深海油田油井投产极限生产压差确定及应用研究

范学平

（中国海洋石油乌干达有限公司 上海 200232）

深海油田油井投产极限生产压差确定及应用研究

范学平

（中国海洋石油乌干达有限公司 上海 200232）

尼日利亚某深海油田油藏储层为深海河道和水下浊积扇沉积体，岩石胶结较差，在优质筛管完井油井投产阶段可能会破坏出砂，甚至引起井壁坍塌，导致泄流区流动效率降低，因此须确定可允许的压降范围，以确保井壁的完整性。油井投产启动时处于非稳定流，作用于岩石颗粒上的水动力起着主要作用，据此推导出了流体流动和岩石颗粒平衡耦合的生产压差计算公式，并应用于该油田的极限生产压差确定，其中对于推导公式中所涉及的无侧限抗压强度UCS，首次提出了基于岩心实验RSD数据的关联法确定。现场应用表明，在油井投产实际操作中没有出现出砂和井壁垮塌现象，而且长期生产井动态数据也表明生产井产能较为稳定，说明了本文方法的实用性及可行性。

深水油田；优质筛管完井；油井投产；极限生产压差；无侧限抗压强度；尼日利亚

非洲尼日利亚几内亚湾某深海油田水深1 300～1 500 m，油藏埋深在海底之下约1 600～2 200 m，储层为深海河道和深海浊积扇沉积体。该砂岩油藏岩石颗粒胶结差，结构疏松，在优质筛管完井油井投产阶段容易出现岩石破坏出砂，甚至引起井壁垮塌事故，因此须确定可允许的压降范围，研究投产时合理的生产压差。

文献［1－6］就油气井出砂和相关理论进行了一定程度的探讨。实践表明，油田投产期间需要保持井筒附近岩石结构的稳定，使破坏岩石和稳定岩石颗粒结构的作用力之间保持平衡；油井投产启动时处于非稳定流，作用于岩石颗粒上的水动力起着主要作用。基于此，本文以尼日利亚某深海油田为研究对象，采用流固耦合方法推导出了生产压差计算方程，并应用于该油田的极限生产压差的确定，其中对于推导公式中涉及到的无侧限抗压强度UCS值，则先采用刻划硬度试验RSD确定岩石比能，再基于经验所得的UCS和比能之间的回归关系进行确定。与文献［7］相比，本文这种对有关参数进行的简化处理，使得最终计算方程非常简单，便于现场实际应用。

1 极限生产压差确定

为了维持优质筛管完井油井投产时井壁岩石颗粒稳定，总的原则是破坏岩石颗粒胶结稳定的作用力小于维持稳定的作用力。其中，破坏平衡的主要作用力除局部应力外，主要有由液体流动作用于颗粒上的拖拉力；而维持平衡的作用力主要有由岩石颗粒间胶结产生的岩石强度以及颗粒之间的摩擦力，这一作用力用无侧限抗压强度UCS来表示。基于流体流动规律，研究并比较这2种作用力，可推导出所需的控制条件，使投产时生产压差能够确保井壁岩石颗粒的稳定。

由于流体流动，作用于基质单元体积上的水动力FHD可由下式［8］表示：

达西定律可以表示为

因此有

在轴对称状态下，井筒流动方程为

通过破坏准则将不同的应力部分联系起来，至少在井筒附近的弹性区域有以下方程：

因此，平衡方程为

由于渗流速度可表示为

联立式（2）和式（7），则有

将式（8）代入式（3），可得

令

将式（8）～（10）代入式（6），则平衡方程可写为

对式（11）进行求解，可得

或

在非稳定流阶段，对于各向同性油藏，井筒流动压降为

结合式（14）和式（15），可以得到为确保井壁岩石颗粒稳定的生产压降方程为

可见，通过式（16）可以将引起破坏井壁岩石颗粒胶结的流体流动力和稳定力UCS有机地联系在一起。

2 UCS值实验确定

尼日利亚某深海油田没有测井系列UCS值，因此笔者提出根据油藏岩心先求取岩石硬度，再基于硬度和UCS之间的经验关系来确定UCS值。由于该油田岩心胶结弱、易碎，不能采用传统的三轴强度测试方法，故采用岩石硬度设备RSD（岩石硬度擦痕方法）确定岩心硬度。实验采用切割器沿固定在移动条凳上的岩心轴设定一个深度的槽，装在切割器上的传感器计录仪通过电子方式记录切割这个槽所需要的法向和切向力。通过获得的法向和切向力破坏已知体积岩心所需要的能量，即为岩石比能，可以用来计算和获取定量的硬度剖面。

取自该油田X油藏某井的弱胶结岩心测试比能剖面如图1所示，X油藏所有井岩心测试比能分布如图2所示。可见，该油藏56%岩心样品测试比能小于5 MPa，35%岩心样品测试比能介于5～10 MPa，约91%的岩心样品测试比能小于10 MPa。

图1 尼日利亚某深海油田X油藏某井岩心测试比能剖面Fig.1 Cores specific energy section of a well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

图2 尼日利亚某深海油田X油藏所有井岩心测试比能分布Fig.2 Cores specific energy distribution chart of all wells in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

由RSD测得的比能尽管是真正的硬度指标，但不能直接应用于本文所需解决的岩石力学模型，需要与更传统的参数如UCS相关联。根据RSD比能和UCS的经验关系，建立了比能与UCS之间的回归关系，其关系曲线如图3所示。在图中交点处，可以得到比能与UCS之间的相关关系；从统计关系来讲，这两者是等效的，一个是线性关系，另一个是幂律关系。

图3 岩心测试比能与UCS统计相关关系（图中数据来自项目组内部统计实验数据）Fig.3 Stastical relationship between UCS and cores specific energy（data from inner projecct experiment）

由图3可知，研究区的RSD比能值较低，在该区采用幂律回归关系更接近实验数据，拟合关系更好，其关系式为

通过式（17）这一相关关系式可以将RSD比能转换成UCS。图4为该油田X油藏某井岩心测试比能转换后的UCS剖面，图5为X油藏所有井岩心测试比能转换后UCS分布，可见其形状与比能分布图（图2）很相似，但UCS结果可以直接应用于式（16）。

图4 尼日利亚某深海油田X油藏某井岩心测试比能转换后的UCS剖面Fig.4 UCSsection converted from cores specific energy of a well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

图5 尼日利亚某深海油田X油藏所有井岩心测试比能转换后的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 现场应用

3.1 油井极限生产压差的确定

尼日利亚某深海油田X油藏流体原油黏度为0.1 mPa·s，平均渗透率为25 mD，岩石压缩系数为1×10－5MPa－1。该油藏岩石平均孔隙度为0.22，井筒半径为12 cm，表皮系数为0。考虑时间极小时，将上述数据代入式（16），有

将上式简化后可得

根据图5所示的该油田X油藏UCS分布状况，结合经验建议该油藏UCS值取P10时为0.5 MPa较好。将该值代入式（19），计算得到的理论极限生产压差应为1.8 MPa。

P10是一个具有概率意义的参数。对于实验样品或实际油藏剖面，P10值是指样品数据累计值统计10%的概率事件所对应的UCS值。相对于P50，P10值要小一些。取较小的UCS实验数据，目的是要尽可能考虑到实际油藏剖面的非均质性，将油藏最薄弱的部分考虑到。另一方面，一口深海生产井的费用一般会超过1亿美元，必须避免在实际操作中引起油藏破坏出砂。

3.2 实际应用效果

在该油田优质筛管完井油井投产阶段，压力调节的时间和方法也很重要。这是因为该油田所有的生产井都采用海底完井，流体要流经海底生产管线、控制管线和立管才能到达FPSO。数十千米长的海底管线分布较为复杂，管中流体体积大、惯性大、流态变化复杂，投产启动期间容易引起流量和压力波动，严重时可能破坏生产设施，这也是深水油田的主要特点之一。为此，采用OLGA管流软件对X油藏进行了系统的非稳定流数值模拟计算，结果显示该油藏油井采用以下的启动方式可以使整个流程中压力和流体流量保持平稳：30 min逐渐打开油嘴，使生产压降达到0.2 MPa；之后保持这一状态生产3 h，逐步达到不超过1.8 MPa的极限生产压差［7］。

以该油藏P3井投产时生产压差的实际调节为例说明实际应用效果。第一，考虑到P3井穿过该油藏的非均质性，投产启动初期可能出砂和生产流程中流体波动的较大风险，将生产压差控制在1.2 MPa左右；第二，在这一生产压差下，产量能够满足设计需要，暂时不需要进一步增加生产压差。该井计划的压力调节和实际调节过程如图6所示。

P3井生产启动阶段生产非常顺利，投产初期产能为2 000 m3/（d·MPa），投产一年后产能约为1 860 m3/（d·MPa），降低很少，这也表明该井投产启动时所采用的压差分析方法以及实施操作过程是正确的。

图6 尼日利亚某深海油田X油藏P3井投产初期生产压差调节曲线Fig.6 Producing pressure drop adjustment curves during early stage of P3well in X reservoir of a deep water oilfield，Nigeria

4 结论

针对尼日利亚某深海油田油井投产启动面临的出砂、井壁垮塌以及影响完井质量的长期有效性，本文提出了极限生产压差的计算方法，并首次提出采用RSD比能和UCS之间的回归关系计算无侧限抗压强度UCS。本文方法已在该油田实际生产中得到应用，实现了生产井产能较为稳定的目标，对其他深水油田油藏管理具有借鉴作用。

符号说明

Ct—岩石综合压缩系数，1/MPa；

FHD—水动力，MPa；

h—油藏渗流面长度，cm；

K—油藏岩石渗透率，D；

p—压力，MPa；

q—流量，cm3/s；

r—径向距离，cm；

rw—井筒半径，cm；

S—表皮系数，f；

UCS—侧压抗压强度，MPa；

μ—流体黏度，mPa·s；

vfl—流体速度，cm/s；

σr—径向主应力，MPa；

σθ—切向主应力，MPa；

φ—摩擦角。

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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

（编辑：周雯雯）

范学平.深海油田油井投产极限生产压差确定及应用研究［J］.中国海上油气，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

范学平，男，博士，高级工程师，从事油气田开发研究工作。E－mail：fanxueping＠sina.com。