川東地區(qū)大斜度、水平井排水采氣措施探討

梁 兵 朱英杰 劉德華 龔 偉 唐興波 程 姣

（中國石油西南油氣田公司重慶氣礦）

川東地區(qū)大斜度、水平井排水采氣措施探討

梁 兵 朱英杰 劉德華 龔 偉 唐興波 程 姣

（中國石油西南油氣田公司重慶氣礦）

通過對已實施排水工藝措施井的生產(chǎn)動態(tài)分析，結(jié)合龍崗打孔氣舉的成功案例，建議采取分階段逐步攻克難題的策略，提出先行解決懸掛封隔器之上的井筒矛盾，懸掛封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點，減緩井筒矛盾的技術(shù)思路，論證了在懸掛封隔器之上的油套環(huán)空實施排水采氣的適應(yīng)性，并推薦優(yōu)先選擇有一定剩余儲量、地層能量相對充足、水平段相對較短、油套連通點至水平段最低點的垂深相對較小的氣井，開展泡排及氣舉工藝現(xiàn)場應(yīng)用試驗。圖2表3參3

排水采氣大斜度井水平井懸掛封隔器氣舉泡排

0 引言

川東地區(qū)現(xiàn)有50多口大斜度、水平井，其中約25%的井處于關(guān)井或間開狀態(tài)，約25%的井明顯受積液的影響，且受井深、完井方式等的限制，大斜度、水平井的排水采氣難度大，特別是水平段的排水更是難上加難，已嚴重影響大斜度、水平井的開發(fā)效果，因此迫切需要探索大斜度、水平井排水采氣的新思路。目前主要對未下懸掛封隔器的大斜度、水平井采取了泡排和氣舉措施。截止2014年7月，川東地區(qū)共有52口大斜度、水平井投入生產(chǎn)，占總投產(chǎn)井數(shù)的13.2%，目前日均產(chǎn)氣量約242.7×104m3，占日總產(chǎn)氣量的20.09%，日均產(chǎn)水量約97 m3，占日總產(chǎn)水量的10.21%。在已投產(chǎn)的大斜度、水平井中有13口井處于關(guān)井或間隙生產(chǎn)狀態(tài)，39口生產(chǎn)相對穩(wěn)定的氣井中現(xiàn)有7口井實施泡排工藝，2口井實施了氣舉工藝，其中13口井井筒帶液矛盾較為突出。

1 大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 川東地區(qū)排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

目前較為成熟的單一排水采氣工藝主要有優(yōu)選管柱、泡排、氣舉、柱塞舉升、機抽、電潛泵、螺桿泵、射流泵、連續(xù)油管等。復(fù)合工藝主要有優(yōu)選管柱+泡排、泡排+增壓、氣舉+增壓、氣舉+泡排等。在川東氣田應(yīng)用較多的主要有泡沫排水采氣、優(yōu)選管柱+泡排、泡排+增壓、氣舉、氣舉+增壓等工藝。截至2014年7月，共有泡沫排水采氣工藝井171口，增壓機氣舉排水采氣工藝井16口，螺桿泵排水采氣工藝井1口，電潛泵排水采氣工藝井1口，柱塞排水采氣工藝井2口。

1.2 大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

（1）大斜度、水平井完井情況

川東地區(qū)目前生產(chǎn)的大斜度、水平井中襯管完井8口，射孔完井3口，油管和油套環(huán)空均連通（表1）；裸眼封隔器完井41口，其中15口井油套不連通，26口井油管和油套環(huán)形空間通過在懸掛封隔器上方安裝篩管或反循環(huán)閥實現(xiàn)油套連通（圖1），當反循環(huán)閥（圖2）內(nèi)壓與外壓壓差達到設(shè)定值時銷釘剪斷，活塞下行，過流孔打開，從而油管和油套環(huán)形空間連通。

（2）大斜度、水平井生產(chǎn)情況

截止2014年7月底，川東地區(qū)已投產(chǎn)大斜度、水平井52口，其中出水氣井24口（其中生產(chǎn)過程中出水井15口）。從生產(chǎn)情況看，大斜度、水平井投產(chǎn)后具有以下特征：①投產(chǎn)后壓力、產(chǎn)量下降快，穩(wěn)產(chǎn)期短；②完鉆氣水同產(chǎn)井大部分無法連續(xù)自噴生產(chǎn)；③生產(chǎn)氣井出水后帶水生產(chǎn)困難。

（3）大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用分析

目前僅有7口油套連通的大斜度、水平井實施泡排工藝，2口井開展了氣舉排水采氣工藝。通過泡排及氣舉排水采氣，帶出了井筒積液，使氣井恢復(fù)了正常生產(chǎn)，并達到增產(chǎn)目的（表2）。此外還試驗了UT-6、UT-9型固體泡排試驗，泡排效果總體較好。

表1 大斜度、水平井油套連通情況統(tǒng)計表

圖1 大斜度、水平井裸眼完井示意圖

圖2 反循環(huán)閥示意圖

表2 大斜度、水平井排水采氣效果統(tǒng)計表

2 大斜度、水平井排水采氣措施優(yōu)選

2.1 排水采氣工藝初選

由于川東地區(qū)大斜度水平井的井斜角大，水平段長，井下有“懸掛封隔器+裸眼封隔器+滑套”等系列工具串，因而，排水采氣難度大，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

（1）井深限制

川東地區(qū)井深一般都在5000 m左右，超出了機抽、射流泵、電潛泵、毛細管、連續(xù)油管等排水采氣工藝的應(yīng)用深度，且連續(xù)油管下入水平段難度大。

（2）井身結(jié)構(gòu)限制

井眼軌跡特殊，完井管柱復(fù)雜，一般都為一次性復(fù)合管柱，有永久式懸掛封隔器、井下節(jié)流器，產(chǎn)層段有裸眼封隔器、內(nèi)徑逐步變小的投球滑套等，限制了柱塞、機抽、連續(xù)油管、電潛泵等工藝的應(yīng)用，油套環(huán)空不連通的氣井限制了連續(xù)泡排、氣舉工藝的實施。

（3）現(xiàn)場條件限制

多數(shù)新建單井站無水無電，周邊高壓氣舉氣源缺乏，導(dǎo)致新上排水采氣措施成本大幅增加，效益難保證。

由于受完井管柱及現(xiàn)有排水采氣技術(shù)適應(yīng)性的限制，目前適用于川東地區(qū)大斜度、水平井的排水采氣工藝以泡排和氣舉工藝為主，可先解決封隔器之上的井筒矛盾，即先排出懸掛封隔器之上的井筒積液，封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點，以減緩井筒矛盾。

2.2 大斜度、水平井排水采氣適應(yīng)性分析

目前川東地區(qū)大斜度、水平井中有37口井油套管已連通，水平段長度在116~1074 m，而懸掛封隔器至水平段最低點垂深在57~550 m，一般在150 m左右，平均垂深約200 m，懸掛封隔器以下液柱對井底回壓較小，這就為在懸掛封隔器之上開展泡排、氣舉排水采氣創(chuàng)造了有利條件。

龍崗001-18井產(chǎn)層中深6430 m，井深5657 m有永久式封隔器，2012年3月在井深5233~5235 m處對油管打孔，有效孔數(shù)10孔，有效孔徑6~7 mm/孔。氣舉進氣點距離產(chǎn)層中部1196 m，氣舉復(fù)產(chǎn)初期最高產(chǎn)氣量15.38×104m3/d，最高產(chǎn)水量271 m3/d，目前注氣壓力24.00~26.00 MPa，油壓6.00~10.00 MPa，產(chǎn)氣量1.5×104~3.0×104m3/d，產(chǎn)水量160.0~200.0 m3/d，氣舉生產(chǎn)平穩(wěn)。龍崗001-3井產(chǎn)層中深6112 m，井深3202 m有永久式封隔器，2013年2月在3000m打孔實施氣舉成功復(fù)產(chǎn)，復(fù)產(chǎn)初期最高產(chǎn)氣量3.4×104m3/d、產(chǎn)水量124 m3/d，目前產(chǎn)氣量2.5×104~4.0×104m3/d，產(chǎn)水量30.0~50.0 m3/d，一直連續(xù)生產(chǎn)至今，累計增產(chǎn)天然氣1766.7×104m3，產(chǎn)水18205.5 m3。油管射孔是一項成熟的工藝，在油管上均勻布孔后其作用就如同篩管，可作為泡排或緩蝕劑加注、氣舉的通道。油管打孔后使用凈化氣作為氣舉氣源，在龍崗礁灘氣藏成功實施了連續(xù)氣舉工藝，為油套環(huán)空不連通的氣井實施排水采氣提供了參考。

2.3 大斜度、水平井排水采氣試驗井優(yōu)選

（1）選井條件

從懸掛封隔器之上的油套環(huán)空實施排水采氣主要存在以下風險：①氣舉時，進氣點位置固定且深度大，硬舉需要的啟動壓力高，液面太高易導(dǎo)致硬舉失??；②泡排時，若油套環(huán)空存在積液，從油套環(huán)空加注起泡劑將由于氣流擾動小甚至不存在氣流擾動，導(dǎo)致泡排難見效；③隨著地層壓力的降低，排水采氣效果可能會越來越差。因此，要保證工藝的成功，需要考慮滿足以下地質(zhì)及工程條件：氣井有一定的剩余儲量；地層壓力足夠高，地層壓力建議大于13 MPa；進氣點至水平段垂深盡量小，建議控制在300 m以內(nèi)；水平段相對較短。

（2）試驗井優(yōu)選

從保護氣藏和維持甚至恢復(fù)氣井產(chǎn)能的角度，重點針對間開井和受積液影響的氣井，綜合地質(zhì)及工程因素，初步推薦天東017-H5、天東017-H6井直接在現(xiàn)有生產(chǎn)管柱基礎(chǔ)上分別開展氣舉、泡排試驗，七里013-H1油管打孔后實施氣舉排水采氣，建議井基本情況見表3。

表3 建議井基本情況表

2.4 下步措施建議

①試驗之前要摸清氣井的動靜液面深度；②地面氣舉工藝流程最好具備油套連通功能，以降低氣舉啟動壓力；③氣舉之前可提前加入適量起泡劑，輔助氣舉，以確保復(fù)產(chǎn)成功；④在以后新完鉆的大斜度、水平井中如果鄰井有出水氣井，那么在新井完井時可以預(yù)先安裝同心投撈式氣舉閥工作筒，在工作筒內(nèi)部安裝盲閥，在需要實施氣舉工藝時采用繩索作業(yè)更換盲閥為氣舉閥，便可實施氣舉排水采氣。

（續(xù)上表）

3 認識及建議

（1）大斜度、水平井雖然能提高單井產(chǎn)能，因受管串結(jié)構(gòu)影響，排水采氣難度大。

（2）由于受完井管柱及現(xiàn)有排水采氣技術(shù)水平的限制，目前適用于川東地區(qū)大斜度、水平井的排水采氣工藝仍以泡排和氣舉工藝為主。

（3）雖然大斜度、水平井的排水采氣難度大，一次性解決水平段的排水存在技術(shù)瓶頸，建議采取分階段逐步攻克難題的策略，先對封隔器之上的井筒逐步開展排水采氣探索試驗。

（4）優(yōu)先選擇有一定剩余儲量、地層能量相對充足、水平段相對較短、油套連通點至水平段最低點的垂深相對較小的氣井開展泡排或氣舉工藝，先行排出封隔器之上的井筒積液，封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點。

（5）下步新完鉆的大斜度、水平井完井時需提前考慮后期排水采氣工藝的要求。

1陳林.龍崗礁灘氣藏試采區(qū)排水采氣現(xiàn)場應(yīng)用試驗[R].川中氣礦，2012.6.

2張偉.大天池氣田五百梯區(qū)塊石炭系氣藏水侵特征及出水機理研究[R].重慶氣礦，2012.12.

3徐曉峰.川西氣田水平井排水采氣技術(shù)及應(yīng)用[J].新疆石油天然氣，2013.3.

（修改回稿日期2014-09-20編輯文敏）

梁兵，男，1976年出生，碩士；現(xiàn)在從事天然氣開發(fā)工作。地址：（400021）重慶市江北區(qū)大慶村中石油西南油氣田公司重慶氣礦氣田開發(fā)工藝研究所。電話：（023）67313503。E-mail：lbing@petrochina.com.cn