蘇東區(qū)氣井排水采氣技術(shù)對策及應(yīng)用效果

常鵬，李大昕，白建收，陳存良，王濤，姚欣欣，孫澤虎

（1.西安交通大學(xué)，陜西西安710049；2.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710018）

蘇東區(qū)氣井排水采氣技術(shù)對策及應(yīng)用效果

常鵬1，2，李大昕2，白建收2，陳存良2，王濤2，姚欣欣2，孫澤虎2

（1.西安交通大學(xué)，陜西西安710049；2.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710018）

隨著致密儲層氣藏開發(fā)年限的延續(xù)，呈現(xiàn)出氣井能量逐漸下降、攜液能力減弱、積液量增多的趨勢，嚴(yán)重制約著氣田產(chǎn)能發(fā)揮。結(jié)合氣田南區(qū)、中區(qū)、北區(qū)氣井靜態(tài)資料、生產(chǎn)動態(tài)特征等，充分分析各種排水采氣措施的實用性及實施效果，總結(jié)出適用于蘇里格氣田東區(qū)不同區(qū)域積液井的排水采氣對策，并建立了南區(qū)、中區(qū)、北區(qū)的排水采氣制度、選井依據(jù)、適應(yīng)條件和標(biāo)準(zhǔn)流程，為致密儲層氣田排水采氣提供了開發(fā)對策借鑒作用。

蘇里格氣田；積液氣井；排水采氣；工藝措施

蘇里格氣田東區(qū)在氣井開發(fā)生產(chǎn)過程中，隨著地層壓力的下降，地層水的侵入、氣井凝析水的出現(xiàn)極大地影響氣井產(chǎn)量和氣藏采收率，產(chǎn)量遞減日趨嚴(yán)重，出現(xiàn)氣井的間歇生產(chǎn)甚至停產(chǎn)，嚴(yán)重地影響了氣田的開發(fā)和生產(chǎn)。因此，氣井積液是蘇里格氣田東區(qū)所面臨的一個重大的生產(chǎn)問題［1］。在積液井逐年增多、排水采氣趨于多元化復(fù)雜化的背景下，怎樣將泡排、速度管柱、氣舉等成熟的排水工藝更好的應(yīng)用于不同類型氣井，達到進一步提高排水采氣效率、降低員工勞動強度的成為目前急需解決的問題。

1　不同區(qū)域排水對策及實施效果

蘇里格氣田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部、天環(huán)坳陷、伊盟隆起南部，整體表現(xiàn)為低壓、低滲、低豐度、低產(chǎn)特征［2-3］；蘇里格氣田東區(qū)較中區(qū)、西區(qū)更復(fù)雜，具有典型的致密儲層特征。

蘇里格氣田東區(qū)的中北部，上古生界主要含氣儲層是盒8段、山1段［4］。蘇里格氣田東區(qū)平均單井日產(chǎn)氣量0.79×104m3，液氣比0.47 m3/104m3；其中積液井比例達60%，成為制約氣田產(chǎn)能發(fā)揮的主要因素［1］。

隨著氣田開發(fā)年限不斷延長，以及對整個蘇里格氣田東區(qū)認識的加深。為了更方便開展工作，結(jié)合日常排水采氣實施效果分析，為了方便開展工作及日常管理，現(xiàn)將蘇里格氣田東區(qū)按照地質(zhì)特征，結(jié)合氣井情況劃分為南區(qū)、中區(qū)、北區(qū)三個區(qū)域。

從蘇里格氣田東區(qū)整個區(qū)域來看，從南到北，氣井平均無阻流量、單井平均日產(chǎn)氣量均呈上升趨勢，日產(chǎn)液量、液氣比整體呈下降趨勢。反應(yīng)出蘇東區(qū)塊地質(zhì)條件、氣井生產(chǎn)特征南區(qū)好于中區(qū)，北區(qū)最差的趨勢。

1.1南區(qū)排水采氣對策及實施效果

針對該區(qū)產(chǎn)量高、產(chǎn)液少、積液量少的氣井特征，結(jié)合歷年來排水采氣實施效果，確定該區(qū)以數(shù)字化排水為主，輔助個別井“一井一策”的工藝特征。經(jīng)過試驗及不斷優(yōu)化完善，最終形成一套適合于該區(qū)的數(shù)字化排水技術(shù)系列，建立了相對完善的數(shù)字化排水采氣示范區(qū)（見圖1）。

圖1　蘇里格氣田東區(qū)分區(qū)生產(chǎn)參數(shù)柱狀對比圖

1.1.1實現(xiàn)產(chǎn)水井智能管理根據(jù)氣井生產(chǎn)特征，利用其油套壓、氣量、泡排制度等變化特點，分別從積液判識、制度落實、效果分析等方面編寫成計算機程序［3］，搭建排水采氣數(shù)字化平臺［5］，具體分為氣井積液智能監(jiān)測模塊、氣井制度智能提示模塊、排水效果智能分析模塊（見圖2）。

圖2　智能化管理平臺功能框架圖

1.1.1.1氣井積液智能監(jiān)測當(dāng)連續(xù)生產(chǎn)井或新投產(chǎn)氣井積液后，積液井智能監(jiān)測模塊根據(jù)氣井壓力、氣量變化等特征，判斷出氣井積液并及時進行報警反饋，技術(shù)人員及時根據(jù)氣井積液特征制定相應(yīng)的排水采氣制度，組織現(xiàn)場實施并將該井添加到氣井制度智能提示及排水效果智能分析模塊，形成數(shù)字化跟蹤管理。

1.1.1.2氣井制度智能提示氣井制度智能提示模塊主要將氣井泡排周期、泡排量、間歇時間等制度預(yù)先輸入數(shù)字化平臺，計算機對制度周期產(chǎn)生記憶，根據(jù)制定的制度推算制度執(zhí)行日期并進行實時提示（如2 d內(nèi)執(zhí)行井標(biāo)紅，3 d內(nèi)執(zhí)行井標(biāo)黑）。員工落實氣井制度后錄入執(zhí)行情況，每月智能提示模塊會根據(jù)氣井制度和執(zhí)行情況進行統(tǒng)計匯總，確保制度有效落實。

1.1.1.3排水效果智能分析排水效果智能分析模塊是在氣井排水采氣制度執(zhí)行后，跟蹤分析氣井壓力、產(chǎn)量等參數(shù)，對比制度執(zhí)行前后參數(shù)變化趨勢，進而判斷氣井排水采氣實施效果，對于效果不好的氣井定期匯總并進行提示，技術(shù)人員進行分析并優(yōu)化制度。

1.1.2遠程泡排不斷優(yōu)化隨著積液井越來越多，泡沫排水采氣工作量不斷增大，遠程泡排成為蘇里格氣田排水采氣的必然趨勢，但由于自動加藥裝置處于試驗及初步推廣階段，所以存在各種問題，2013年以來，通過跟蹤分析日常生產(chǎn)中自動加藥裝置存在問題，并開展相關(guān)優(yōu)化及改進，具體如下：

1.1.2.1自動投棒裝置優(yōu)化由于自動投棒裝置安裝在氣井井口，且移除復(fù)雜，所以影響日常生產(chǎn)中打撈井下節(jié)流器、測壓、探液面等井下作業(yè)［6］。

措施一：設(shè)計出“偏心式”自動投球裝置，該裝置通過偏心通道結(jié)合泡排球，可以安裝在井口側(cè)邊，實現(xiàn)偏離井口的目的。

另外，在日常操作中，泡排棒卡棒是影響正常排水采氣的重要因素之一，卡棒后必須人員到井口排除故障，增加了日常維護工作量，且影響氣井排水采氣。

措施二：在原裝置加藥筒上方加裝壓棒推桿，實現(xiàn)投棒時助推泡排棒下落的功能。

1.1.2.2自動注劑裝置優(yōu)化針對泵壓式井口自動注劑裝置結(jié)構(gòu)復(fù)雜、耗電量大、成本高、易被盜等缺點，開展了井口重力式泡排劑-甲醇兩用滴定裝置的研發(fā)［6］，目前該設(shè)備已成功應(yīng)用到現(xiàn)場，運行平穩(wěn)。

泵壓式加注裝置缺點：（1）電機耗電量較大，現(xiàn)場僅能工作15 min～30 min；（2）加注柱塞泵維護工作量較大；（3）需增設(shè)蓄電池和太陽能板，成本高，易被盜。

重力式加注裝置特點：（1）能實現(xiàn)井口套管注藥劑和地面管線注藥劑兩用功能；（2）設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單，成本低，重力式加注，安全風(fēng)險低；（3）容積大，加注頻次降低。

1.1.2.3遠程泡排應(yīng)用情況及效果分析選取形成成熟泡排制度的井，開展自動加藥裝置安裝，累計安裝投棒裝置125套，注劑裝置50套，井口自動加藥裝置占總積液泡排井?dāng)?shù)的44%。由于南區(qū)氣井產(chǎn)水較少，氣井產(chǎn)量高，結(jié)合緩釋型泡排棒進行加注，可實現(xiàn)降低加注頻次、降成本增效益的目的。日均增產(chǎn)氣量較投運前泡排產(chǎn)量增加2.3×104m3，員工勞動強度降低38%，單井關(guān)井時間日均降低2.5 h。全年累計增產(chǎn)1 876× 104m3。

1.1.3自動化柱塞氣舉趨于成熟經(jīng)過4年時間試驗及應(yīng)用，柱塞氣舉已然成為蘇里格氣田氣井正常生產(chǎn)的一項有效措施［7-9］。在此基礎(chǔ)上，引進新型不關(guān)井柱塞，推廣開展新型柱塞氣舉可行性試驗，并實現(xiàn)部分井增產(chǎn)，氣井適應(yīng)性有待進一步評價細化。該裝置克服了安裝捕捉器需進行井口改造的缺陷，從而避免了安全風(fēng)險，提高了氣井利用率，與常規(guī)柱塞相比，成本降低為原來的五分之一。

選取井筒積液量不大，間歇排液較好的產(chǎn)水井開展遠程柱塞氣舉。累計采用柱塞氣舉生產(chǎn)井11口，5口為新型不關(guān)井柱塞，整體排液效果較好，7口井實現(xiàn)不同程度增產(chǎn)，單井日均增產(chǎn)氣量0.22×104m3。全年累計實現(xiàn)增產(chǎn)437×104m3。其余4口效果不明顯，需進一步完善選井依據(jù)。

表1　柱塞氣舉排水采氣井實施效果表

1.1.4遠程定壓間歇排水針對產(chǎn)量較低，不能實現(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)或連續(xù)生產(chǎn)不能持續(xù)攜液的氣井，利用數(shù)字化氣田優(yōu)勢，實現(xiàn)間歇氣井遠程定壓開關(guān)［2］。優(yōu)選遠傳無故障、電磁閥開關(guān)靈活、座封良好的20口井進行遠程定壓間歇生產(chǎn)。

全年累計開展761井次，低產(chǎn)氣井排水效果良好，實現(xiàn)增產(chǎn)氣量118×104m3。

1.2中區(qū)排水采氣對策及實施效果

針對該區(qū)氣井產(chǎn)能相對較低、液氣比較高、氣井泡排制度不成熟的特點，確定該區(qū)以常規(guī)人工泡排為主，輔助壓縮機氣舉、氮氣氣舉、速度管柱排水采氣等機械排水方式，最終形成一套適合于該區(qū)的“泡排+機械”排水技術(shù)系列，建立了針對不同特征氣井相對完善的排水方式。

1.2.1常規(guī)人工泡沫排水采氣

1.2.1.1逐步完善了泡排制度泡沫排水采氣技術(shù)作為蘇里格氣田排水采氣的最基本、投注最小、最簡單、見效最快、應(yīng)用范圍最廣的措施［8-10］，通過不斷摸索同類型井產(chǎn)液及泡排規(guī)律，深化“泡沫排水采氣五步法”（見圖3），將泡排制度由一口井向一類井轉(zhuǎn)變，逐漸建立區(qū)域性最優(yōu)化泡排制度。同時推廣低產(chǎn)井自發(fā)泡型泡排棒，輔助定期壓縮機激動帶液，最大程度挖潛。

1.2.1.2應(yīng)用情況及實施效果通過井筒積液量的理論計算及探液面結(jié)果，結(jié)合前期泡排試驗所取得的效果及各種泡排劑的使用性能，確定出實際生產(chǎn)運行過程中不同類型氣井所適用的泡排棒和泡排劑的加注濃度、加注周期、加注方式等，建立合理的氣井泡排制度，同時針對不同特征氣井，建立了短期關(guān)井恢復(fù)、油管充壓泡排、打撈節(jié)流器泡排等多元化泡排方式。

1.2.1.3壓縮機定期激動排液針對該區(qū)域低產(chǎn)低效井多，受壓縮機啟停影響較大，開展中區(qū)夏季壓縮機激動排液試驗，降低井口壓力，進而輔助泡沫排水采氣。通過試驗摸索出各站壓縮機最優(yōu)化啟停制度：如蘇東X站最優(yōu)化制度為停6 d啟1 d，蘇東Y站為停4 d啟1 d，啟停一周期該區(qū)7個站共計增產(chǎn)氣量14.5×104m3，排液及增產(chǎn)效果明顯。

1.2.2氮氣氣舉、壓縮機氣舉氮氣氣舉、壓縮機氣舉均適用于氣井積液壓死或泡排無效果的具有復(fù)產(chǎn)潛力氣井［9］。但由于二者所需外界條件不同，需將氣井進行細化，結(jié)合歷年來該類型工藝現(xiàn)場應(yīng)用情況及增產(chǎn)效果，最終確定出兩種排水工藝在蘇里格氣田東區(qū)的適應(yīng)條件：

氮氣氣舉適應(yīng)條件：（1）產(chǎn)量低于0.2萬m3，或積液壓死具有復(fù)產(chǎn)潛力的井；（2）套壓大于10 MPa。

壓縮機氣舉適應(yīng)條件：（1）產(chǎn)量大于0.2萬m3，或常規(guī)泡排無效果具有復(fù)產(chǎn)潛力的井；（2）套壓小于10 MPa；（3）同一干管氣量較大，積液井少，干管積液量?。ㄒ妶D4）。

表2　氣舉井實施效果統(tǒng)計

圖3　泡沫排水采氣“五步法”

應(yīng)用情況及實施效果：通過前期精細選井、加強方案審核、現(xiàn)場動態(tài)跟蹤等方法。實施壓縮機氣舉13口，氮氣氣舉4口，其中10口井效果顯著，平均氣舉時間13.5 h，套壓下降4.70 MPa，日增產(chǎn)氣量4.68×104m3。全年累計增產(chǎn)氣量621×104m3。

圖4　氣舉措施標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)路線

1.2.3速度管柱排水采氣在速度管柱排水采氣工藝成熟［7，9］、選井依據(jù)相對完善的前提下，2013年，重點從降成本、增效益方面提升速度管柱排水采氣實施效果。主要體現(xiàn)在以下兩方面：（1）組織地質(zhì)技術(shù)骨干進行精細選井，確保增產(chǎn)效果明顯，增效益；（2）結(jié)合井筒隱患井，利用修井起管柱后下入速度管柱生產(chǎn)，節(jié)約成本。

累計下放速度管柱6口井，速度管柱生產(chǎn)前平均套壓8.26 MPa，氣量0.36×104m3，目前平均套壓5.63 MPa，日產(chǎn)氣量1.42×104m3，單井日增產(chǎn)氣量1.06×104m3，累計增產(chǎn)氣量434.36×104m3。

1.3北區(qū)排水采氣對策及實施效果

針對該區(qū)氣井產(chǎn)能低、產(chǎn)水量大、液氣比高、產(chǎn)量遞減快、壓降快等特點，確定該區(qū)以進攻型防水措施為主，在投產(chǎn)前通過合理控制生產(chǎn)壓差、優(yōu)化節(jié)流器下深、下入氣舉閥等措施降低氣井產(chǎn)液量、加大排液力度、提高氣井?dāng)y液能力，盡可能降低氣井投產(chǎn)初期積液風(fēng)險，并針對部分產(chǎn)能較低井，采取不節(jié)流間歇生產(chǎn)方式，最大限度發(fā)揮氣井產(chǎn)能。最終形成適合于該區(qū)的“井下工具+間歇生產(chǎn)”為主的排水技術(shù)系列。

1.3.1合理控壓生產(chǎn)降低氣井產(chǎn)液量在成藏過程中氣對水的驅(qū)替不徹底，形成了成藏滯留水（束縛水），在生產(chǎn)過程中生產(chǎn)壓差過大就會將束縛水轉(zhuǎn)變?yōu)榭蓜铀畮С鰜?，因此氣井在投產(chǎn)時應(yīng)合理配產(chǎn)、控制生產(chǎn)壓差避免束縛水的產(chǎn)出（見表4）。

表4　蘇東*-57井產(chǎn)氣剖面解釋結(jié)果

表3　速度管柱井效果分析表

蘇東*-57井產(chǎn)氣剖面測試時，該井2萬m3配產(chǎn)時平均產(chǎn)液量1.67 m3/d，平均液氣比0.79 m3/104m3；5萬m3配產(chǎn)時平均產(chǎn)液量8.56 m3/d，平均液氣比1.78 m3/104m3，表明生產(chǎn)壓差增大產(chǎn)液量明顯增大。

1.3.2提高氣井?dāng)y液能力

1.3.2.1音速霧化器提高氣井?dāng)y液能力針對節(jié)流器以下存在積液或攜液能力不足氣井，在不改變地層能量、不改變管柱結(jié)構(gòu)的同時達到提高自主攜液能力的目的。設(shè)計并研發(fā)音速霧化器，并在實驗室和現(xiàn)場開展試驗，試驗證明音速霧化器既能起到節(jié)流作用，又能提高氣井?dāng)y液能力［11-12］，且成本低廉、投撈方便。

重點選取3口井進行音速節(jié)流器實施前后排水效果進行對比，試驗證明，采取音速節(jié)流器生產(chǎn)后，2口井日氣量平均增加0.22×104m3，增產(chǎn)效果明顯；另一口井氣量降低，初步推斷為節(jié)流導(dǎo)致。

1.3.2.2節(jié)流器下深優(yōu)化隨著井筒深度的增加，氣井臨界流速逐漸減小，為低產(chǎn)氣井的連續(xù)生產(chǎn)，將節(jié)流器下深從1 800 m調(diào)至2 500 m，保證氣流將地層水帶到節(jié)流器入口位置，降低了排水采氣難度，達到減緩氣井節(jié)流器以下積液目的［13］。

1.3.3加大投產(chǎn)前排液力度

1.3.3.1低產(chǎn)井放噴排液新投產(chǎn)氣井早期的控水采氣是杜絕積液井不斷增多的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。利用氣井從試氣到投產(chǎn)的時間間隔，對壓裂排液不徹底的低產(chǎn)氣井采取放噴帶液措施，再次排液后投放節(jié)流器生產(chǎn)。根據(jù)新投產(chǎn)氣井投產(chǎn)前試氣資料分析及原始地層壓力測試結(jié)果，對20口井采取放噴帶液措施，平均單井排液7.8 m3。

1.3.3.2氣舉閥助排根據(jù)該區(qū)低產(chǎn)低效井多，試氣時返排率相對較低的情況，在該區(qū)重點推廣氣舉閥助排，在氣井投產(chǎn)前采用“氣舉閥+氮氣氣舉”復(fù)合式排水來提高氣井返排率［14］，同時形成一套嚴(yán)格的從選井到氣舉的專業(yè)流程，確保氣井投產(chǎn)初期不積液。

截至目前共安裝氣舉閥氣井65口，投產(chǎn)33口，除2口井積液外，其余氣井投產(chǎn)后均未出現(xiàn)積液現(xiàn)象，總體排液效果良好。

1.3.4間歇生產(chǎn)針對無阻流量低、無法實現(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)的井，主要采用不投放節(jié)流器或打撈節(jié)流器后間歇生產(chǎn)方式［2］。該區(qū)采取間歇生產(chǎn)井20口，間歇生產(chǎn)后，單井平均日產(chǎn)氣量增加0.13×104m3。

2　結(jié)論及認識

（1）建立了以南區(qū)“數(shù)字化排水”、中區(qū)“組合泡排+氣舉+優(yōu)選管柱”、北區(qū)“井下工具+特殊生產(chǎn)制度”的分區(qū)排水制度。

（2）針對不同類型氣井，建立了各種排水措施的選井依據(jù)、適應(yīng)條件及標(biāo)準(zhǔn)流程，為蘇里格氣田等致密儲層氣田排水采氣提供了理論基礎(chǔ)及技術(shù)借鑒。

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Drainage gas recovery technology countermeasure and application effect in eastern of Sulige gasfield

CHANG Peng1，2，LI Daxin2，BAI Jianshou2，CHEN Cunliang2，WANG Tao2，YAO Xinxin2，SUN Zehu2
（1.Xi'an Jiaotong University，Xi'an Shanxi 710049，China；2.PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

There is a declining trend of formation pressure，and the capability of carrying water to the wellhead has weakened，so effusion quantity increases and results in a diminished output.Combining with gas well static data and dynamic characteristics，etc.of southern，central and northern of gasfield，we are analyzing of the practicability of drainage gas recovery measures and implementation effect fully，summarize drainage gas recovery measures of Sulige gasfield in a different areas，and set up drainage gas recovery systems，foundations of selecting well，adaptive conditions and standard procedures，provides drainage gas recovery development countermeasures for tight gas reservoirs.

Sulige gasfield；effusion；drainage gas recovery；technological measures

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.017

TE375

A

1673-5285（2015）06-0059-06

2015－05-10

常鵬（1983-），工程師，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事天然氣開發(fā)研究和管理工作，郵箱：cpyanzi@163.com。