(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

完井作业是海上油气田开发中的一个关键环节，不同的完井方式对油气田开发的经济效益有决定性的影响。裸眼完井技术避免了射孔作业给储层带来的伤害，增大储层段的泄油面积，提高单井产能，大幅度降低钻完井作业成本。然而，裸眼井在生产过程中存在井眼失稳、井壁垮塌等现象，影响分层开发效果，因而在海上油气田智能井中应用较少。

巴西超深水盐下碳酸盐岩油藏[1-2]岩石强度高，以测井数据反演岩石力学参数，采用理想弹塑性本构方程，以Mohr-Coulomb准则判据，模拟裸眼井井壁在不同生产压差下的塑性屈服区域大小，对裸眼完井的可行性进行论证。同时，针对该区域的物性特征及开发要求，设计适用于该区块的裸眼智能完井管柱。

1 油藏特征及其完井现状

巴西盐下油气藏发现于2006年，主要分布在Campos盆地和Santos盆地[3]，距离里约热内卢海岸约290 km，水深在1 900～2 400 m，属于超深水海域。储层埋深约5 500 m；厚度约300 m；岩性以生物灰岩、贝壳灰岩为主，非均值性较强。油藏位于巨厚膏盐层之下，部分区域岩层厚度达2 000 m；存在CO2，体积分数高达45%；H2S体积分数15×10-6～100×10-6。油藏压力在55.2～ 68.9 MPa(8 000～10 000 psi)，地层温度90～100 ℃[4]。

巴西盐下碳酸盐岩油藏主要采用套管射孔智能完井[6]，分2～3个完井层位，采用直接液压控制方式。以两层智能井为例，首先采用射孔作业打开储层，然后下入智能完井管柱。利用2个井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)实现2个层位的流量控制；3条液压控制管线(2条打开管线和1条背压管线)实现井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)的开启和关闭。各层安装井底温度压力计，用于监测油管和环空的温度、压力。在节流阀(ICV-Interval Control Valve)上游安装工作筒，通过管线注入化学药剂，避免或减少井底结垢、析蜡、沥青质沉淀等流动保障问题。各层之间采用穿越封隔器进行封隔，实现分层开采。

该种完井方式作业时间长，2014年，单井平均完井工期67 d[7]，完井成本高。射孔作业对储层伤害大，该区块评价井DST测试(Drill Stem Test)射孔后表皮系数高达25。PLT(Production Logging Test)显示，整个储层段均有流体产出，存在较强的供液能力。为了降低完井费用，提高单井产能，有必要对完井方式进行优化。

2 裸眼完井可行性分析

2.1 单轴抗压强度

储层岩石力学及强度特性是井壁稳定分析的重要依据。对于碳酸盐岩，国内外学者提出多个单轴强压强度计算模型，如Militzer模型、Ghawar模型、Golubev模型、Rzhewski模型等[4-7]。通过细致分析各个参数，并进行大量对比，建立适合巴西盐下碳酸盐岩储层的岩石强度参数计算模型，以便真实反映地层特性[8]。

选择最为接近实测数据的碳酸盐岩单轴抗压强度计算公式[9]为：

σc=135.83·e-4.8 P

式中：σc为单轴抗压强度，MPa ；P为孔隙度，可以通过测井资料获取。

计算得到巴西盐下碳酸盐岩储层岩石单轴抗压强度在45.96～130.62 MPa(如图1所示)，生产过程中井壁失稳风险较小，有利于采用裸眼完井。

图1 储层岩石单轴抗压强度

2.2 有限元软件井壁稳定性分析

利用有限元软件ANSYS，模拟储层在生产过程中生产压差的变化对井壁稳定性的影响。

1) 模型建立。

采用理想弹塑性本构方程，利用Mohr-Coulomb准则判断岩石是否发生塑形屈服。ANSYS模型采用六面体实体单元对几何模型进行划分，共获得9 925个节点和9 300个单元，考虑到井眼的对称性，取模型的1/4，如图2。

2) 岩石力学参数。

利用测井资料反演岩石泊松比、弹性模量、抗压强度、内聚力和内摩擦角的公式[9]，对巴西盐下多口井的测井资料反演得到碳酸盐岩的岩石力学参数如表1。将这些参数输入三维有限元软件ANSYS建立的模型中，进行生产过程中裸眼完井的井壁稳定性分析。

图2 有限元计算模型

表1 基础数据

3) 不同生产压差下的井壁稳定性模拟分析。

巴西盐下碳酸盐岩油藏储层厚度大，以直井开发为主。取生产压差分别为5 、10、15、20 MPa，模拟井眼生产过程中的的井壁稳定性，并利用软件导出不同生产压差下井壁塑性区分布图(如图3～4)。

图3 生产压差5～10 MPa下井壁塑性区分布

图4 生产压差15～20 MPa下井壁塑性区分布

井型生产压差/MPa极限井眼扩大率/%直井50直井100直井151.5直井204.4直井259.4

模拟结果表明，巴西盐下碳酸盐岩油藏储层岩石在原地应力作用下原岩的力学强度比较高，生产压差低于10 MPa时，井壁岩石发生塑形屈服区域小。通过控制生产压差，能避免裸眼井井壁失稳的现象发生，裸眼完井在该区域可行。

3 裸眼智能完井管柱设计

智能完井技术通过安装在井下的、间隔分布于整个井筒中的井下温度、压力、流量等传感器组对井下参数进行监测，收集井下数据，同时在地面对井下装置，如井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)进行遥控，实现不同层位流体的流动控制。主要特点是在地面对井筒进行遥测遥控，从而使测量更精确，油井管理更科学，优化生产过程[10]。

智能完井工艺普遍用于套管射孔井当中。少部分井采用裸眼完井+智能完井的方案，然而，对储层的分层/分段多在套管段完成，即把层间隔离封隔器坐封在套管内，通过外罩型ICV[11]或其它改进的方式，实现对不同层位的控制。把封隔器坐封于裸眼段，对储层进行分层/分段的智能完井案例较少。

针对巴西盐下碳酸盐岩设计裸眼智能完井管柱，采用如下原则：

1) 井下安全阀。

在油管上增设地面控制井下安全阀，以应对海上生产设施发生火灾、断电等非正常情况。在遇到地震、冰情、强风等不可抗拒力而需要关井时，通过控制系统，人为关闭井下安全阀。且当控制管线破裂、控制系统断电等情况时，安全阀可自动关闭，从而关断井中流体。

2) 直接液压控制的智能完井系统。

相对于电控智能完井，直接液压控制系统存在控制管线多，井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)反应速度慢，需要地面控制柜等缺点。但是，该技术最为成熟，应用最多。文献[13]统计800多口智能井，其中超过95%的井采用了直接液压控制方式。

由图6可知，支架的最大位移为8.27 mm，出现在顶梁的中间部分，但最大位移与顶梁整体长度5 300 mm相比，变形量几乎可以忽略，伸缩梁的最大位移也较大，约为6 mm；支架的最大应力为737.84 MPa，出现在护帮千斤顶与护帮板的连接处，同时护帮千斤顶与伸缩梁的连接处应力也较大，约为458 MPa，两者没有超过材料的屈服强度(890 MPa)。故支架比较脆弱的部分为顶梁、伸缩梁(位移较大)和护帮千斤顶与护帮板、伸缩梁连接的部分(应力较大)。由有限元分析的结果可知，支架整体的结构和强度均能满足旗山矿的煤田地质条件，该支架能够完成综掘巷道支护任务。

巴西盐下碳酸盐岩油藏离岸距离较远，海水深度较大，修井作业费用昂贵。直接液压控制智能完井系统符合安全、可靠、经济的要求，能够满足生产需要。

3) 分层开采。

在裸眼段下入衬管+打孔管，在衬管+打孔管上连接管外封隔器，把管外封隔器坐封在隔夹层段，实现对储层段的分层。巴西盐下碳酸盐岩储层强度较高，井壁稳定性好，可以满足管外封隔器坐封的要求。

衬管+打孔管连接密封筒，配合油管携带的插入密封实现油井的分层开采。

4) 井底温度压力监测。

安装井底永久式温度压力计(Permanent Downhole Temperature and Pressure Gauge PDG)，实现对油套环空以及油管内部的温度、压力监控，以更加直观的了解各个层位的生产状况。

每个层位安装1个永久式温度压力计，所有井底温度压力计使用一根电缆实现数据的传输。

5) 化学药剂注入阀。

碳酸盐岩储层，井下结垢风险较大，后期储层见水易出现CaCO3和BaSO4等无机垢沉淀，从而影响井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)的开关。在完井管柱上安装注入阀，注入化学药剂以抑制无机垢的生成。

在该区块的智能井，设计对每层安装了1个化学药剂注入阀，针对每层注入化学药剂。

裸眼智能完井管柱如图5所示。

图5 裸眼智能完井管柱示意

上部完井管柱携带2个节流阀(ICV-Interval Control Valve)实现上下2个层段的分层控制。上部层位流体通过衬管上的滑套，流入油套环空，然后流经1# ICV进入油管内部；下部层位流体通过打孔管直接进入油管，流经2# ICV进入上部油管。最终，上下两层的流体在上部油管汇合，流至井口。

两个化学药剂注入阀1# CIV(Chemical Injection Valve)和2# CIV(Chemical Injection Valve)分别位于1# ICV和2# ICV的上游，其中1# CIV向油套环空注入化学药剂，注入的化学药剂随着流体流经1# ICV；2# CIV向油套内部注入化学药剂，注入的化学药剂直接流经2# ICV。注入的化学药剂降低无机垢在ICV处形成的风险。

两个永久式井底温度压力计1# PDG和2# PDG分别位于1# ICV和2# ICV的下游，用于监测上部层位流体和下部层位流体流入油管的温度和压力。

4 经济效益

相对于套管射孔智能井方案，裸眼智能完井技术增加了下入衬管+打孔管的作业时间，但是减少了尾管下入、尾管固井，以及射孔和射孔后刮管洗井的时间。

巴西盐下碳酸盐岩油藏平均井深5 640 m，储层厚度约320 m。估算两种智能井方案的钻完井作业工序，同时对作业时间进行对比。

以最后一开钻井作业结束为起点，对比两种智能完井方案的作业时间，结果表明，裸眼智能井方案比套管射孔智能井方案，单井时间减少7.5 d，单井节约钻完井费用约800万美元。

5 结论

1) 巴西盐下碳酸盐岩油藏储层岩石的力学强度较高，井径曲线规则；数值模拟表明，在生产压差15 MPa时，极限井眼扩大率为1.5%，发生塑形屈服区域小，井壁稳定性好。通过控制生产压差，能避免裸眼井井壁失稳的现象发生，裸眼完井在该区域可行。

2) 采用裸眼智能完井技术，通过裸眼段的衬管+打孔管，同管外封隔器、油管插入密封配合，实现对油层的分层开采；液压控制井下节流阀(ICV-Interval Control Valve)、井下安全阀、井底永久式温度压力井(PDG- Permanent Downhole Temperature and Pressure Gauge)、化学药剂注入阀等工具共同作用，实现油井安全、可靠、经济的生产。

3) 在巴西盐下碳酸盐岩实施裸眼智能完井工艺，增大了油层泄流面积，避免了射孔作业对储层的伤害，并节约了作业时间。相对于套管射孔智能完井，单井节约钻完井工期约7.5 d，节约钻完井费用800万美元，能较大幅度的降低钻完井作业成本。