平湖油氣田八角亭構(gòu)造BG1井低產(chǎn)分析及儲(chǔ)層改造

馬國新

(上海石油天然氣有限公司,上海 200041)

平湖油氣田八角亭構(gòu)造BG1井低產(chǎn)分析及儲(chǔ)層改造

馬國新

(上海石油天然氣有限公司,上海 200041)

BG1井為平湖油氣田八角亭構(gòu)造一口氣井,該井于2006年11月完鉆并投產(chǎn)P11層。投產(chǎn)初期BG1井的產(chǎn)能較高,天然氣產(chǎn)量最高達(dá)到10×104m3/d,但產(chǎn)量下滑迅速,后雖補(bǔ)開P12層,但產(chǎn)量并未有起色,不久產(chǎn)量便下降至數(shù)千方。結(jié)合地質(zhì)認(rèn)識(shí)、油藏開發(fā)特征以及壓力測試等資料進(jìn)行分析研究,明確了BG1井產(chǎn)量下滑是受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、凝析油反凝析、地層水不配伍等多重因素影響。根據(jù)方案對比,提出了解堵和壓裂聯(lián)做方案。并于2008年9月對BG1井實(shí)施了壓裂改造措施,基本解決了井筒附近的污染,產(chǎn)量恢復(fù)至3.5×104m3/d,對東海低滲透儲(chǔ)層的改造具有借鑒意義。

反凝析;解堵;壓裂

1 地質(zhì)概況

平湖油氣田位于距上海市東南約365 km處,區(qū)域構(gòu)造位置屬于東海陸架盆地西湖凹陷西部斜坡帶中段,油田西靠平湖主斷裂,東臨三潭凹陷。主要含油氣構(gòu)造為放鶴亭和八角亭構(gòu)造,漸新統(tǒng)花港組、始新統(tǒng)平湖組為主要含油氣層系,其中花港組含油為主,平湖組含氣為主。油氣藏圈閉以構(gòu)造圈閉為主,同時(shí)還存在巖性或巖性與構(gòu)造、斷層相結(jié)合的復(fù)合圈閉。

BG1氣井為八角亭構(gòu)造一口氣井,該井投產(chǎn)P11氣層,后補(bǔ)射P12層。P11砂組沉積微相以潮道為主,砂體厚度大,分布較穩(wěn)定。P12砂層沉積微相以混合坪、泥坪為主,間有湖相泥,砂層欠發(fā)育,厚度較薄,以粉砂巖為主,砂體分布不穩(wěn)定。

P11、P12層埋深3 400 m以下,以淺灰色細(xì)砂巖為主,孔隙度為10%～12%,滲透率為(5～15)×10-3μm2。P11層含氣面積為0.75 km2,天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為2.69×108m3,凝析油9.1×104m3,P12層含氣面積為0.34 km2,天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為1.47×108m3,凝析油4.9×104m3。

根據(jù)PH2和BG1井的測試資料,計(jì)算P11和P12層壓力系數(shù)分別為1.294 MPa/100 m和1.48 MPa/100 m,為異常高壓氣藏。PVT取樣資料分析表明,P11層地露壓差為1.6 MPa,凝析油含量為313 cm3/m3,最大反凝析液量為5.15%,屬于高壓凝析氣藏。凝析油含蠟量較高,凝固點(diǎn)亦較高。P11層凝析油凝固點(diǎn)為10℃, P12層凝析油凝固點(diǎn)為22℃。

2 BG1井生產(chǎn)概況

BG1井于2006年11月投產(chǎn)P11層,初期產(chǎn)量較高,天然氣產(chǎn)量最高達(dá)到10×104m3/d,凝析油15 m3/d,油壓25 MPa,不產(chǎn)水。但投產(chǎn)后井口壓力和產(chǎn)量下滑較快,到2007年1月,井口產(chǎn)氣量降至5×104m3/d,并有部分水產(chǎn)出。為提高產(chǎn)能,2007年5月對P12層進(jìn)行過油管補(bǔ)射孔。補(bǔ)射P12后,凝析油有小幅上升,但隨后氣、油產(chǎn)量都大幅下滑,繼而無法自噴,只能采取間歇式生產(chǎn),天然氣產(chǎn)量下降至2 000 m3/d。

3 BG1井低產(chǎn)原因綜合分析

圍繞BG1井開展地震、地質(zhì)、油藏、采油等綜合一體化研究表明,BG1井產(chǎn)量及壓力下滑原因主要包括四個(gè)方面:地層非均質(zhì)性強(qiáng)、地層存在一定的壓敏性,凝析油污染和地層水不配伍而產(chǎn)生污染。總體而言,四個(gè)方面的原因歸納起來主要分為兩大類:即內(nèi)因和外因。以下就BG1產(chǎn)量壓力劇降原因進(jìn)行詳細(xì)闡述。

3.1 內(nèi)因

3.1.1 儲(chǔ)層的非均質(zhì)性

八角亭構(gòu)造平湖組氣藏地質(zhì)情況較復(fù)雜,且鉆井較少,在開發(fā)初期對儲(chǔ)層展布的認(rèn)識(shí)不明確。BG1井的主要目的層為P11層,雖根據(jù)前期探井資料計(jì)算探明天然氣儲(chǔ)量為2.81×108m3,但利用新采集的Q-marina地震進(jìn)行儲(chǔ)層反演發(fā)現(xiàn)八角亭P11儲(chǔ)層由多個(gè)砂體疊置而成,且存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。其中PH2井區(qū)范圍較大,相對比較完整,而BG1井鉆遇的P11層砂體范圍較小, BG1井與PH2井之間砂體的連通性不好,由于砂體疊置而形成局部連通,因此造成BG1井實(shí)際動(dòng)用儲(chǔ)量有限,從而使得氣井初期配產(chǎn)過高,能量供應(yīng)不上,因而壓力產(chǎn)量下降嚴(yán)重。

3.1.2 儲(chǔ)層壓敏效應(yīng)

根據(jù)測試資料可知,BG1井P11層氣藏壓力43.8 MPa,壓力系數(shù)達(dá)1.29 MPa/100 m。BG1井投產(chǎn)一個(gè)月后(200年12月)測壓,地層壓力已降至31.31 MPa,地層壓力下降了12.5 MPa。2007年4月的第二次測壓過程中,關(guān)井天數(shù)達(dá)到了7 d,地層壓力僅恢復(fù)至26.6 MPa,表現(xiàn)較強(qiáng)的壓敏效應(yīng)的存在。

平湖油氣田PH5井同等層位的巖心實(shí)驗(yàn)也表明了這一點(diǎn)。圖1為PH5井P11層孔隙度隨上覆地層壓力變化的關(guān)系曲線,從曲線上可明顯看出,巖心孔隙度隨凈上覆壓力的增大下降明顯,表現(xiàn)了較強(qiáng)的壓敏性。

圖1 PH5井壓力敏感性分析Fig.1 Analysis of pressure sensitivity of PH5 well

3.2 外因

3.2.1 凝析油的反凝析污染

平湖油氣田平湖組凝析氣藏普遍存在地露壓差小的特點(diǎn)。隨著氣藏開采,壓力逐步降低,凝析油在地層凝析是不可避免的。凝析油的析出不僅降低了凝析油的采收率,同時(shí)由于井筒周圍的壓力漏斗作用,使得凝析油在井筒附近的聚集,大大降低了氣體的有效滲透率。

就八角亭構(gòu)造BG1井而言,根據(jù)PVT高壓物性分析可知,地層壓力為43.8 MPa,而露點(diǎn)壓力為42.2 MPa,地露壓差僅1.6 MPa。從生產(chǎn)資料看,生產(chǎn)僅一個(gè)月時(shí)間,地層壓力下降超過10 MPa,即該井投產(chǎn)不久,地層出現(xiàn)凝析作用,凝析油析出聚集在井筒周圍附近,降低天然氣有效滲透率,因此井口產(chǎn)量的下降便在所難免。

3.2.2 地層水不配伍造成的污染

BG1井投產(chǎn)后由于產(chǎn)量壓力劇降,為維持產(chǎn)量,于2007年5月補(bǔ)射P12層。但從生產(chǎn)情況看,補(bǔ)開P12層后,BG1井的生產(chǎn)沒有得到改善,相反產(chǎn)量繼續(xù)保持下滑態(tài)勢,且不久產(chǎn)量便降至數(shù)千方,氣井不得不采取間歇式生產(chǎn)方式。

后通過分析水樣化驗(yàn)分析資料得知,P12補(bǔ)射前BG1井水樣檢測未見Ca2+和,檢測出較多的為和少量Mg2+。而P12層補(bǔ)射后,水樣檢測中水樣中含有較多量的Ca2+、和少量。顯然P11、P12兩層水型存在較大差別,P12層地層水含有較多量的Ca2+、而P11層地層水則含有較多的。P12層補(bǔ)開后,兩層水型不配伍,P12層的Ca2+和P11層中的生成了CaSO4沉淀,儲(chǔ)層造成了污染,這是產(chǎn)量下降的另一個(gè)重要原因。

4 儲(chǔ)層改造方案研究

4.1 研究思路

根據(jù)圍繞BG1井產(chǎn)能、壓力劇降原因綜合分析,影響其產(chǎn)量壓力下降因素為:地層非均質(zhì)性強(qiáng)、地層存在一定的壓敏性,凝析油污染和地層水不配伍而產(chǎn)生污染。因此改善BG1井開發(fā)效果可從三個(gè)方面考慮。其一,儲(chǔ)層的非均質(zhì)性引起的儲(chǔ)層動(dòng)用差可通過新鉆調(diào)整井等手段來增大動(dòng)用范圍,達(dá)到改善開發(fā)效果的目的;其二,針對應(yīng)力敏感引起的孔滲降低、凝析油反凝析引起的產(chǎn)能降低可通過對BG1井實(shí)施壓裂或小半徑側(cè)鉆,擴(kuò)大地層流體的滲流通道,使凝析油產(chǎn)生流動(dòng),改善滲流能力,解除井筒附近污染,從而提高產(chǎn)能,改善開發(fā)效果;其三,針對P11、P12層地層水不配伍造成的污染,可考慮化學(xué)解堵改善滲流通道。

結(jié)合氣藏地質(zhì)油藏特征及經(jīng)濟(jì)因素的考慮,確定了如下措施方案:(1)采用解堵液對地層中形成的CaSO4沉淀進(jìn)行解堵;(2)隨后進(jìn)行加砂壓裂。達(dá)到在解除近井筒堵塞的同時(shí),形成一定長度一定導(dǎo)流能力人工裂縫,突破凝析液造成的污染帶,改善近井滲透性。

4.2 儲(chǔ)層改造方案研究

4.2.1 高溫解堵液選取

考慮到要與壓裂進(jìn)行聯(lián)作,如果進(jìn)行酸性解堵,一方面反應(yīng)后的殘酸會(huì)被推入到地層深處,不利于殘酸返排,殘酸返排不徹底可能也會(huì)帶來二次沉淀傷害,另一方面,酸液清除硫酸鈣垢至少需要兩步進(jìn)行,現(xiàn)場施工程序復(fù)雜。兼顧現(xiàn)場設(shè)備及空間條件,選擇堿液+絡(luò)合劑解堵方法來清除CaSO4垢。

結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)特征,根據(jù)添加劑篩選評價(jià),室內(nèi)優(yōu)化出了如下解堵液配方:清水+1%NaOH+ 0.5%CQL-1絡(luò)合劑+1%WDJ-3起泡劑+0.5% CQA2助排劑+0.5%COP-1。另外室內(nèi)分別在室溫、90℃和135℃下進(jìn)行了添加劑配伍性能試驗(yàn),體系在試驗(yàn)溫度下配伍性能良好,無沉淀或絮狀物。

4.2.2 高溫壓裂液選取

結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)特征和添加劑篩選評價(jià)結(jié)果,室內(nèi)優(yōu)化出BG1井壓裂液配方如下:

基液配方:清水+0.55%HPG+1%WDJ-3+ 0.5%CQA2+1%KCl+0.1%HCHO+0.1% YW-1+O.2%NaCO3;交聯(lián)劑:Y J-1有機(jī)交聯(lián)劑;交聯(lián)比:100∶0.5。

室內(nèi)按照配方中各添加劑的加量,在室溫和90℃、135℃的條件下放置4小時(shí),無渾濁、沉淀等不配伍現(xiàn)象產(chǎn)生,各添加劑配伍性良好。

5 壓裂效果分析

2008年9月對BG1井實(shí)施了不動(dòng)管柱、不封堵非目的層(P12)的小型加砂壓裂,加砂6.7 m3,形成半縫長56 m。壓裂后,BG1井產(chǎn)量恢復(fù)到3 ×104m3/d,凝析油20 m3/d(圖2)。利用BG1井口油壓計(jì)算井底流壓,分析BG1井動(dòng)用儲(chǔ)量在1.4×108m3左右,基本解決了井筒附近的污染,擴(kuò)大了BG1井動(dòng)用范圍。并且BG1井壓裂后,井筒附近原先反凝析的凝析油也產(chǎn)生了流動(dòng),隨天然氣一并產(chǎn)出,導(dǎo)致壓裂后氣油比下降至2 000 m3/m3。截至2009年底,BG1井累產(chǎn)天然氣2 286×104m3,凝析油1.14×104m3,采出可采儲(chǔ)量的16%。其中壓裂后累計(jì)產(chǎn)氣970×104m3,占總產(chǎn)氣的30%。

BG1井壓裂效果較好,產(chǎn)量由壓裂之前的數(shù)千方恢復(fù)至3.5×104m3/d左右,說明解堵壓裂措施在一定程度上解除了井筒周圍的污染,有效改善近井周圍的滲流條件,取得一定的效果。雖然從BG1井壓裂生產(chǎn)動(dòng)態(tài)看,產(chǎn)量下滑較快,但作為實(shí)現(xiàn)東海第一口真正實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層壓力改造的氣井而言,BG1井不失為一次新的突破的起點(diǎn)。

圖2 BG1井開采曲線Fig.2 Production curve of BG1 gas well

6 結(jié)論

(1)通過圍繞BG1井開展地震、地質(zhì)、油藏、采油等綜合一體化研究,BG1井產(chǎn)量及壓力下滑原因主要包括四個(gè)方面:地層非均質(zhì)性強(qiáng)、地層存在一定的壓敏性、凝析油污染和地層水不配伍而產(chǎn)生污染。

(2)結(jié)合氣藏地質(zhì)油藏特征及經(jīng)濟(jì)因素的考慮,確定了改善BG1井開發(fā)效果措施為:采用解堵液對地層中形成的CaSO4沉淀進(jìn)行解堵,隨后進(jìn)行加砂壓裂。達(dá)到在解除近井筒堵塞的同時(shí),形成一定長度一定導(dǎo)流能力的人工裂縫,突破凝析液造成的污染帶,改善近井滲透性。

(3)結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)特征,根據(jù)添加劑篩選評價(jià),室內(nèi)優(yōu)化出了解堵液配方。解堵體系在試驗(yàn)溫度下配伍性能良好,無沉淀或絮狀物。

(4)結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)特征和添加劑篩選評價(jià)結(jié)果,室內(nèi)優(yōu)化出BG1井壓裂液配方。壓裂體系無渾濁、沉淀等不配伍現(xiàn)象產(chǎn)生,各添加劑配伍性良好。

(5)通過解堵及壓裂措施,BG1井產(chǎn)量由之前的數(shù)千方恢復(fù)至3.5×104m3/d左右,說明解堵壓裂措施有效改善近井周圍的滲流條件,取得一定的效果,成為為東海儲(chǔ)層改造突破的一個(gè)起點(diǎn)。

Analysis of low production rate and reservoir stimulation to BG1 gas well in Bajiaoting structure,Pinghu oil/gas field

Ma Guoxin
(Shanghai Petroleum Co.,Ltd.,Shanghai200041)

Well BG1 is a gas well in Bajiaoting structure in Pinghu oil/gas filed,and began to develop in Nov.2006.It has a high gas rate of 10×104m3/d at the beginning,but decline severely soon,and can’t keep stable production rate even though P12 gas layer has been perforated.Through comprehensive analysis of all data,the reasons for production rate decline of BG1 gas well include:reservoir’s heterogeneity, retrograde condensation near the well,and incompatible formation water.broken down and fracturing scenarios have been put forward,and operation was conducted in Sep.2008 in well BG1,which have solved the pollution problem near BG1,and the gas production rate is up to 3.5×104m3/d.

retrograde;relieve pollution;fracturing

book=6,ebook=80

TE357.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.040

1008-2336(2010)02-0040-04

2010-03-01;改回日期:2010-04-01

馬國新,1977年生,男,工程師,學(xué)士,石油工程專業(yè),從事海上石油天然氣開發(fā)工作。E-mail:magx@shpc.com.cn。