致密砂巖氣藏水平井生產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

金大權(quán) 楊志倫 張春雨 陳啟文 張 春

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠

致密砂巖氣藏水平井生產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

金大權(quán) 楊志倫 張春雨 陳啟文 張 春

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠

蘇里格氣田二疊系盒8段、山1段主力氣層屬于致密砂巖儲(chǔ)層，目前水平井是氣田的主要開發(fā)方式和主力生產(chǎn)井，然而水平井存在生產(chǎn)初期壓力、產(chǎn)量遞減快，低產(chǎn)階段井筒易積液、氣井管理難度大等問題。針對(duì)上述問題，通過開展水平井壓力、產(chǎn)量及井筒積液規(guī)律等研究，提出了水平井“合理控制壓降、低配長(zhǎng)穩(wěn)”的技術(shù)管理思路，優(yōu)化了水平井井下節(jié)流器參數(shù)配置、排水采氣及間歇制度等配套工藝措施。采用上述對(duì)策措施后，有效控制了氣井壓降、出砂，并延長(zhǎng)了氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)間，井下節(jié)流器配產(chǎn)符合率提高了17%，在減少積液水平井間歇開關(guān)頻次、泡排藥劑用量和加注頻次同時(shí)，排出了井筒積液，延長(zhǎng)氣井開井周期，水平井生產(chǎn)時(shí)效明顯提升。

蘇里格致密砂巖氣藏水平井低壓低產(chǎn)井筒積液生產(chǎn)管理技術(shù)對(duì)策

隨著蘇里格氣田水平井開發(fā)技術(shù)突破，氣田生產(chǎn)水平井由2010年的29口增至目前的903口，水平井產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)比例由2010年的5.2%提升至目前的36.3%。隨著水平井生產(chǎn)井?dāng)?shù)快速增大和生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，低產(chǎn)積液井?dāng)?shù)逐年增多，水平井管理難度逐漸增大。如何降低水平井壓力、產(chǎn)氣量遞減速率，防止地層出砂，有效延長(zhǎng)氣井進(jìn)入低產(chǎn)積液階段前的連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)間，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)、合理利用地層能量和降低生產(chǎn)管理成本有著重要意義。水平井進(jìn)入低產(chǎn)生產(chǎn)階段后，如何采取技術(shù)措施排出井筒積液，確保低產(chǎn)階段氣井產(chǎn)能得到有效發(fā)揮，實(shí)現(xiàn)提高采收率和氣田科學(xué)高效開發(fā)。為此選取蘇里格氣田蘇6、蘇54、蘇36—11、蘇東41—33區(qū)塊（以下簡(jiǎn)稱研究區(qū)）為例進(jìn)行研究。

1 水平井生產(chǎn)技術(shù)思路

蘇里格氣田水平井水平段主要采用裸眼或篩管完井，儲(chǔ)層改造方式采用水利噴射、裸眼分段壓裂、體積壓裂三種[1-3]。水平井初期生產(chǎn)配產(chǎn)應(yīng)合理控制氣井壓降速率，預(yù)防氣井出砂、防止井筒積液。若配產(chǎn)過高，易導(dǎo)致氣井壓力、產(chǎn)氣量遞減快及氣井出砂，從而使氣井過早進(jìn)入積液、間歇生產(chǎn)階段，不僅導(dǎo)致氣井開井時(shí)率降低、管理成本增大，而且不利于儲(chǔ)層保護(hù)和提高采收率。

為提高水平井開發(fā)效果，考慮有效保護(hù)儲(chǔ)層、合理利用地層能量、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和最終采收率，降低氣田生產(chǎn)管理成本等，結(jié)合氣田集輸工藝和冬季高峰供氣調(diào)產(chǎn)需求，對(duì)水平井實(shí)行精細(xì)分類、優(yōu)化管理技術(shù)措施和生產(chǎn)制度，形成了“合理控制壓降、低配長(zhǎng)穩(wěn)”的生產(chǎn)管理技術(shù)思路，實(shí)現(xiàn)水平井科學(xué)高效管理目的。

2 水平井生產(chǎn)特征

2.1 水平井壓力、產(chǎn)量變化特征

根據(jù)研究區(qū)55口生產(chǎn)時(shí)間超過3年的水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，結(jié)果表明，水平井第一年生產(chǎn)期間日均產(chǎn)氣量為6.5×104m3，產(chǎn)量年遞減率為34.6%，生產(chǎn)兩年后產(chǎn)氣量遞減趨于平穩(wěn)[4]，年遞減率降至15%以內(nèi)（圖1-a）。水平井投產(chǎn)初期壓降速率較大，隨著生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)壓降速率快速降低，生產(chǎn)一個(gè)月后壓降速率變化趨于穩(wěn)定，降至0.08 MPa/d（圖1-b）。

2.2 水平井產(chǎn)水、出砂特征

研究區(qū)61口水平井生產(chǎn)跟蹤表明，水平井平均生產(chǎn)水氣比0.79 m3/104m3，產(chǎn)出水平均總礦化度20 949 mg/L，為CaCl2型地層水。水平井產(chǎn)水量整體相對(duì)較低，生產(chǎn)水氣比主要介于0～1 m3/104m3區(qū)間（圖1-c），水平井生產(chǎn)期間產(chǎn)水量相對(duì)比較穩(wěn)定（圖1-d）。水平井配產(chǎn)大于12×104m3時(shí)，氣井明顯出砂，配產(chǎn)低于12×104m3時(shí)，生產(chǎn)期間未監(jiān)測(cè)到出砂。

圖1 水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征曲線圖

2.3 臨界攜液流量計(jì)算

研究區(qū)水平井生產(chǎn)油管組合類型主要有三種（表1），通過對(duì)氣井實(shí)際生產(chǎn)出現(xiàn)積液時(shí)產(chǎn)氣量（臨界攜液流量）統(tǒng)計(jì)分析表明，φ88.9 mm與φ73.0 mm的兩種油管組合井臨界攜液流量相同，遵循φ 88.9 mm油管井積液規(guī)律，其臨界攜液流量為1.5×104m3/ d；φ114.3 mm油管井臨界攜液流量2.0×104m3/d。

表1 研究區(qū)水平井生產(chǎn)管柱組合類型及臨界攜液流量統(tǒng)計(jì)表

根據(jù)李閩[5]建立的氣井臨界攜液流速與臨界攜液流量公式（LM公式）[6]，將蘇里格氣田天然氣高壓物性、油管管徑等參數(shù)代入LM公式，得到φ70.3 mm、φ114.3 mm油管井臨界攜液流量值（表1）。LM公式計(jì)算氣井臨界攜液流量與現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際吻合，說明研究結(jié)果準(zhǔn)確，為指導(dǎo)氣井管理提供可靠依據(jù)。

式中：

ut—臨界攜液流速，m/s；

qc—?dú)饩疄榕R界攜液流量，104m3/d；

σ—液滴界面張力，N/m；

ρl、ρg—分別為液滴、氣體密度，kg/m3；

p—?dú)饩畨毫?，MPa；

A—油管截面積，m2；

Z—?dú)怏w偏差系數(shù)，無量綱；

T—?dú)怏w溫度，K。

3 水平井生產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

蘇里格氣田采用“井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇、中低壓集氣、帶液計(jì)量、井間串接、常溫分離、二級(jí)增壓、集中處理”的“中低壓集氣模式”[7]。該模式下水平井生產(chǎn)管理對(duì)策[8]的制定要充分結(jié)合氣井階段性生產(chǎn)特點(diǎn)，即水平井節(jié)流降壓生產(chǎn)階段要合理配產(chǎn)、準(zhǔn)確配置節(jié)流器氣嘴直徑參數(shù)，確保氣井配產(chǎn)合理、節(jié)流器投放后氣井能有效攜液、并按配產(chǎn)生產(chǎn)；氣井進(jìn)入低壓低產(chǎn)生產(chǎn)階段后要采取排水采氣、間歇開關(guān)等措施，通過助排措施有效排出井筒積液，延長(zhǎng)氣井開井周期和確保氣井產(chǎn)能發(fā)揮。

3.1 合理配產(chǎn)技術(shù)

蘇里格氣田水平井初期配產(chǎn)依據(jù)傳統(tǒng)經(jīng)驗(yàn)法確定[9]，即按照試氣無阻流量的1/5～1/3作為氣井合理配產(chǎn)，該方法確定的配產(chǎn)存在氣井出砂、壓力產(chǎn)量遞減快等問題。針對(duì)上述問題，對(duì)氣井合理配產(chǎn)與試氣無阻流量關(guān)系開展研究，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)21口配產(chǎn)合理井（壓降速率小于0.02 MPa/d）的配產(chǎn)與試氣無阻流量有較好相關(guān)性，即擬合得到經(jīng)驗(yàn)公式如下：

式中：

q合為氣井合理配產(chǎn)，104m3/d；qAOF為試氣無阻流量，104m3/d。

由公式（3）可知，水平井適用于“低配長(zhǎng)穩(wěn)”的生產(chǎn)方式。結(jié)合水平井井筒積液及地層出砂規(guī)律，水平井最小配產(chǎn)大于2.0×104m3/d，最大配產(chǎn)不超過12.0× 104m3/d。公式（3）在13口井中應(yīng)用發(fā)現(xiàn)，其確定合理配產(chǎn)與產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法評(píng)價(jià)合理配產(chǎn)平均相對(duì)誤差18.36%，表明公式具有可信性，為水平井初期配產(chǎn)及直接投放節(jié)流器井配產(chǎn)提供可靠依據(jù)。

3.2 井下節(jié)流技術(shù)

井下節(jié)流技術(shù)是將地面節(jié)流氣嘴移至氣井井筒油管內(nèi)[10]，實(shí)現(xiàn)預(yù)防天然氣水合物堵塞和降低地面集氣壓力目的。目前蘇里格氣田井下節(jié)流技術(shù)及現(xiàn)場(chǎng)施工工藝已趨于成熟，但受氣井產(chǎn)液、產(chǎn)能變化等影響，水平井投放節(jié)流器后其配產(chǎn)符合率（實(shí)際產(chǎn)量÷理論配產(chǎn)×100%）偏低、部分井出現(xiàn)積液停產(chǎn)問題，因而增大了節(jié)流器打撈更換作業(yè)成本，井筒頻繁作業(yè)易造成井下事故。如研究區(qū)2009～2013年共投放井下節(jié)流器73口，節(jié)流器投放后配產(chǎn)符合率為74.3%，其中9口井節(jié)流器投放后出現(xiàn)積液停產(chǎn)，由此而進(jìn)行節(jié)流器打撈更換作業(yè)26井次。

根據(jù)節(jié)流器臨界流態(tài)下（p2/p1≥0.55）[11]氣嘴直徑d、產(chǎn)量qmax與入口壓力p1(MPa)關(guān)系式（4）、及井口與井筒壓力關(guān)系式[12]（5）如下：

式中：

qmax—?dú)饩?jié)流器配產(chǎn)，104m3/d；

p1—入口壓力，MPa；

p2—出口壓力，MPa；

pc—井口套壓，MPa；

d—節(jié)流器氣嘴直徑，mm；

γg—天然氣相對(duì)密度，取0.598；

T1—節(jié)流器入口天然氣溫度，K；

Z1—天然氣偏差系數(shù)，無量綱；

H—節(jié)流器座封深度，m。

由公式（4）、公式（5）可知：在確定氣井節(jié)流器配產(chǎn)qmax和投放深度H后，節(jié)流器氣嘴直徑d主要與入口壓力p1值相關(guān)，因此節(jié)流器氣嘴直徑參數(shù)優(yōu)化轉(zhuǎn)化為根據(jù)水平井產(chǎn)液、產(chǎn)能變化對(duì)井口壓力pc的優(yōu)化。優(yōu)化前pc按井口初始?jí)毫Γ?3～25 MPa）取值，優(yōu)化后pc的取值方法優(yōu)化如下：

1）試氣完井后投放節(jié)流器投產(chǎn)井：根據(jù)水平井初期生產(chǎn)壓降的特征，Ⅰ類井（試氣無阻流量qAOF≥50×104m3/d井）Pc值取20.4 MPa、Ⅱ類井（20＜qAOF＜50）取18.7 MPa、Ⅲ類井（qAOF≤20）井取16.0 MPa。

2）試采或調(diào)峰生產(chǎn)結(jié)束后投放節(jié)流器井：通過分析試采或調(diào)峰生產(chǎn)期間產(chǎn)氣量、壓力關(guān)系，然后根據(jù)氣井配產(chǎn)值與擬合產(chǎn)氣量、壓力間關(guān)系，可得到該配產(chǎn)值的Pc值（圖2）。

圖2 蘇EH井pc值的優(yōu)化路程圖

3）產(chǎn)水井節(jié)流器參數(shù)優(yōu)化：因公式（4）計(jì)算氣嘴直徑時(shí)未考慮氣井產(chǎn)水量因素，現(xiàn)場(chǎng)開展了12口不同生產(chǎn)“水氣比”井與“氣嘴直徑”的相關(guān)性研究，擬合出根據(jù)水氣比與調(diào)整氣嘴直徑的經(jīng)驗(yàn)公式（6），該公式實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)水井節(jié)流器氣嘴直徑的修正（水氣比小于0.5 m3/104m3井可以忽略產(chǎn)水影響）。

式中：

dx—修正后的氣嘴直徑，mm；

d—修正前氣嘴直徑，mm；

B—?dú)饩a(chǎn)水氣比，m3/104m3。

3.3 水平井排水采氣技術(shù)

水平井進(jìn)入低產(chǎn)(產(chǎn)氣量小于2×104m3/d)生產(chǎn)階段后，由于產(chǎn)氣量已降至臨界攜液流量值以下，氣井油套壓差常出現(xiàn)增大情況，說明井筒有積液[13]，若不及時(shí)帶出積液，將影響氣井產(chǎn)能的有效發(fā)揮。針對(duì)水平井積液?jiǎn)栴}，研究區(qū)從2013年開始已累計(jì)開展泡沫排水采氣53口/256井次，通過對(duì)泡排制度和措施效果的持續(xù)評(píng)價(jià)優(yōu)化，形成了水平井不同產(chǎn)量區(qū)間的泡沫排水技術(shù)政策（表2）。積液水平井通過間歇性加入泡排劑，排出了積液，延長(zhǎng)開井周期。

表2 水平井泡沫排水采氣選井及措施制度統(tǒng)計(jì)表

3.4 水平井生產(chǎn)管理政策

結(jié)合水平井合理配產(chǎn)、井下節(jié)流、排水采氣等配套管理技術(shù)措施，對(duì)氣井管理制度進(jìn)行持續(xù)優(yōu)化[14]，完善了水平井生產(chǎn)管理制度[15]，并逐步形成了適用于研究區(qū)的水平井生產(chǎn)管理技術(shù)政策（表3）。

表3 水平井生產(chǎn)管理制度表

4 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

應(yīng)用水平井“低配長(zhǎng)穩(wěn)”合理配產(chǎn)方法，有效控制了氣井壓降，預(yù)防了地層出砂和井筒積液?jiǎn)栴}，延長(zhǎng)了氣井進(jìn)入低產(chǎn)低壓階段前連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)間（圖3、4）。采用優(yōu)化后的井下節(jié)流器參數(shù)優(yōu)化方法，節(jié)流器配產(chǎn)符合率由優(yōu)化前的73%提升至91%，節(jié)流器生產(chǎn)異常井（高壓低產(chǎn)或積液停產(chǎn)）的井?dāng)?shù)概率由9%降至1%。

圖3 蘇FH井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線圖（產(chǎn)量初期高配）

圖4 蘇GH井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線圖(產(chǎn)量低配長(zhǎng)穩(wěn))

積液水平井通過執(zhí)行優(yōu)化后的泡排措施與生產(chǎn)管理制度，氣井平均油套壓差下降了1.5 MPa，開井時(shí)率提高了16%?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，優(yōu)化完善后的水平井生產(chǎn)管理對(duì)策在蘇里格氣田生產(chǎn)管理過程中應(yīng)用效果顯著，達(dá)到了科學(xué)高效管理水平井目的。

5 結(jié)論

1）通過開展水平井生產(chǎn)和井筒積液規(guī)律研究，完善了水平井合理配產(chǎn)方法，確立了水平井“低配長(zhǎng)穩(wěn)”的管理方式。

2）優(yōu)化了水平井井下節(jié)流、泡沫排水工藝措施，提升了氣井節(jié)流器配產(chǎn)符合率，降低了節(jié)流器生產(chǎn)異常井的節(jié)流器更換打撈成本，提高了氣井連續(xù)生產(chǎn)能力。

3）水平井“低配長(zhǎng)穩(wěn)”的管理方式及配套工藝技術(shù)在蘇里格氣田水平井生產(chǎn)管理中應(yīng)用效果顯著，達(dá)到了科學(xué)、高效管理水平井的目的。

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（修改回稿日期 2016-12-11 編輯 陳古明）

金大權(quán)，1983年生，工程師；長(zhǎng)慶油田分公司內(nèi)聘技術(shù)專家，主要從事氣藏研究工作及氣田開發(fā)管理工作。地址：（710021）陜西省西安市未央?yún)^(qū)未央湖花園小區(qū)。電話：15399479934。E-mail：jdq_cq@petrochina.com.cn