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摘 要： 摘要近幾年，埃克森美孚石油公司在南美洲圭亞那海域的Stabroek區塊發現大量深水油氣資源。在2018年全球十大油氣田發現中，有5個來自Stabroek區塊，其中中國海油在該區塊有25%的權益。該區塊的油氣資源普遍存在超深水、儲層疏松、儲層數量多、存在瀝青質析出
摘要近幾年，埃克森美孚石油公司在南美洲圭亞那海域的Stabroek區塊發現大量深水油氣資源。在2018年全球十大油氣田發現中，有5個來自Stabroek區塊，其中中國海油在該區塊有25%的權益。該區塊的油氣資源普遍存在超深水、儲層疏松、儲層數量多、存在瀝青質析出風險、完井管柱復雜的特點，針對這些難點和特點，該項目在井身結構設計、防砂設計等方面形成了一套鉆完井關鍵技術，本文對該油氣田鉆完井方案進行了介紹和剖析，對于其他深水油氣田的開發具有一定的借鑒意義。
關鍵詞圭亞那;深水;鉆完井;智能完井;瀝青質;井身結構
0引言
圭亞那Stabroek區塊距離海岸約190km處[1]，作業者埃克森持有45%的權益，中海油持有25%的權益。在2018年全球十大油氣田發現中，有5個來自Stabroek區塊。Stabroek油氣田為超深水油氣田，目前在鉆探井，最淺水深約是1600m，最深水深超過2700m[1]。參與這一項目，不僅為中海油帶來可觀的油氣產量增長，也將為中海油在超深水項目的開發及運營管理上帶來一定經驗。目前該區塊一期項目正在緊張的實施過程中，項目采用水下生產系統+FPSO(浮式生產及儲油裝置)的模式[2]。本文對該油氣田鉆完井方案進行了介紹和剖析，對于其他深水油氣田的開發具有一定的借鑒意義
1鉆完井難點分析
圭亞那Stabroek區塊處于深水區，存在多套高滲砂巖儲層，該區塊的鉆完井存在以下一些難點：(1)超深水：油氣田水深范圍1600～2700m，屬于超深水的范圍，對鉆完井安全作業和設備的選擇要求更高。
(2)鉆井難度高：儲層垂深超過5400m(均以海平面為深度起始點)，為盡可能暴露儲層，提高產能，采用近水平井的大斜度定向井高效開發，儲層段井斜角達88°;開發井深度多在7000m以上，最大井深近9000m;儲層上方存在一個異常高壓層段，較儲層段的鉆井液密度高0.07g/cm3。
(3)生產管柱復雜：高速注水開發，采油井產量亦較高，地面設施及管線對出砂量有嚴格要求，防砂方式及作業必須滿足超深水井長期安全可靠生產的要求;需要接入大量管線，如控制管線、各種化學藥劑注入管線、井下溫壓數據傳輸管線等。
(4)井筒流動保障風險大：瀝青質存在于儲層中，井筒中存在瀝青質析出的風險，需要針對性的考慮應對瀝青質析出的策略。
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2鉆井關鍵技術分析
2.1水下生產系統布局模式優選
該區塊存在多個開發層位，造成井數眾多，對于水下生產系統的布局提出了更高的要求。
1947年美國第一次提出水下生產系統概念，水下生產系統技術已成為經濟高效開發邊際、深海油氣田的關鍵技術。目前主要存在四種典型水下生產系統布局[3]：①集中式基盤;②叢式井管匯;③單井回接;④鏈式布置。集中式基盤模式系統靈活性較差，500m以上水深中不常見。單井回接適用于已建設施周邊的小規模、高度分散、邊際油氣藏的開發或者單井產量較高，受工程管線尺寸限制的超大型油田;而鏈式布置通常應用于含有兩個或多個衛星井、叢式井管匯或集中式基盤管匯，通過海底管道和臍帶纜連接在一起，串聯后回接到依托設施。叢式井管匯目前已經成為深水水下生產系統布局中的主要發展形式，井口位置可集中可分散，可根據油藏靈活調整;水下井口的叢式井組合方式通常為3～8口水下井口分散地布置在中心管匯的周圍，采油樹和管匯之間通過跨接管(Jumper)連接，主管線少;水下設施分批到貨分批投資、采油樹間距大方便后期維修等。
圭亞那項目選用叢式井管匯的模式，便于采辦施工，更加靈活的滿足油藏要求。
2.2井身結構設計
深水條件下的井身結構設計，除了常規淺水和陸地鉆井設計中要考慮的問題之外，還有大量深水特有的挑戰和問題，主要表現在破裂壓力低、密度窗口小、淺層氣、淺水流、圈閉壓力(annuluspressurebuildup，APB)、井眼清潔等一系列問題。
深水井套管層次及下深的確定通常采用自上而下法[4]。由于深水鉆井中地層破裂壓力梯度較低，采用自上而下法可以為后續鉆井作業提供足夠的備用套管層次空間，以應對可能出現的意外情況.由于一般情況下水下井口懸掛套管層次限制為4層，為保證后續井眼尺寸以及鉆進中出現意外復雜情況時能實施臨時技術措施，深水鉆井中廣泛使用了隨鉆擴眼技術，采用懸掛尾管等方式能夠適當增加井身結構開次;深水井通常針對特殊層位，設計備用井身結構;考慮深水井產量和完井方式，完井套管尺寸較大。深水井身結構設計中底層套管尺寸一般不低于7″。
典型的深水井井身機構如表1所示
對于難度較小的深水井，可選的簡化的井身結構如表2所示[5]。
對于一些復雜的深水井，可以選擇強化的深水井身結構，增加套管層次，如表3所示[5]。
圭亞那開發井雖然井深較深，但是根據探井的作業經驗以及孔隙壓力、破裂壓力的預測結果，采用4層井身結構可以滿足生產要求，并考慮生產管住的間隙要求，推薦水平段采用裸眼完井。同時考慮到作業風險，增加一層117/8″尾管作為備用。
對于圈閉壓力的控制，目前常用的風險較低和較為經濟的控制方法主要是[6]：①安裝破裂盤，相鄰環空的壓差將破裂盤打開，將環空圈閉壓力釋放到井口或者地層;②增加環空可壓縮性，采用可壓縮隔離液;③釋放壓力，水泥不返至上層套管鞋，該方法需要滿足水泥環必須有效封隔油氣水層等。圭亞那項目選擇控制水泥返高的方式來控制圈閉壓力。133/8″中間套管以及103/4″×95/8″生產套管的返高均低于上層套管鞋以減輕圈閉壓力。
3完井關鍵技術分析
3.1防砂方式選擇
該區塊的巖石力學試驗表明，油田儲層為疏松砂巖，生產井和注入井都需要防砂措施。生產井防砂方式在礫石充填和優質篩管+膨脹封隔器+井下流量平衡器(inflowcontroldevice，ICD)之間進行選擇，需要根據單井的具體需求來確定防砂方式，注入井防砂方式為優質篩管+膨脹封隔器+ICD。部分井考慮智能完井，智能完井的形式仍在進一步的研究中。
在對長水平段進行裸眼礫石充填作業時，采用NAFPac(非水基完井夜)，確保礫石充填充分和井壁穩定。獨立篩管防砂時采用ICD使生產剖面或注入剖面更為均勻。
3.2井筒流動安全保障
本區塊預測近井地帶或者下部完井管柱容易結蠟，注汽過程中儲層中可能會有結蠟現象。流動安全保障方面，通過注入管線進行防垢化學藥劑注入，所有的生產井均需要安裝防垢藥劑注入閥。井下安全閥安裝避開水合物形成位置，在采油樹位置注甲醇消除水合物，不再在井下安裝甲醇注入閥。通過注入管線注入瀝青質抑制劑[7]，所有生產井均需要安裝瀝青質抑制劑注入閥，對于瀝青質抑制溶劑的優選還需要進一步開展工作。同時，在井下安全閥處注入二甲苯防止瀝青質析出，確保井下安全閥不受瀝青質影響。井下安全閥采用非自平衡式，需要打壓來保持開啟狀態。
3.3清井返排
清井是為了排出井筒內的完井液;將鉆完井期間侵入油藏的鉆完井液、雜質等生產出來。
圭亞那項目考慮到清井返排到鉆井船的風險及昂貴的費用，生產井完井后不立即返排，后期返排一定量的無固相完井液(包含一些緩蝕劑、除氧劑和殺菌劑)到FPSO。注水井不需返排到FPSO或者鉆井平臺上，注入水直接壓開泥餅注入地層即可。注氣井不需返排到FPSO或者鉆井平臺上，采用酸溶性鉆井液儲層段，下部完井后，裸眼段替入含酸前置液清除泥餅。類似清井返排處理措施在墨西哥深水區域也常有應用，實踐表明生產井完井后不立即返排并不會污染儲層。
這也是影響該油田產能的一個風險因素。需要根據實際的效果進行進一步的評價工作。
4結語
(1)根據探井的作業經驗以及孔隙壓力、破裂壓力的預測結果，圭亞那項目采用4層井身結構可以滿足生產要求，同時考慮到作業風險，增加一層117/8″尾管作為備用。
(2)圭亞那需要采用瀝青質抑制劑來緩解瀝青質沉積，如果不能充分緩解瀝青質沉積，生產井將用二甲苯作為補救措施。如果結蠟在近井地帶導致產量損失，可以通過修井作業做二甲苯浸泡來消除結蠟。
(3)圭亞那項目考慮到清井返排到鉆井船的風險及昂貴的費用，生產井完井后不立即返排，后期返排一定量的無固相完井液到FPSO，這也是影響該油田產能的一個風險因素。需要根據實際的效果進行進一步的評價工作。
(4)圭亞那深水油田的開發經驗可以為其他深水油氣田的開發提供一定的借鑒。