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    Y井區(qū)氣井生產(chǎn)動態(tài)分析及低產(chǎn)井治理研究

    2015-09-07 06:03:08施里宇
    河南科技 2015年3期
    關(guān)鍵詞:排液氣井氣量

    施里宇

    (陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院,陜西 西安710069)

    Y井區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部,為低滲-超低滲砂巖、無邊水、底水定容彈性驅(qū)動巖性氣藏,縱向上依次發(fā)育有石盒子組、山西組、太原組和本溪組砂巖儲層,在平面與縱向上均表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性[1]。

    砂巖儲層孔隙類型70%~80%為粒間及粒內(nèi)溶孔,山西組孔隙度主要分布在4%~8%之間,滲透率主要分布在1×10-2~1×10-3μm2之間;下石盒子組孔隙度主要分布在8%~10%之間,滲透率主要分布在1×10-2~10×10-4μm2之間。儲層微裂縫較發(fā)育,使得儲層在普遍低孔低滲的背景下存在相對的高滲區(qū)。

    1 氣井分類

    關(guān)于氣井的分類,既有按無阻流量來分的,又有按地層參數(shù)來分的,還有結(jié)合產(chǎn)能與地層參數(shù)來分類的,其分類方法各有利弊[2]。

    由于本區(qū)氣井已經(jīng)投入開發(fā),按照井口產(chǎn)量來分類,能較好地體現(xiàn)氣井的生產(chǎn)能力,反映氣井真實的生產(chǎn)情況,本次分類采用此方法。從氣井分類統(tǒng)計表可以看出,Ⅰ類氣井僅占?xì)饩倲?shù)的10.2%,Ⅱ、Ⅲ類合計約占89.8%,氣井以Ⅱ、Ⅲ類為主,分類如下表所示。

    井別Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類日產(chǎn)氣量(104m3/d)≥3 1≤Qg<3<1井?dāng)?shù)(口)12 63 43百分比(%)10.2 53.4 36.4

    2 氣井產(chǎn)量貢獻率

    Y井區(qū)投產(chǎn)氣井118口,開采層位涉及本氣田發(fā)現(xiàn)的盒8、山1、山2、本溪等4個層位,其中以山2、本溪為主力層位,大部分氣井都是單層開采。

    所有氣井均采用油管采氣、油管注醇的方式進行生產(chǎn)。正常生產(chǎn)情況下日產(chǎn)氣量約150.0×104m3/d。氣井平均單井日產(chǎn)氣量為1.7×104m3/d。氣井平均壓降速率在0.032MPa/d,平均氣水比為20.5×104m3/m3。

    統(tǒng)計不同類型氣井的產(chǎn)量貢獻,Ⅰ類氣井僅占10.2%,產(chǎn)能貢獻率達到了38.6%,Ⅱ類氣井占53.4%,產(chǎn)能貢獻率達到了51.9%,Ⅲ類氣井占36.4%,產(chǎn)能貢獻率僅占9.5%。

    3 典型井分析

    3.1 Ⅰ類氣井生產(chǎn)特征

    此類氣井山2層砂體厚度一般都在12m以上,通常按無阻流量的1/12配產(chǎn)。這類氣井有一個顯著的特點就是氣井進站壓力下降緩慢,氣井平均壓降速率為0.007MPa/d,氣井關(guān)井后壓力能迅速恢復(fù)。由于井口產(chǎn)量較大,該類氣井油套壓差保持在合理范圍內(nèi),井底沒有積液。

    典型Ⅰ類氣井如圖1所示,該井在2013年11月2日前,產(chǎn)氣量在12×104m3/d以上,井口壓力由16.5MPa下降到12.3MPa,為了保護高產(chǎn)井,發(fā)揮高產(chǎn)井在用氣高峰期的調(diào)峰作用,逐步下調(diào)產(chǎn)量,2013年12月5日后,單井日產(chǎn)降至目前的4×104m3/d~5×104m3/d,目前氣井油套壓力保持穩(wěn)定。

    Ⅰ類氣井井?dāng)?shù)少、產(chǎn)量大、產(chǎn)能貢獻率高。該類井生產(chǎn)穩(wěn)定,易于管理,是氣田主力產(chǎn)氣井。由于該類井能在短時間內(nèi)起到快速調(diào)峰作用,因此,應(yīng)對其實施保護性開采,在供氣量較低時,可降低配產(chǎn)或關(guān)井。

    3.2 Ⅱ類氣井生產(chǎn)特征

    此類氣井山2層砂體厚度一般都在8~12m左右,本溪組砂體厚度一般都在8~14m左右,通常按無阻流量的1/6~1/10配產(chǎn)。該類氣井壓降速率介于0.015~0.03MPa/d。Ⅱ類氣井?dāng)?shù)比例較多,該類井生產(chǎn)相對平穩(wěn),部分氣井產(chǎn)量小于最小攜液流量的氣井,存在井底積液問題[3]。

    如圖2所示,該氣井日產(chǎn)量控制在1.0×104m3/d左右,氣井運行較為平穩(wěn),由于產(chǎn)氣量達不到攜液臨界流量,油套壓會達到1.5MPa以上。2014年10月1日后,每當(dāng)進行提產(chǎn)排液或泡排措施后,產(chǎn)水量加大,油壓上升,油套壓差明顯減少[4]。

    此類氣井需密切觀察氣井油、套壓力變化,判斷是否有井底積液情況出現(xiàn),以保證生產(chǎn)平穩(wěn)運行。對于該類氣井,應(yīng)采取排液措施,以保證氣井平穩(wěn)生產(chǎn)。

    3.3 Ⅲ類氣井生產(chǎn)特征

    此類氣井山2層砂體厚度一般都在8m以下,本溪組砂體厚度一般都在8m以下。按無阻流量的1/5配產(chǎn),氣井壓降速率一般大于0.03MPa/d。該類氣井產(chǎn)水少或不產(chǎn)水,但不代表地層不出水。這類氣井油套壓差較大,顯示井底有積液。在生產(chǎn)過程中,放大氣井瞬時流量進行提噴是排出積液的有效辦法之一。

    典型井如圖3所示,該氣井日產(chǎn)量通常在0.5×104m3/d左右,基本不能連續(xù)生產(chǎn)。對于該類井應(yīng)考慮補層補孔作業(yè),提高儲層動用程度,提高單井產(chǎn)量[5]。

    圖3 Ⅲ類氣井生產(chǎn)特征

    4 低產(chǎn)井治理

    4.1 補層分壓技術(shù)

    Y170井原開采層位為山2,日產(chǎn)量為0.8×104m3/d,通過精細(xì)地層對比,2014年4月補層山1、盒8,補層壓裂后日產(chǎn)量提高至3.3×104m3/d,補層分壓措施效果明顯,如圖4所示。

    圖4 Y170井補層前后產(chǎn)量對比

    4.2 間歇提產(chǎn)排液技術(shù)

    通過Y井區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)場的不斷摸索和調(diào)整,對16口低產(chǎn)井實施了間歇開井制度,使低產(chǎn)積液井由停產(chǎn)或半停產(chǎn)狀態(tài)轉(zhuǎn)為生產(chǎn)狀態(tài),提高了單井產(chǎn)氣量和開井時率[6]。其中S9井在2013年2月前處于低水平生產(chǎn)狀態(tài),日產(chǎn)氣0.2×104m3/d、不產(chǎn)水;2013年3月至8月處于半停產(chǎn)狀態(tài);2013年11月之后,建立了“開一天、關(guān)二天”的間歇開井制度,平均日產(chǎn)氣0.5×104m3/d、日產(chǎn)水0.1m3;油套壓差減小,實現(xiàn)了氣井的正常帶液生產(chǎn),如圖5所示。

    圖5 試9井綜合采氣曲線圖

    5 結(jié)論

    通過上述分析,可以得到以下幾點結(jié)論:

    ①Ⅰ氣井所占比例較小,產(chǎn)能貢獻率較大,此類氣井關(guān)井后壓力恢復(fù)能力較強,井底沒有積液。

    ②Ⅱ、Ⅲ類氣井壓降速率較大,要及時采取排液措施。

    ③補層分壓措施和間歇提產(chǎn)排液措施能有效治理低產(chǎn)氣井。

    [1]吳雪超,等.鄂爾多斯盆地延長天然氣探區(qū)山西組山2段成巖相及優(yōu)質(zhì)儲層研究[J].天然氣地球科學(xué),2012(6):1004-1010.

    [2]趙素惠,等.蘇里格氣田氣井分類方法研究[J].天然氣技術(shù),2010(4):11-13.

    [3]黃炳光,等.氣藏工程分析方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.

    [4]李士倫.天然氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.

    [5]姚軍,等.延長低滲致密氣藏采氣工藝初探[J].延安大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2014(4):61-64.

    [6]姜瑞忠,等.低滲透油藏壓裂井生產(chǎn)動態(tài)分析[J].特種油氣藏,2013(1):52-55.

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