海上大位移气井低压储层高效清喷技术

张波涛

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570100）

摘  要：随着海上气田进入中后期，低压、弱能量气藏比例上升，大位移井因其控制储量优势逐渐成为主要低压储层的开发方式。低压储层常见压力系数<0.5，井筒积液占可排体积的60%~85%，最小可利用压差仅1~2MPa，导致自喷困难，传统诱喷成功率偏低。基于现场工程实践，提出并工程化应用“连续油管分段气举卸液+泡沫排液清喷”组合工艺。在不诱发地层漏失的前提下，该技术将井筒混合流体密度由约1.05g/cm³降低至0.55～0.65g/cm³，累计排液量提升至可排体积的70%以上，使储层有效压差增加2～3MPa，最终实现了低压大位移气井的稳定清喷与点火。该方法为类似海上条件下低压储层早期投产提供了可借鉴的技术路径。

关键词：海上气井；大位移井；低压储层；高效清喷

0 引言

随着海上气田进人中后期，气藏能量衰竭与压力下降成为普遍现象，低压、弱能量气藏在总储量中的比例显著上升，典型压力系数多在0.3~0.5之间。与此同时，为提高单井控制储量和动用程度，工程上普遍采用大位移井与长水平段井，且超长井筒带来的摩阻增大、井段起伏和完井液/积液残留，使井筒形成高液柱负荷，液柱压力可达12~18MPa，而衰竭气藏可利用有效压差往往<10MPa，部分井仅剩1～2MPa的可用压差，导致气相通道难以建立，常出现自喷和点火困难、作业周期延长的情况。海上作业环境对井控、承压能力、平台空间与安全风险有严格约束，因而清喷作业必须在严格防漏前提下开展。传统的整体气举或循环排液在高积液、低压且漏失敏感的工况下效果有限，现场成功率常<50%，且易导致多轮重复作业或改用更高风险/高成本工艺。基于此，亟须一种既能在有限扰动下有效削弱液柱压力，又能大幅降低井筒混合流体密度的可控清喷方案，以在保证地层安全的同时，提高排液效率与诱喷成功率。

本文基于近年海上工程实践，提出并验证“连续油管分段气举卸液+泡沫排液清喷”的组合工艺。该方案以针对性分段卸液降低局部液柱负荷为前提，通过泡沫体系显著降低混合流体密度并强化携液，从而逐步建立气相主导通道，实现稳定清喷与点火。本文将详细阐述该方法的原理、施工流程、监测要点及典型井的工程验证结果，为类似低压、大位移海上气井的高效投产提供可复制的技术路径和工程实施依据。

1 储层特点与清喷难点

1.1 地层压力与承压特征

当气藏开发进人中后期，气藏能力下降，常见压力系数多<0.5，远低于常规气藏（1.0以上）。井底压力明显不足，通常可利用的有效压差低，难以克服完井液所形成的高液柱压力。此外，套管鞋与裸眼段承压能力有限，稍高的循环排量或井底压力波动即可诱发漏失，使储层能量进一步下降，加剧清喷困难。

1.2 井身结构与井筒动力学特征

大位移井水平位移通常超过2000，水垂比可达2.0左右，井筒总长度超4000m，如此超长井筒导致摩阻增幅1.5~2.0倍，流体易在套管段、水平段和筛管附近形成稳定积液区。现场统计表明，完井后井筒内60%~80%的可排体积易被残余完井液占据，使井底驱动力进一步减弱，甚至处于“无压差可用”的状态。

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