琼东南盆地深水区高渗气井测试设计关键技术＊

吴木旺 梁 豪 姜洪丰

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

吴木旺，梁豪，姜洪丰.琼东南盆地深水区高渗气井测试设计关键技术［J］.中国海上油气，2015，27（6）：31-36.

深水气井测试是当今世界油气勘探技术难题之一，测试程序的优化、工作制度的确定、井筒水合物及地层出砂的防治等问题是其主要难点。我国深海勘探起步较晚，此前深水油气测试技术一直被少数国际大公司垄断；而南海深水区油气地质条件复杂［1］，勘探开发技术难度和投入较大［2］，加上测试设计须考虑天然气水合物的形成条件及其防治［3-6］，求取产能方程须满足较高的开发需求，这些因素大大增加了深水气井测试的难度和风险。本文通过预防水合物生成和出砂等情况下的临界测试流量分析［7］，设计出了深水高渗气井测试的合理工作制度，建立了数值试井模型并确定出压力恢复及探边测试时间，优化了测试管柱和测试工艺程序，成功指导实施了琼东南盆地深水区陵水凹陷LSX-N-1井深水测试作业，为类似深水高渗气田测试设计提供了理论依据和实用方法。

1 工程地质背景

LSX-N构造位于琼东南盆地深水区陵水凹陷东部，是由多个相对独立的砂体组成的构造＋岩性圈闭群（图1）。该构造浊积水道砂岩储层发育，构造下方热流体活动活跃，油气成藏条件优越。LSXN构造区已钻探的7口井均钻遇中新统黄流组Ⅰ气组砂体，钻遇地层厚度为23.8～89.7 m，储层厚度为11.6～59.2 m，整体为厚层灰色、浅灰色细砂岩及粉砂岩，局部夹薄层灰色粉砂质泥岩、泥岩，单砂体厚度大，夹层仅在局部零星发育。从气水分布上看，该构造各砂体气层主要分布在构造高部位，具有不同的气水界面和压力系统，且多为底水气藏，少数为边水气藏，水体能量不强，气藏主要为弹性驱动和边、底水驱动。

图1 LSX-N构造岩性圈闭群Fig.1 Lithologic traps of LSX-N structure

LSX-N-1井位于LSX-N构造B块，在黄流组I、II、IV气组均见良好油气显示，共钻遇气测异常砂岩64.0 m，测井解释气层53.4 m（其中I气组气层39.1 m，未钻遇气水界面），测试段测井渗透率高达239.6 mD。为获得该构造区储层物性、产能及流体性质等参数，为本圈闭群的开发及周边下一步勘探提供依据，决定对未钻遇气水界面的LSX-N-1井I下气组（3 321.0～3 351.0 m井段）进行测试作业。

2 测试程序简化

常规气井测试一般采用二开二关的测试程序［8］，初开、初关的主要目的是疏通储层流体流动通道，测取储层原始压力，获取储层测后能量衰减分析基准值，为第二次开、关井获得准确的产能和有代表性的储层流体样品等资料打下基础。

深水气井测试过程中水合物生成的风险极大，多次开关井易造成水合物生成并堵塞管柱，在影响测试施工的同时还可能造成恶性事故，因此测试期间应严控开关井的次数，这就要求简化测试程序。通过优化测试管柱（图2），在测试管柱下部增加一个压力计托筒携带压力计，这样既可利用多个监测点压力、温度数据判断水合物生成情况，也可结合测井测压的有效储层原始压力数据判断测后储层能量的衰减，从而创新形成了“快速清井、低速取样、调产缓变、关井恢复”的一开一关测试程序，在缩短测试时间的同时实现了二开二关功能，减少了多次开关井造成的压力激动导致水合物生成等风险，提高了测试作业的安全性。

图2 陵水凹陷LSX-N-1井部分测试管柱结构图Fig.2 Diagram of part of the test string in Well LSX-N-1

3 测试工作制度设计

深水气井测试若采用传统的大压差、过高流量防喷、求产的做法可能导致储层出砂、坍塌、测试管柱变形或破坏，甚至井口装置、地面流程也遭破坏；但若测试流量过低，则可能达不到清井排液的目的，甚至导致水合物生成而使测试失败［9-10］。因此，有必要根据不同的临界情况来设计合理的工作制度。

3.1 临界测试流量

LSX-N-1井作业水深1 447.20 m，泥面温度为3～4℃，具有形成水合物的风险；黄流组I下气组气层岩性疏松，极易出砂；储层测井渗透率高，测试的有效渗透率更高，且产能高，难以拉开流动压差。为避免测试过程中伤害储层，合理的测试压差除了满足与不同生产目的、开采方式和供需关系相协调外，还应结合储层特点满足避免破坏井底和伤害储层而造成储层变形和测试井大量出砂、测试期间不生成天然气水合物、测试流量具有足够的携液能力等要求。其中，测试流量应满足

式（1）中：Qlim为最小携液产量，m3／d；Qwc为不生成水合物的最小产量，m3／d；Qs为不出砂的最大产量，m3／d；Qy为不引起储层变形的临界产量，m3／d；Qr为测试流量，m3／d。

3.1.1 携液所需的最小测试气流量

测试初期须排除气井井筒中的积液（测试液和液垫）［11］，其所需的最小气流速度为

式（2）中：σ为所排液体的表面张力，m N／m；ρL为井底积液密度，kg／m3；ρg为气体密度，kg／m3；vc为气体流速，m／s。

考虑测试管柱横截面积为A，则排除井筒积液所需的最小气流量为

式（4）中：σ（23.33）=76×e-0.0362575p；σ（137.78）=52.5-0.870 18p。

LSX-N-1井测试段地层压力为39.077 2 MPa，温度为77℃，积液密度为1 300 kg／m3，气体相对密度为0.663 6，测试管柱半径取值0.101 m，计算得到的该井携液所需最小测试流量约为10.75万m3／d。

3.1.2 不形成水合物所需的最小测试气流量

水合物的生成对于深水高渗气井测试的成败具有至关重要的影响，关于深水井测试过程中水合物生成规模已有大量研究［12-14］。利用已有模型对LSX-N-1井测试管柱中水合物形成区域进行了预测。图3为该井不同气体流速下的井筒温度分布曲线，可以看出气体流量对水合物生成的影响极大。当流速为0时（关井），井深1 981 m以上均处于水合物稳定区，最大过冷度出现在泥面附近，约为23℃；当流速为（5～25）万 m3／d时，井筒内存在一定的水合物稳定区；而当流速大于25万m3／d时，则可避免整个井筒生成水合物。因此，该井不形成水合物的最小测试流量约为25万m3／d。

式（3）中：p为地层压力，MPa；A为测试管柱横截面积，m2；T为地层温度，℃；Z为气体压缩因子。

表面张力σ的计算公式为

图3 LSX-N-1井不同气体流速下井筒温度场Fig.3 Wellbore temperature field at different gas flow rates in Well LSX-N-1

3.1.3 储层不出砂所需的最大测试流量

现场经验表明，当生产压差小于储层单轴抗压强度的一半时，可保持储层开采初期不出砂［7］。如图4所示，利用测井资料计算得到的LSX-N-1井测试段出砂的最大测试压差约为1.5 MPa，结合数值模型预测视表皮系数为10时不出砂的最大测试流量约为162万m3／d。地层出砂临界压差计算公式为

式（5）中：Δps为地层出砂临界压差，MPa；C1为岩石的黏聚力，MPa；φ为内摩擦角，（°）。

图4 LSX-N-1井测试段地层出砂临界压差Fig.4 Critical pressure of sanding for test section in Well LSX-N-1

3.2 工作制度设计

LSX-N-1井MDT测压取样推断的储层渗透率为938 mD，储层孔隙度为25.6%，含水饱和度为31.1%，天然气组分中CO2含量为0.4%，C1含量为89.961%，C2含量为4.843%，C3含量为2.230%，其他组分含量为2.566%。利用气体组分模型计算得到的储层条件下PVT参数为：天然气体积系数为3.283×10-3m3／m3，黏度为0.031 mPa·s，压缩系数为0.013 7 MPa-1。考虑临界测试流量为（25～162）万m3／d，HYSY981平台测试流程具备200万m3／d的测试能力，单井配产在（120～160）万m3／d才能满足开发需求，利用数值试井模型模拟设计的求产产能初开井测试程序见表1。

表1 LSX-N-1井求产产能初开井测试程序Table 1 Production test program of first time open well in Well LSX-N-1

4 探边测试设计

高渗气井的污染是由储层真污染表皮系数和紊流效应造成的表皮系数所构成，即

式（6）中：Sa为包含有紊流效应的拟表皮系数；S为气井的真表皮系数；Qg为气井产量，m3／d；D为非达西流系数，m3／d。

在高产储层，紊流造成的表皮系数通常远高于真实储层污染，非达西流系数D可采用陈元千等［15］的流量变表皮方法进行计算，即

式（7）中：K为气层有效渗透率，mD；h为储层厚度，m；γg为气相对密度；μg为天然气黏度，mPa·s；rw为井眼半径，m；β为湍流系数，m-1。

据式（7）可得：对于 LSX-N-1井，dS／dQ（取239.6 m D）=3.11×10-6，dS／dQ（取938 m D）=2.84×10-6，由此估算出该井150万m3／d流量下的变表皮系数为4.260～4.665。由于该井钻井液滤液与储层接触时间长，污染带可能较深，实际设计时考虑视表皮系数为5、10、15等3种情况。

结合数值试井模型得到的LSX-N-1井产能测试程序下的压力波及范围和边界响应如图5所示，可以看出：渗透率为239.6 mD时，达到径向流所需时间为0.020 h，到达第一条边界的时间约为22 h（860 m 左右），约75 h时（1 200 m 左右）可能探到气水边界，约400 h（3 600 m左右）时压力可能波及到模型东侧边界；渗透率为938 mD时，达到径向流所需时间为0.008 h，到达第一条边界时间约为4 h，12 h时（1 200 m左右）可能探到气水界面，约100 h（3 600 m左右）时压力可能波及到模型东侧边界。由于LSX-N-1井新区块无邻井资料可以借鉴，且海上类似疏松储层测试表明测试渗透率一般大于测井渗透率，考虑到深水测试费用高、作业时间有限，探边测试设计主要探测出第一条岩性边界，同时兼顾西南部的气水边界和南部的岩性边界，因此推荐该井压力恢复时间为30～50 h，具体恢复时间视现场实际情况再进行调整。

图5 LSX-N-1井数值试井模型（a）及拟压力与导数双对数曲线（b）Fig.5 Numerical testing model（a）and pressure-pressure derivative double logarithmic curve（b）of Well LSX-N-1

5 实施效果分析

LSX-N-1井测试作业从2014年8月6日开始，至2014年8月26日结束，测试管柱采用分趟下入的插入式封隔器组合管柱：TCP＋插入式可回收封隔器＋DST工具＋油管＋深水专用水下测试树。使用外径11.43 cm、孔密16孔／m、装配PJOmega4505HMX型射孔弹的射孔枪射孔，射开储层后分别在泥面以下、泥面和地面油嘴管汇前向测试流程内注入防水合物的甲醇，并打开可调油嘴放喷，根据井口压力等变化调节产量，实现快速清井和有效抑制水合物生成。清喷完测试管柱内的液垫、压井液后，流体导入分离器分离、计量，分别用12.70、9.53、19.05和25.40 mm油嘴求产，取得准确的产能资料，后关井34h测取恢复资料，如图6所示，可以看出不同油嘴下获得的代表性产能分别为74.29、48.30、123.73、160.63万 m3／d，回归得到的二项式产能方程为

式（8）中：Ψr为地层压力对应的拟压力，MPa2／（mPa·s）；Ψwf为井底压力对应的拟压力，MPa2／（mPa·s）；qg为气产量，m3／d。

在此基础上，计算得到的该井无阻流量为4 276万m3／d。该井整个测试过程与设计基本一致，无水合物生成和出砂迹象，取得了完整的测试资料。

图6 LSX-N-1井测试压力历史图Fig.6 History matching of test pressure for Well LSX-N-1

图7为筛管外压力计所记录的该井井下关井压力与压力导数双对数曲线，可以看出，经历明显的径向流后出现边界反映。该井测试资料解释得到气层有效渗透率为565 m D，总表皮系数为0.78，井储系数为0.048 8 m3／MPa，岩性边界约为880 m和940 m，西南方向气水边界约为1 200 m，清晰勾画出了测试气层的含气范围。

图7 LSX-N-1井拟压力与导数双对数曲线Fig.7 Pressure-pressure derivative double logarithmic curve of Well LSX-N-1

根据不同深度压力计记录的该井关井末压力求取静压梯度，推测气藏中部深度压力并与MDT测压进行比较，如表2所示，测试后压力衰减3.52 kPa，说明气层能量足，供给强。

表2 LSX-N-1井测试后储层能量评价表Table 2 Reservoir energy evaluation after testing in Well LSX-N-1

6 结论

1）通过简化深水气井测试程序，创新形成了深水气井的“快速清井、低速取样、调产缓变、关井恢复”的一开一关井测试程序，大大缩短了测试时间，降低了安全风险，达到二开二关井测试的目的。

2）基于临界携液流量、水合物生成流量以及出砂流量分析确定深水高渗气井合理测试工作制度，可以有效防止水合物生成和储层出砂对测试作业的影响。

3）深水高渗气井测试设计关键技术在琼东南盆地陵水凹陷LSX-N-1井进行了成功应用，该井测试实施与测试设计基本一致，测试资料达到了准确评价储层的目的，表明本文方法能够指导深水气井的测试设计。

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