乐东气田超浅层长水平井砾石充填技术研究与应用*

任冠龙 张 崇 董 钊 孟文波 余 意

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部海域已开发的乐东、东方等多个气田的多数水平井需要进行砾石充填防砂开发。裸眼水平井砾石充填完井具有长期保持油井高产、井壁稳定以及防止地层出砂等优点，但随着油气田的进一步开发，常规水平井砾石充填防砂方式已不能完全满足水平井生产的需要[1-3]。乐东气田后期开发调整的区块埋深超浅(440.1～716.9 m)，储层压实程度低，预计储层压力系数衰减至0.80左右，钻井作业漏失风险大;水平段长(600～700 m)，且储层属于疏松砂岩，泥质含量高、非均质性强，超浅层长水平井砾石充填作业尚无先例;采用常规技术模拟分析认为施工期间破裂压力远远小于施工压力，无法正常完成砾石充填作业。

本文针对乐东气田超浅层气藏长水平井的破裂压力低、充填长度长等极端条件，建立了水平井砾石充填过程各阶段的流动阻力模型，并对主控影响因素进行了分析，进而引进超轻质砾石，结合钻井液泥饼增强技术，采用适用超长水平井筒的α-β波多次降排量充填模拟方法等关键配套技术，成功完成海上超浅层气藏长水平井轻质砾石充填作业，保障了气田的有效开发，可为我国海上类似气田开发提供借鉴。

1 水平井砾石充填过程流动阻力数值模拟

1.1 砾石充填各阶段流动阻力模型

砾石充填过程可分为3个阶段：①砂浆注入阶段，此时由于泵入的砾石砂浆和井筒中原有的流体之间存在密度差，地面压力逐渐降低，到达转换工具时达到最小值；②α波正向充填阶段，当砂浆经转换工具进入裸眼井筒后，压力慢慢上升，直到亮波到达井筒趾端；③β波反向充填阶段，此阶段压力升高较快，直至脱砂，压力达到最大值。

在水平井砾石充填过程中，砂浆、携砂液经过不同的位置，在不同时间及不同充填阶段都伴随着压力的消耗存在相应的流动阻力。在α波充填阶段，流体总体来讲都是在筛管/井筒环空之间流动，而在β波充填阶段，携砂液流体径向通过筛管，然后沿冲/筛环空轴向流动。随着β波充填阶段的进行，流体在冲/筛环空中流动距离逐渐增加，经过较长距离流动后在趾端进入冲管，然后返出，所以此阶段井筒压力及泵压逐渐升高，到达井筒根部时压力达到最大值[4-5]。具体各阶段流动阻力描述如下。

1) 注入阶段。砂浆在钻井平台经泵注入后，在t时间流过的距离为

(1)

式(1)中：Linj(t)为t时间砂浆流过的长度，m；Qp为泵排量，L/min；Dint.col为管柱内径，m；t为时间，s。

在管柱内摩阻损失可由下式计算：

(2)

式(2)中：Δpcol.inj为t时间套管鞋上部摩阻压降，MPa；ρmix、ρf分别为砂浆和完井流体密度，g/cm3；Lcs为套管鞋处深度，m；f为摩擦系数，可由下式计算:

(3)

式(3)中：D为管柱水力直径，m；v为流速，m/s；ρ为密度，g/cm3；μ为黏度，Pa·s。

水平井筒内摩阻损失可由下式计算：

(4)

式(4)中：Δpoh.inj为注入阶段水平段摩阻压降，MPa；Loh为水平段井筒长度，m；Aan为井筒环空截面积，m2；Dh为井筒水力直径，m。

2) α波充填阶段。α波动前沿距离为

(5)

式(5)中：Qp为泵排量，L/min；Cmix为砂浆浓度，kg/m3；Alow为底部砂床截面面积，m3；φ为孔隙度，f。

水平井筒中摩阻损失为

(6)

式(6)中：Δpoh.α为α波充填阶段井筒摩阻压降，MPa；Lα(t)为t时间α波动前沿距离，m；Dh.up、Dh.an分别表示α波砂床上部和井筒环空的水力直径，m；Aup为α波砂床上部过流面积，m2。

3) β波充填阶段。β波动前沿距离为

(7)

式(7)中：Lβ(t)为t时间β波充填前沿距离，m。

水平井筒摩阻损失为

(8)

式(8)中：Δpoh.β为β波充填阶段井筒摩阻压降，MPa；Dint.scr、Dext.wp分别表示筛管内径和冲管外径，m。

1.2 流动阻力数值模拟结果

针对超浅层气藏长水平井X7井的砾石充填施工需求及具体模拟参数(表1)，利用上述流动阻力计算模型进行流动阻力分析，获得相应的流动阻力分析结果，如图1、2所示。从图1可以看出：

表1 乐东气田X7井模拟参数表 Table 1 Simulation parameters of Well X7 in Ledong gas field

图1 乐东气田X7井砾石充填阶段的各部分摩阻分布柱状图 Fig.1 Friction distribution map of the three stages of Well X7 in Ledong gas field

图2 乐东气田X7井各部分摩阻压力随时间变化规律Fig.2 Friction pressure varies with time of Well X7 in Ledong gas field

1) 注入阶段：钻柱内砂浆注入的摩擦阻力最大，占总摩擦的69%；其次为冲管回流摩擦压降，占26%。由于此阶段水平裸眼段尚无砂床形成，且为纯携砂液流动，所以水平井筒的摩擦相对较小，仅为3%；钻套回流摩擦占2%。

2) α波充填阶段：由于钻柱注入距离长，钻柱内砂浆注入摩擦阻力仍为最大，但占比减小为63%；其次，冲管回流摩擦压降值不变，占比也为26%。由于此阶段逐渐形成砂床向前推移，所以砂床上部摩擦阻力逐渐增大，占比为9%；砂床前沿携砂液摩擦阻力逐渐降低，初始最大占比为3%。

3) β波充填阶段：在反充填过程中，携砂液在冲筛环空的流动长度逐渐增大，摩擦阻力增大，所以最终其占比达到最大59%；对于覆盖筛管的砂床而言，在反充填过程中，过流长度减小，渗流速度增大，渗流摩擦阻力随之增大，最终占比达到15%；而钻柱内砂浆注入摩擦阻力占比减小为17%；冲管摩擦阻力占比6%。总体来看，在砾石充填过程中，压耗主要是发生在β波充填阶段，特别是在β波充填阶段的后期，因为此时携砂液需要流经狭窄的冲筛环空，到达井筒趾端的冲管入口，返回到地面。

从图2可以看出，在整个充填过程中，当排量恒定时钻柱内摩擦阻力、冲管回流阻力及钻柱-套管回流阻力基本不变，保持恒定；对于水平井筒充填阻力而言，在注入阶段和α波充填阶段相对较小，而在β波充填阶段，由于冲-筛摩擦阻力和覆盖砂床渗流阻力的增大，水平井筒总摩擦阻力迅速增大，从而导致整个充填摩擦阻力在β波充填阶段迅速升高。

1.3 砾石充填关键技术难点及应对措施分析

从上述模拟分析结果可知，乐东气田超浅层造成地层破裂压力低，采用常规工艺易压开地层；长水平段充填需要有足够的泵排量，常规工艺会存在高的充填压力，从而造成施工区间可操作范围很窄。因此，提出以下解决思路：①控制泵排量。泵排量太低，会造成提前堵塞，而泵排量太高则会压开地层，造成漏失。②优化冲筛比。冲筛比大有利于α波充填，冲筛比小有利于β波充填。③在砾石充填方面，采用低密度砾石+低排量或常规砾石+高排量可以达到相同的砂床高度。因此，针对砾石充填摩阻降低的难题，可采用携砂液中增加减阻剂、旁通筛管工艺、多重β波充填技术等有效控制充填压力。另外，针对砾石充填期间的漏失难题，可以通过增强钻井液泥饼质量提高地层压力或引进超轻质砾石等新技术对漏失量进行控制。在此基础上，对影响充填效率的主控因素进行了分析，得出超浅层长水平井砾石充填主控因素的操作区间范围。

2 水平井砾石充填主控因素影响分析

影响砾石充填的因素很多，包括井身结构、携砂液性质、砾石性质、充填施工参数、油藏压力及渗透率参数等，而且超浅层长水平井砾石充填还存在很多的要求和限制。这里选择乐东气田X7井进行主要因素分析。

2.1 泵排量的影响

泵排量是影响砾石充填效果的重要因素，对于长水平井筒的砾石充填，要使得携砂液携带砾石到达井筒末端，需要有较高的流速，才能使携砂液具有足够的能量携带砾石，但高的流速会造成较高的充填压力，很容易压开低破裂压力地层[6]。X7井α-β波充填最高压力及砂丘比随泵排量的关系如图3所示。由图3可以看出，随着泵排量的增加，α、β波充填压力增加，特别是β波充填压力增加很快，很容易突破地层破裂压力，当泵排量为0.57 m3/min时，β波充填压力已经突破了地层破裂压力；另一方面，随着泵排量的增加，砂丘比逐渐降低，所以在充填压力和砂丘比之间应该选择合适的泵排量，以利于砾石充填效果。

图3 乐东气田X7井α-β波充填最高压力及砂丘比随泵排量的关系图Fig.3 Relationship between maximum pressure and sand ratio along the pump volume of α-β wave Well X7 in Ledong gas field

2.2 冲筛比的影响

冲筛比是指冲管外径与筛管内径的比值。冲筛比增大，更多的携砂液在井筒环空中保持足够的能量携带砾石到达趾端，有助于完成α波阶段的充填；但β波充填阶段会形成大的流动阻力，易压开地层[7]。所以,对于特定的砾石充填，需要优化冲筛比这个参数。X7井模拟显示:在β波充填阶段冲筛比大，冲筛环空小，此时充填压力上升很快。结合实验和现场经验，冲筛比一般在0.8左右。根据模拟参数分别设置冲筛比为0.82与0.86，模拟计算的α波和β波充填阶段的充填压力和β波可充填长度如图4所示。由图4可以看出，冲筛比为0.82时冲筛环空大、阻力小，对应的β波充填阶段充填压力减小、充填长度增大。对比冲筛比0.86计算结果，在泵排量0.79 m3/min、漏失5%时，β波反向充填长度可增长160 m。

图4 乐东气田X7井α波和β波充填压力及β波可充填长度计算Fig.4 Calculation of filling pressure of α and β wave and filling length of β wave of Well X7 in Ledong gas field

2.3 砾石密度-地层漏失率的综合影响

充填材料优化考虑砾石密度、携砂液密度及黏度的组合；对于设计和常规砾石充填相同的砂床高度，可以使得泵排量低于常规砾石充填时的排量。常规砾石密度远大于携砂液密度，当砂浆经井下转换工具流向井筒环空时，由于过流断面的增大，流速下降。低密度砾石由于减小了砾石和携砂液的密度差，砾石沉降速度降低，可以利用降低的泵排量进行砾石的运移，拓宽安全操作区间[8]。X7井不同滤失、不同砾石密度的α波充填长度如图5所示。从图5可以看出，随携砂液漏失比例的增加，α波充填长度越来越短。但对于同一种漏失比例，砾石密度对充填长度影响较大。在泵排量0.87 m3/min下，若漏失为20%，1.25 g/cm3和1.5 g/cm3密度的砾石，基本上都能完成600 m的α波充填；但1.75 g/cm3的砾石只能充填350 m，而2.0 g/cm3的砾石也只能完成大约150 m的α波充填。这表明，低密度砾石能够较好地完成α波充填。

图5 乐东气田X7井不同滤失、不同砾石密度的α波充填长度Fig.5 Filling length of α wave with different filtration and gravel density of Well X7 in Ledong gas field

2.4 砂床覆盖筛管的影响

砂床覆盖筛管是指α波阶段埋高是否全部覆盖筛管。对于疏松砂岩，长水平井砾石充填过程中难以形成稳定的α波充填，其主要原因为：①在α波充填过程中，一部分携砂流体分流到冲筛环空中，另一部分滤失进入地层，使得携砂液流速沿井筒从跟端到趾端逐渐降低，直接导致携砂能力降低，同时导致了高的有效砾石浓度，使得α波充填砂床高度逐渐增高，形成了早期堵塞，造成了后面的亏空，充填失败；②过低的地层破裂压力在充填中很容易压开地层，造成携砂液大量流失，同样造成过早堵塞，充填失败。X7井α波全埋和不全埋时β波充填井底压力随充填百分比的变化关系如图6所示。由图6可知，当α波阶段充填150 m时，α波充填高度全部埋没筛管时β波可反向充填175.3 m，当α波充填高度不全部埋没筛管时，β波可反向充填280.2 m。

图6 乐东气田X7井α波全埋和不全埋时β波充填井底压力随充填百分比的变化关系Fig.6 Relationship between the bottom pressure of β wave and the filling percentage of α wave of Well X7 in Ledong gas field

3 配套关键技术

3.1 超轻质陶粒技术

由以上分析可知，在同样排量和砂比情况下，使用超轻质充填陶粒可使施工压力降低50%以上，排量下限可由0.79 m3/min降至0.44 m3/min，砂比下限可由0.062 g/m3降至0.038 g/m3，从而可使更小排量达到同样的充填效果，更小砂比达到同样的充填速度。表2为乐东气田引进的超轻质陶粒主要技术参数。

表2 超轻质陶粒主要技术参数Table 2 Main technical parameters of ultra light weight ceramsite

3.2 新型充填液体系

乐东气田调整井引入PRD-Y新型钻井液体系，经实验测定其滤失量随压差增大变化较小，当压力为5 MPa时，20 min后滤失量仅为3.5 mL，而同等条件下PRD体系为19 mL，并且其泥饼耐冲刷能力增强80%，可有效提高充填过程中地层承压能力。同时，所选用的携砂液借鉴了页岩气滑溜水压裂液的功能特点，兼顾了不压裂情况下的储层保护，实现了砾石充填携砂液的降阻，与盐水做对比，实验结果表明携砂液的减阻率稳定在78%左右，大大减少了携砂液的阻力。

3.3 多重β波充填技术

多重β波理论主要针对超浅层长水平井β波阶段充填压力的控制难题，其基本原理为当α波充填完成后，在β波阶段充填压力迅速增大，当其将要接近地层破裂压力时，降低泵排量，打破原有的α波砂床上部的平衡状态，造成α波重建，直至新的α波砂床重建平衡后，开始β波反向充填；当泵压再次接近地层破裂压力时，再次降低泵排量，直到诱导脱砂。在降低泵排量时也需要考虑设备与人员的操作控制能力，每次降低不能过多，同时为了避免砂堵，可以适当降低砂比[9-10]。乐东气田X7井采用该理论计算值与实际作业参数的对比见表3，可以看出模拟计算结果与实际作业参数吻合度较高。

表3 乐东气田X7井砾石充填作业理论计算值与实际施工值对比Table 3 Comparison of theoretical calculation value and actual operation value of Well X7 in Ledong gas field

4 现场应用

乐东气田X7井于2017年10月进行完井作业，该井垂深596 m，井深1 737 m，水平裸眼段长601.7 m。该井携砂液密度选择1.0 g/cm3，选择超轻质陶粒，砂比0.039 g/m3，充填泵速选取0.87 m3/min，返速0.82 m3/min，充填期间漏失7%，初始循环压力2.55 MPa，按照φ215.9 mm井径设计充填砂高72%，最终充填排量为0.53 m3/min，充填效率达到117%。该气田另外3口井X8、X9、X10井充填效率分别为107%、107%、113%，充填期间3口井漏失量分别为7%、8%、5%。因此，乐东气田4口井砾石充填作业中综合应用本文提出的超浅层长水平井砾石充填技术均获得成功，其中X7井清喷最高产量达11×104m3/d，无出砂现象。

5 结论

1) 针对乐东气田超浅层长水平井砾石充填面临的难题，根据砾石充填过程的不同阶段，建立了水平井砾石充填过程各阶段的流动阻力模型，并对主控影响因素进行了敏感性分析，进而引进超轻质砾石，结合钻井液泥饼增强技术、携砂液降摩阻技术、超长水平井筒α-β波多次降排量充填模拟方法等关键配套技术，形成了海上超浅层气藏水平井砾石充填技术。

2) 超浅层气藏水平井砾石充填技术已在乐东气田4口长水平井砾石充填作业中成功应用，砾石充填效率均超过100%、漏失量控制在5%～8%以内，完井清喷最高产量达11×104m3/d，无出砂现象，可为我国海上超浅层气藏长水平井砾石充填提供借鉴。