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    高含水致密凝析氣藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用
    ——以四川盆地安岳氣田須家河組氣藏為例

    2024-03-15 06:24:18張文彪楊通水雷一文
    天然氣勘探與開發(fā) 2024年1期
    關(guān)鍵詞:氣舉凝析油產(chǎn)水

    羅 炫 張文彪 嚴(yán) 鴻 楊通水 雷一文

    1.中國(guó)石油西南油氣田公司蜀南氣礦 四川瀘州 646000

    2.天府永興實(shí)驗(yàn)室 四川成都 610213

    0 引言

    四川盆地安岳氣田上三疊統(tǒng)須家河組二段氣藏儲(chǔ)層物性較差,砂體橫向不連續(xù),局部裂縫發(fā)育,氣藏整體連通性差,氣井穩(wěn)產(chǎn)能力較弱[1-3]。在生產(chǎn)過程中,氣井普遍產(chǎn)地層水,凝析油不斷析出并在近井地帶聚集,造成儲(chǔ)層滲透率下降,凝析油采收率降低[4]。由于氣井地層能量供給不足,單井控制儲(chǔ)量普遍較小,同時(shí)受產(chǎn)水不規(guī)律、復(fù)雜井身結(jié)構(gòu)、地面油氣水混輸?shù)纫蛩刂萍s,氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排水工藝的地質(zhì)條件。因此,基于氣藏儲(chǔ)層物性、流體及產(chǎn)液動(dòng)態(tài)特征,有針對(duì)性地選擇工藝措施穩(wěn)產(chǎn)。

    1 氣藏概況及穩(wěn)產(chǎn)制約因素

    1.1 氣藏概況

    安岳氣田位于四川盆地川中—川南過渡帶華鎣山西側(cè)的單斜構(gòu)造上,構(gòu)造形態(tài)為一自南西向北東下傾的平緩斜坡,區(qū)內(nèi)發(fā)育多個(gè)圈閉面積小、閉合度低的小規(guī)模潛高。工業(yè)產(chǎn)氣層為上三疊統(tǒng)須家河組二段,沉積厚度80~200 m,中部平均埋深2 200 m。儲(chǔ)層巖性以巖屑長(zhǎng)石砂巖及長(zhǎng)石巖屑砂巖為主,孔隙度介于6%~10%,平均孔隙度為7.45%;滲透率介于0.01~1.00 mD,平均滲透率為0.31 mD。儲(chǔ)集空間類型以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主,裂縫局部較發(fā)育,儲(chǔ)層類型為孔隙型和裂縫—孔隙型。儲(chǔ)層厚度變化較大,介于1~18 m,單層厚度主要分布在2~7 m,平均厚度5.39 m;縱向上多層,鉆遇層數(shù)主要分布在1~4層,平均鉆遇2~3層,橫向連續(xù)性差,呈透鏡狀展布。產(chǎn)出流體以天然氣為主,伴生凝析油,普遍產(chǎn)少量地層水。

    1961年發(fā)現(xiàn)安岳氣田須二段氣藏,截至2022年底共獲工業(yè)氣井128口,井均動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量小于0.45×108m3,產(chǎn)氣18×104m3/d,產(chǎn)油15 t/d,產(chǎn)水123 m3/d,氣藏累積產(chǎn)氣33.04×108m3,累積產(chǎn)油41.9×104t,累積產(chǎn)水91.6×104m3,綜合油氣比1.27 t/104m3,綜合水氣比2.77 m3/104m3。

    早期受技術(shù)條件限制,鉆井獲氣成功率不到30%,氣藏獲氣井少,產(chǎn)量較低。從2004年開始,隨著四川盆地須家河組低孔、低滲砂巖鉆、試、采工藝技術(shù)不斷提高,通過部署三維地震勘探,須家河組勘探獲得重大突破,氣藏從2006年開始投入規(guī)??碧介_發(fā),勘探成功率穩(wěn)步提升,至2013年新鉆井獲氣成功率已提高到96%。2012年開展車載壓縮機(jī)氮?dú)鈿馀e排液,拉開了氣藏工藝措施挖潛的帷幕。目前已開展完成電潛泵、車載式氣舉、柱塞氣舉、注氣吞吐等49口井穩(wěn)產(chǎn)措施作業(yè)。

    1.2 氣井穩(wěn)產(chǎn)制約因素

    1.2.1 地質(zhì)條件

    安岳氣田須二段氣藏儲(chǔ)層縱橫向分布變化大,非均質(zhì)性強(qiáng),橫向連續(xù)性差,呈透鏡狀展布。砂體物性變化導(dǎo)致生產(chǎn)井油氣水產(chǎn)量差異大,油氣水關(guān)系復(fù)雜,除西南部威東區(qū)塊外,氣藏整體連通性差。氣井儲(chǔ)層物性條件差,地層能量供給不足,單井控制儲(chǔ)量普遍較小,井筒存在積液,水體能量較強(qiáng),氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排水工藝的地質(zhì)條件。

    1.2.2 氣井?dāng)y液自噴能力下降

    氣井生產(chǎn)初期壓力高、產(chǎn)量大,但遞減較快,儲(chǔ)層存在反凝析現(xiàn)象,油氣比與近井區(qū)氣相滲透率降低明顯。Y101-X12井生產(chǎn)10 mon,油氣比由0.8 t/104m3降至0.5 t/104m3;Y101井投產(chǎn)1 a,遠(yuǎn)井區(qū)氣相滲透率0.35 mD,近井區(qū)降至0.25 mD。目前產(chǎn)氣量低于2×104m3/d的氣井占比高于90%,產(chǎn)水量低于20 m3/d的氣井占比也達(dá)到90%以上。

    1.2.3 井型多樣、井下管柱復(fù)雜

    安岳氣田須二段氣藏85%的氣井為斜井與水平井,其余為直井,井下生產(chǎn)管柱復(fù)雜,套管尺寸有?139.7 mm、?177.8 mm加?127.0 mm尾管等,大部分管柱帶有封隔器和節(jié)流器,制約了后期工藝增產(chǎn)措施的選擇和實(shí)施。

    2 單井注氣吞吐應(yīng)用

    在低滲凝析氣藏開發(fā)過程中,凝析油會(huì)在近井區(qū)析出、堆積,降低氣相滲透率,導(dǎo)致氣井產(chǎn)量降低甚至停產(chǎn),一般采用注氣吞吐來(lái)解除近井區(qū)的凝析油污染。其作用機(jī)理主要依靠注氣將凝析油擠往深部地層,擴(kuò)大氣相滲流通道,以及注入氣與地下濕氣混合,增加地層的氣體干度,從而達(dá)到凝析油超臨界抽提與多級(jí)接觸近混相驅(qū)替,降低近井區(qū)凝析油飽和度,使得反凝析現(xiàn)象減弱甚至消失[5-6]。

    2.1 注氣吞吐工藝實(shí)施的選井原則

    1)試井解釋、取樣分析等資料證實(shí)近井區(qū)存在較嚴(yán)重反凝析污染,產(chǎn)能明顯降低;

    2)與鄰井不連通,產(chǎn)水量低于20 m3/d;

    3)剩余動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量大于1 000×104m3,生產(chǎn)具有經(jīng)濟(jì)效益;

    4)地面工程及井筒狀況經(jīng)小幅改動(dòng)能滿足注氣需要,生產(chǎn)歷史清楚,能準(zhǔn)確計(jì)量。

    2.2 Y101井注氣吞吐實(shí)施情況

    2.2.1 第1次注氣吞吐實(shí)施情況

    ①2012年10月11日至25日為注氣階段。從油管向井底注氣,注氣前關(guān)井,油壓11.89 MPa,26日注氣完成,關(guān)井壓力升至13.16 MPa;②10月26日至11月20日進(jìn)行燜井;③11月21日開井復(fù)產(chǎn),定產(chǎn)為 1×104m3/d;④截至12月9日,共返排氣20×104m3,生產(chǎn)套壓由13.46 MPa降至11.60 MPa,生產(chǎn)油壓由 11.77 MPa降至9.5 MPa;⑤12月9日關(guān)井進(jìn)行壓恢試井(表1)。

    表1 Y101井第1次注氣吞吐實(shí)施主要參數(shù)表

    Y101井第1次注氣前進(jìn)行了24 d關(guān)井復(fù)壓,壓力恢復(fù)試井解釋近井區(qū)25 m范圍內(nèi)滲透率僅為0.034 mD,燜井結(jié)束生產(chǎn)17 d后再次進(jìn)行壓力恢復(fù)試井,試井曲線顯示近井區(qū)曲線整體下移,表現(xiàn)出近井區(qū)物性變好的特征,近井區(qū)滲透率提高到0.357 mD,相較注氣前相同產(chǎn)量,油套壓比注氣前提高5 MPa(表2)。

    表2 Y101井第1次注氣前后試井解釋參數(shù)對(duì)照表

    2.2.2 第2次注氣吞吐實(shí)施情況

    2013年10月實(shí)施第2次注氣吞吐,相較注氣前,日產(chǎn)氣由0.5×104m3升至1.0×104m3,生產(chǎn)油套壓由注氣前4.1 MPa提高到了注氣后7.0 MPa。由注氣前后2次壓力恢復(fù)試井解釋來(lái)看,近井區(qū)滲流能力得到較為明顯改善(表3)。兩次注氣吞吐作業(yè)凈增產(chǎn)天然氣527×104m3,凈增產(chǎn)凝析油150 t。

    表3 Y101井第2次注氣前后壓力恢復(fù)解釋結(jié)果對(duì)照表

    2.2.3 效果評(píng)價(jià)

    氣藏從2012年至2019年進(jìn)行了 6井次注氣吞吐,其中有5井次實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。其近井區(qū)的滲透率明顯得到恢復(fù),增加天然氣產(chǎn)量約1 200×104m3,增加凝析油產(chǎn)量約1 300 t。單井注氣吞吐施工作業(yè)成本較低,增產(chǎn)效果明顯。

    3 氣藏排水采氣對(duì)策思路調(diào)整及工藝應(yīng)用

    安岳氣田須二段氣藏早期在威東區(qū)塊的Y101-X10井和Y101-14-X1井采取整體強(qiáng)排水,其他區(qū)塊采取單井治水的對(duì)策。但通過工藝試驗(yàn)和對(duì)氣藏深化認(rèn)識(shí)后,認(rèn)為氣藏整體橫向連通性差,底水能量充足,應(yīng)分析井間連通關(guān)系,優(yōu)選剩余儲(chǔ)量較大的氣井,實(shí)施“邊控邊采、控水和采氣并重”的氣藏排水采氣對(duì)策[7-10]。

    3.1 電潛泵排水工藝應(yīng)用及評(píng)價(jià)

    威東區(qū)塊出水時(shí)間較早,日產(chǎn)水和累產(chǎn)水量大,氣井生產(chǎn)處于中后期,地層能量較低,底水沿裂縫水侵至產(chǎn)層,井底存在不同程度的積液。Y101-X12井須二段測(cè)井解釋為氣層,試油測(cè)試產(chǎn)氣94.49×104m3/d,未見地層水,2010年9月投產(chǎn),10月產(chǎn)氣30×104m3/d,產(chǎn)水30 m3/d。由于裂縫水侵,水產(chǎn)量日趨增大,到2011年3月產(chǎn)水量達(dá)到100 m3/d,產(chǎn)氣量下降到10×104m3以下。Y101-14-X1井須二段測(cè)井解釋為氣水同層,試油測(cè)試產(chǎn)氣25.2×104m3/d,產(chǎn)水235.2 m3/d,由于水體能量較大,在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)水淹停產(chǎn)。

    Y101-14-X1井于2012年4月8日開始投產(chǎn),投產(chǎn)當(dāng)月生產(chǎn)套壓15.76 MPa,生產(chǎn)油壓8.97 MPa,產(chǎn)氣9.62×104m3/d,產(chǎn)水91.7 m3/d,產(chǎn)油6.4 t/d。生產(chǎn)至2014年4月水淹停產(chǎn),生產(chǎn)套壓降至11.70 MPa,生產(chǎn)油壓降至3.46 MPa,產(chǎn)氣量0.15×104m3/d。2014年6月實(shí)施電潛泵機(jī)組入井施工,泵掛垂深1 838 m(斜深2 070 m,井斜角43°)。運(yùn)行初期,受氣體供給波動(dòng)大的干擾,電潛泵出現(xiàn)頻繁欠載停機(jī),改變電潛泵運(yùn)行模式,由頻率控制模式轉(zhuǎn)變?yōu)椤半娏飨拗?降頻躲氣”模式,降低了因“氣鎖”引起的停機(jī)次數(shù),實(shí)現(xiàn)排水50~60 m3/d,產(chǎn)氣9 000 m3/d。2015年2月,產(chǎn)水80~90 m3/d,產(chǎn)氣約2 400 m3/d,水處理和用電成本高,沒有經(jīng)濟(jì)效益而關(guān)井。

    工藝效果評(píng)價(jià):電潛泵排水采氣工藝能有效排出井底積液,恢復(fù)氣井產(chǎn)能。但由于投資大,運(yùn)行故障多,耗電量大,不利于水體能量較大的底水氣藏控水采氣,容易造成氣井嚴(yán)重水淹停產(chǎn),在此類氣藏應(yīng)用效果較差。

    3.2 車載壓縮機(jī)氣舉應(yīng)用及評(píng)價(jià)

    車載壓縮機(jī)氣舉是該氣藏最早采用的排水采氣工藝。

    Y110井于2011年4月30日投產(chǎn),投產(chǎn)初期生產(chǎn)套壓26.5 MPa,油壓6.8 MPa,產(chǎn)氣10.0×104m3/d,產(chǎn)凝析油5~15 t/d,產(chǎn)水2 m3/d。連續(xù)自噴生產(chǎn)至2012年2月,產(chǎn)水上升至40~70 m3/d,產(chǎn)氣降至2.8×104m3/d,降至0.5×104m3/d后水淹關(guān)井;關(guān)井復(fù)壓后于9月10日開井,間歇生產(chǎn)至11月21日再次水淹關(guān)井。2012年11月27日,利用車載壓縮機(jī)配合制氮車對(duì)該井實(shí)施氮?dú)鈿馀e排液,12月4日恢復(fù)正常生產(chǎn),產(chǎn)氣4.5×104m3/d,產(chǎn)水100 m3/d。

    Y101-76-H1井于2012年12月13日投產(chǎn),2013年9月7日油壓降至5.1 MPa,和輸壓持平,水淹停產(chǎn)。2013年9月30日測(cè)得地層壓力16.2 MPa,液面井深1 705.5 m,液注高度632.5 m;于同年11月12日在油管2 240 m處射孔,連通油套管;18日通過2臺(tái)氮?dú)廛嚺c1臺(tái)壓縮機(jī)氮?dú)鈿馀e復(fù)活,初期產(chǎn)氣7×104m3/d,產(chǎn)油7 t/d,產(chǎn)水30 m3/d。

    2021年至2022年,總共對(duì)該氣藏29口井實(shí)施了車載壓縮機(jī)氣舉排水作業(yè),共計(jì)增加氣產(chǎn)量約1 535×104m3,增加油產(chǎn)量約1 786 t。

    工藝效果評(píng)價(jià):車載壓縮機(jī)氣舉能夠有效清除井底積液,在實(shí)際生產(chǎn)應(yīng)用中效果好,是目前該氣藏的主要排水采氣措施。但受到壓縮機(jī)數(shù)量和儲(chǔ)層低滲特征的制約,氣田開發(fā)生產(chǎn)中無(wú)法連續(xù)氣舉,主要適用于停產(chǎn)井的復(fù)產(chǎn)作業(yè)。

    3.3 柱塞氣舉排液應(yīng)用及評(píng)價(jià)

    柱塞氣舉工藝作為一種經(jīng)濟(jì)、環(huán)保、操作維護(hù)簡(jiǎn)單方便的排水采氣工藝,在該氣藏有較長(zhǎng)應(yīng)用歷史,老井穩(wěn)產(chǎn)方面具有良好應(yīng)用前景[11-14]。

    Y101-45-H1井于2012年12月28日正式投產(chǎn),初期產(chǎn)氣20×104m3/d,產(chǎn)凝析油5~8 t/d,產(chǎn)水2~3 m3/d;2014年8月底,氣井因攜液困難關(guān)井。此后采用每月開井2次的生產(chǎn)制度,每次產(chǎn)氣約0.1×104m3。

    2015年6月對(duì)Y101-45-H1井完成了通井、座放卡定器緩沖彈簧總成、安裝井口柱塞流程等工藝施工,成功運(yùn)用模擬通井規(guī)進(jìn)行通井作業(yè),確??ǘㄆ骶彌_彈簧成功坐放;柱塞氣舉措施后增產(chǎn)天然氣1 048.5×104m3、油138 t,成為川渝地區(qū)中含凝析油氣藏第1口實(shí)施柱塞氣舉工藝的水平井。

    全氣藏通過柱塞氣舉工作制度優(yōu)化[15](主要采用流速優(yōu)化模式、時(shí)間優(yōu)化模式和壓力優(yōu)化模式進(jìn)行柱塞運(yùn)行調(diào)試),成功實(shí)施了5口柱塞氣舉工藝井。

    工藝效果評(píng)價(jià):柱塞氣舉工藝在該取得了較好排水采氣效果,截至2022年底,累計(jì)增產(chǎn)氣量約2 064×104m3,累計(jì)增產(chǎn)油量1 053 t。

    4 間歇?dú)饩詣?dòng)化開關(guān)井技術(shù)應(yīng)用及評(píng)價(jià)

    針對(duì)低產(chǎn)低壓、邊遠(yuǎn)無(wú)人值守氣井,采用間歇?dú)饩詣?dòng)化開關(guān)井技術(shù)可以解決人工開關(guān)井工作強(qiáng)度大、管理不方便等突出問題[16]。為進(jìn)一步挖掘安岳氣田須家河組氣藏間歇井生產(chǎn)潛力,優(yōu)化站外無(wú)人值守井管理模式[17],提高氣井生產(chǎn)效率,降低生產(chǎn)成本,采用結(jié)合氣動(dòng)薄膜閥與自動(dòng)化控制器的方式,對(duì)Y101-72-X2等井實(shí)施自動(dòng)化開關(guān)井工藝[18-20]。

    Y101-72-X2井實(shí)施自動(dòng)化開關(guān)井工藝前產(chǎn)氣2 000~3 000 m3/d,不產(chǎn)水。2016年5月采取人工間開方式生產(chǎn)1 h后,油壓降至2.8 MPa,與輸壓持平,關(guān)井12 h,油壓恢復(fù)到9~10 MPa。將開井制度改為油壓10 MPa,關(guān)井改為油壓3 MPa,該井產(chǎn)氣量相比工藝前略有提升,產(chǎn)水量在3~7 m3,并伴有少量凝析油產(chǎn)出。目前工藝制度在節(jié)省人工方面效果明顯。

    5 結(jié)論

    1)安岳氣田須二段氣藏為中含凝析油有水砂巖氣藏,儲(chǔ)層物性較差,單井控制儲(chǔ)量普遍較小,底水能量大,氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排液工藝地質(zhì)條件。通過工藝試驗(yàn)和對(duì)該氣藏深化認(rèn)識(shí)后,認(rèn)為氣藏整體橫向連通性差,應(yīng)根據(jù)區(qū)塊內(nèi)井間連通關(guān)系,優(yōu)選剩余儲(chǔ)量較大的氣井,實(shí)施“邊控邊采、控水和采氣并重”的氣藏排水采氣對(duì)策。

    2)針對(duì)氣井反凝析污染特征,通過單井注氣吞吐技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,表明注氣吞吐具有明顯增產(chǎn)效果;車載壓縮機(jī)氣舉排水采氣具有機(jī)動(dòng)靈活的優(yōu)勢(shì),能夠有效清除井底積液,在實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)用效果好,是目前該氣藏的主要排水采氣措施;通過柱塞氣舉排液工藝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),優(yōu)化了油、氣、水三相介質(zhì)條件下柱塞氣舉工作制度,并在產(chǎn)水凝析氣井中得到較好推廣應(yīng)用;針對(duì)間歇生產(chǎn)井采用智能化間歇開關(guān)井工藝,提高了氣井穩(wěn)產(chǎn)效率,節(jié)省了人工成本。

    3)通過對(duì)安岳氣田須二段氣藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用和評(píng)價(jià),為類似高含水致密凝析氣藏的穩(wěn)產(chǎn)提供了借鑒和參考。

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