī)13Cr、改良13Cr和超級13Cr等3種管材的化學成分見表1。根據(jù)F氣田的井下環(huán)境，利用高溫高壓循環(huán)流動腐蝕試驗儀，測試條件為150 ℃、CO2分壓為12和28 MPa，測試周期為120 h，測試了常規(guī)13Cr、改良13Cr和超級13Cr等3種管材的腐蝕速率，結果見圖2。

從圖2可以看出，常規(guī)13Cr管材的腐蝕速率最大，改良13Cr和超級13Cr管材的腐蝕速率較小，后兩種管材滿足腐蝕速率小于0.076 mm/a的中國海油企業(yè)標準要求[7]。綜合考慮安全性和經(jīng)濟性，選用改良13Cr材質的油套管，但CO2分壓達到28 MPa以上時要選用超級13Cr油套管。

2.3 生產管柱設計

根據(jù)F氣田的開發(fā)需求，依據(jù)以下原則設計生產管柱[8]：

表 1 常規(guī)13Cr、改良13Cr和超級13Cr等3種管材的化學成分Table 1 Chemical composition of three kinds of tubular, such as the conventional 13Cr, modified 13Cr and super 13Cr

圖2 不同管材的腐蝕速率Fig. 2 Corrosion rates of different pipes

1）生產管柱在滿足開發(fā)方案要求的前提下盡可能簡單；

2）套管射孔完井宜采用射孔和生產聯(lián)作的一體化管柱；

3）密封方式應首選金屬密封，盡量少使用滑動橡膠密封件；

4）宜采用雙封隔器的生產管柱，以提高環(huán)空密封的可靠性。

根據(jù)上述設計原則，設計了鶯歌海盆地高溫高壓定向井及水平井生產管柱：

1）定向井采用射孔和生產聯(lián)作的一體化管柱，采用雙層封隔器，分2趟下入（見圖3）。下部懸掛封隔器用于承受射孔瞬間產生的沖擊力和壓力激動，保護上部生產封隔器的完整性，降低環(huán)空帶壓風險。

2）水平井同樣采用雙層封隔器生產管柱，分2趟下入，其中一趟為中部隔離管柱，帶有地層隔離閥，隔離高壓裸眼段（見圖4），以便替入低密度環(huán)空保護液，達到保護生產套管的目的。

3）根據(jù)有利于排液、延長管柱壽命的原則，考慮地面集輸要求、氣體沖蝕及攜液能力[9]，產氣量（15～30）×104m3/d 的井，選用φ73.0 mm 油管；產氣量（30～60）×104m3/d的井，選用φ88.9 mm油管。

圖3 鶯歌海盆地高溫高壓氣田定向井生產管柱Fig. 3 Completion string of directional well in HTHP gas field in the Yinggehai Basin

圖4 鶯歌盆地高溫高壓氣田水平井生產管柱Fig. 4 Schematic diagram of completion string of horizontal well in the HTHP gas field of the Yingge Basin

4）由于采用雙封隔器生產管柱，且未與地層連通，隨著油管內溫度升高，雙封隔離器之間密閉環(huán)空內的流體因受熱膨脹，壓力急劇升高，此時如果油管抗外擠能力和油層套管抗內壓能力不足，會影響封隔器之間環(huán)空的密封性。因此，需計算封隔器之間的環(huán)空壓力。

以封隔器座封位置在井深3 400.00 m處為例，根據(jù)密閉環(huán)空壓力計算公式[10-11]，計算生產條件下雙封隔器不同距離下環(huán)空壓力的增加值，結果見圖5。

圖5 雙封隔器間距與密閉環(huán)空壓力增加值的關系Fig. 5 Relationship between the spacing of double packers and the increased value of closed annulus pressure

由油套管強度校核得知，密閉環(huán)空壓力允許最大增加12 MPa。因此，根據(jù)圖5的計算結果，建議2個封隔器的間距不要超過200.00 m，以避免發(fā)生因雙封隔器之間密閉環(huán)空內流體熱膨脹造成的油套管擠毀故障。

2.4 井下工具及采氣樹選擇

1）井下安全閥。應選用油管攜帶的井下安全閥，不宜采用帶自平衡結構的井下安全閥；安全閥處于打開或關閉狀態(tài)時，柱塞上下要有金屬對金屬的止密封結構；由地面液壓控制開關的井下安全閥，應具備失壓自動關閉的功能。

2）封隔器。應選用永久式封隔器，宜具有通過機械等方式回收的功能；封隔器的氣密性需通過ISO 14310 V0測試[12]；考慮到儲層壓力高、溫度高且含有酸性氣體，封隔器膠筒選用四丙氟橡膠材料。

3）油管螺紋。應選擇氣密性通過ISO 13679第IV級密封認證[13]的油管螺紋，推薦采用VAM TOP扣的油管。

4）采氣樹。根據(jù)API Spec 6A的規(guī)定[14]，考慮地層壓力為55 MPa，溫度為150 ℃，CO2分壓為12 MPa，選用工作壓力為69 MPa、耐溫等級為U級、FF材質的采氣樹。

2.5 射孔管柱設計及安全控制技術

射孔管柱應具有可隨時循環(huán)壓井液、起爆可靠、防炸槍等功能。因此，射孔管柱設計為由下部壓力起爆器、射孔器、上部壓力起爆器、防沉砂接頭、油管和封隔器組成。

考慮從下入射孔槍到點火預計超過100 h，而儲層溫度達到了150 ℃，因此推薦采用裝填二硝基吡啶（PYX）的射孔彈和裝填六硝基茋（HNS）的導爆索、傳爆管和起爆器。

起爆壓力的設計原則是：既要防止井內波動壓力造成起爆器早爆，又要避免封隔器坐封期間引爆射孔槍。經(jīng)過綜合分析，將起爆壓力設計為2級，在封隔器坐封壓力上附加3 MPa做為最低壓力，上下級點火頭剪切壓力差約3 MPa。

為了避免射孔管柱中的封隔器在射孔過程中解封或損壞，需要確定封隔器與射孔槍的安全距離。以該氣田射孔段最長的一口井為例，該井射孔段長22.70 m，每發(fā)射孔彈裝藥量50 g，采用有限元分析方法模擬射孔瞬間射孔管柱中封隔器的受力情況[15]，結果見圖6。

圖6 射孔時封隔器所受應力與封隔器和射孔槍距離間的關系Fig. 6 Relationship between the stress on the packer and the distance between the packer and perforating gun during perforation

由圖6可知：射孔槍上端與封隔器之間的距離在30.00～50.00 m時，隨兩者間距離增大，封隔器所受應力降低，且降低幅度較大；兩者間距離超過50.00 m后，隨兩者間距離增大，封隔器所受應力降低，但降低幅度很小。因此，永久封隔器與射孔槍上端的距離推薦為60.00 m。

2.6 環(huán)空保護液

常規(guī)環(huán)空保護液為高密度無固相鹽水。該鹽水通常用溴化鹽或甲酸鹽配制，但溴化鹽具有很強的腐蝕性，因此采用甲酸鹽配制油氣井環(huán)空保護液。為評價甲酸鹽環(huán)空保護液與CO2接觸后的腐蝕性，分別配制不同密度的甲酸鹽環(huán)空保護液，在溫度為150 ℃、CO2分壓為12.36 MPa條件下測試其對13Cr管材的腐蝕速率，結果見表2。

表 2 甲酸鹽環(huán)空保護液對13Cr管材的腐蝕試驗結果Table 2 Corrosion test results of formate annulus protective liquid on 13Cr tubular

由表2可見，甲酸鹽環(huán)空保護液密度為1.46 kg/L時，13Cr管材的腐蝕速率高達10.291 mm/a，若選用壁厚7.0 mm的φ73.0 mm油管，一旦出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，按照上述腐蝕速率計算，不到1年油管就會發(fā)生腐蝕穿孔。

甲酸鹽環(huán)空保護液被二氧化碳氣侵后的腐蝕速率較高，其原因是甲酸鹽增加了保護液的導電性，并使H+活度增大[16]。另一方面，甲酸鹽具有螯合作用，可溶解腐蝕產物FeCO3，影響保護膜的形成。為此，自主研發(fā)了適用于高溫強酸性環(huán)境的高密度環(huán)空保護液，在溫度為150 ℃、CO2分壓為12 MPa條件下，測試了不同管材在高密度環(huán)空保護液中的腐蝕速率，結果見表3。

表 3 不同管材在高密度環(huán)空保護液的腐蝕速率Table 3 Corrosion rates of different pipes in high-density annulus protection fluid

由表3可知，改良13Cr、超級13Cr管材在高密度環(huán)空保護液中的腐蝕速率分別為0.073 和0.064 mm/a，滿足中國海油企業(yè)標準的要求。

3 現(xiàn)場應用

鶯歌海盆地F氣田10余口井應用了海上高溫高壓氣田完井技術，完井作業(yè)順利，并安全投產，投產以來所有井運行平穩(wěn)，未出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，井筒完整性良好。下面以該氣田H井為例，介紹具體應用情況。

H井為一口高溫高壓水平井，完鉆井深3 800.00 m，最大井斜角95.1°，目的層壓力系數(shù)1.93，地層溫度150 ℃，CO2分壓28 MPa。針對該井高溫、高壓、高含CO2的特點，采用雙封隔器生產管柱、超級13Cr油套管。現(xiàn)場施工流程為：在裸眼段下入打孔管，之后單獨一趟鉆送入帶地層隔離閥的中部管柱，驗封合格后，替入環(huán)空保護液，之后再下入上部生產管柱，并插入到中部封隔器的回接筒內，坐封上部封隔器，安裝井口采氣樹，加壓打開地層隔離閥，清噴投產。

H井投產期間，密切監(jiān)測各層套管環(huán)空壓力變化，按照各環(huán)空最大允許壓力進行環(huán)空泄壓，測試返出流體組分，并及時向環(huán)空補充保護液。

完井投產測試過程中，H井獲得天然氣產量60×104m3/d。投產后生產過程中，未出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，表明海上高溫高壓氣田完井技術能有效解決完井管柱應力腐蝕、氣密性的問題，保證了氣井的井筒完整性。

4 結 論

1）鶯歌海盆地具有地質條件復雜、高溫、高壓和高含CO2等特點，針對保證井筒完整性困難、經(jīng)濟性與安全性矛盾突出、環(huán)空保護液受酸性氣體氣侵后防腐性能變差等一些技術難點，通過優(yōu)選油套管材質、設計生產管柱、研制環(huán)空保護液、選擇井下工具及油套管螺紋，形成了海上高溫高壓氣田完井技術。

2）為提高海上高溫高壓氣井井筒環(huán)空的密封可靠性，采用了雙層封隔器生產管柱。套管射孔完井宜采用射孔和生產聯(lián)作的一體化管柱，下部懸掛封隔器承受射孔瞬間產生的沖擊力和壓力激動，既能保護上部的生產封隔器完整性，又能降低環(huán)空帶壓風險；水平井采用中部隔離管柱，隔離高壓裸眼段，替入低密度環(huán)空保護液，實現(xiàn)保護生產套管完整性的目的。

3）研制了適用于高溫強酸性環(huán)境下的高密度環(huán)空保護液，能有效降低酸性氣體氣侵后油套管的腐蝕速率。

4）現(xiàn)場應用表明，海上高溫高壓氣井完井技術能有效降低環(huán)空帶壓風險，為鶯歌海盆地高溫高壓氣田開發(fā)提供了技術支持。