適用于大注采氣量水平井注采能力測試的連續(xù)油管測試技術(shù)
——以重慶相國寺地下儲氣庫為例

謝南星 孫風(fēng)景 王威林 譚 昊 任 科 李力民 王 巖

1. 中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 2. 中國石油西南油氣田公司儲氣庫管理處

0 引言

對地下儲氣庫氣井注采能力的評價是儲氣庫注采井方案優(yōu)化、注采計劃合理部署的基礎(chǔ)，而評價氣井注采能力的前提是要獲得準(zhǔn)確的注采井動態(tài)監(jiān)測資料[1]。通常，采用電纜測井和試井等工藝對氣井進(jìn)行生產(chǎn)測井和產(chǎn)能測試，但上述工藝在西南地區(qū)首座地下儲氣庫——重慶相國寺儲氣庫的氣井測試中面臨巨大的困難，具體表現(xiàn)在以下3個方面：①相國寺儲氣庫的注采井以大斜度井和水平井為主[2]，電纜無法到達(dá)注采井段，從而使注采井段的溫度、壓力、流量數(shù)據(jù)無法獲得；②氣井完井管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜，普遍采用雙封隔器篩管完井，電纜作業(yè)風(fēng)險大；③相國寺儲氣庫采用“稀井、單井大注采氣量”的模式，單井注采氣量大，最大采氣量超過400×104m3/d，最大注氣量超過200×104m3/d，常規(guī)電纜作業(yè)無法滿足要求；④測試儀器長時間處于高強(qiáng)度注、采工況條件下，對儀器可靠性的要求高。因此，常規(guī)測試工具、儀器和工藝都無法滿足相國寺儲氣庫氣井注采能力測試的需要，需要研發(fā)與之相適應(yīng)的測試技術(shù)。為此，針對相國寺儲氣庫單井注采能力測試面臨的困難，通過工具配套、儀器改進(jìn)、工藝優(yōu)化，形成了適用于大注采氣量水平井注采能力測試的連續(xù)油管測試技術(shù)。

1 連續(xù)油管測試技術(shù)

1.1 儀器輸送方式

目前，針對水平井而言，測井工具的輸送主要采用爬行器和連續(xù)油管兩種方式。爬行器存在輸送動力較小，對井筒技術(shù)條件要求較高(內(nèi)徑規(guī)則、井筒內(nèi)無雜物)，且施工風(fēng)險大的缺點(diǎn)[3]。而采用連續(xù)油管的輸送方式具有輸送動力大、抗拉抗壓能力強(qiáng)、成功率高、作業(yè)風(fēng)險小和可以過油管作業(yè)等優(yōu)點(diǎn)，分析認(rèn)為該輸送方式能滿足儲氣庫大注采氣量水平井的注采能力測試要求[4]。

1.2 測試制度

儲氣庫氣井注采能力測試的目的是通過對不同注采氣量下注采井段的溫度、壓力及流量進(jìn)行測試，掌握氣井的儲層滲透率、地層壓力等特征參數(shù)，了解注采氣剖面、采氣過程中井底附近儲層污染或改善狀況、儲層微觀和宏觀非均質(zhì)性，建立注采方程，定量評價氣井注采能力，為儲氣庫運(yùn)行的優(yōu)化提供依據(jù)。根據(jù)測試目的制訂測試制度，如表1所示，包括井筒靜壓/靜溫測試、注采氣能力測試、注采井段剖面測試、壓力恢復(fù)（采氣階段）/壓力降落（注氣階段）測試以及井筒流壓/流溫梯度測試，全部測試由連續(xù)油管一趟作業(yè)完成。

表1 氣井注采能力測試內(nèi)容統(tǒng)計表

1.3 儀器及工具

圖1 存儲式測井儀器組合圖

1.3.1 測試儀器

測試儀器選用加拿大Lee Specialties公司儲存式測井儀器，包含電池倉、存儲模塊、自然伽馬儀、套管接箍定位儀（以下簡稱為CCL）、內(nèi)嵌式流量計、全井眼流量計、溫度計、壓力計（圖1）。測試參數(shù)包含溫度、壓力、流量、自然伽馬等。儀器采用井下電池供電，主要工作參數(shù)為：耐溫175 ℃，耐壓103 MPa，本體外徑為 35 mm，壓力計精度為±0.02 MPa，溫度計精度為±1 ℃，流量計啟動流速為1 m/min。由于連續(xù)油管存在一定幅度的彎曲和拉伸，在測試其下入深度時將產(chǎn)生較大誤差，通過自然伽馬儀及CCL的測試結(jié)果進(jìn)行校正，可以保證其下入深度的準(zhǔn)確性。流量測量采用全井眼流量計和內(nèi)嵌式流量計的組合，并針對其在正/反向及大轉(zhuǎn)速的條件下，流量計渦輪易脫扣、脫落等問題，改進(jìn)了渦輪連接結(jié)構(gòu)，保證了流量計的正常運(yùn)轉(zhuǎn)。

1.3.2 連續(xù)油管

連續(xù)油管的選擇主要需考慮盡量減少其對井筒流動的影響，同時又保證連續(xù)油管能夠順利抵達(dá)測試位置，不發(fā)生螺旋鎖死。根據(jù)連續(xù)油管下入深度的模擬結(jié)果，分析下入深度對井筒流動的影響，若下入連續(xù)油管（即采用小環(huán)空生產(chǎn)）后，井底流壓與采用油管生產(chǎn)時的井底流壓越接近，則表明連續(xù)油管的影響越小。推薦采用外徑為31.75 mm的連續(xù)油管，并配套單流閥、機(jī)械丟手及旋轉(zhuǎn)短節(jié)，如表2所示，采用該連續(xù)油管生產(chǎn)時的井底壓力與油管生產(chǎn)的井底壓力較接近。

1.3.3 全尺寸通井工具

通井是為了保證測試作業(yè)的正常實施，常規(guī)通井工具只模擬測試工具的本體外徑及長度。為了保證復(fù)雜管柱條件下的作業(yè)安全，配套了全尺寸通井工具，采用1∶1的比例模擬測試儀器的外徑、長度及外形，特別是扶正器及全井眼流量計的外形，以盡可能模擬實際測試工況。

表2 連續(xù)油管（外徑31.75 mm）對井筒流動影響結(jié)果表

1.4 測試工藝

1.4.1 測試工序

測試工序主要在滿足測試參數(shù)需求的條件下，保障測試作業(yè)安全和減少連續(xù)油管作業(yè)趟數(shù)。首先，連續(xù)油管連接全尺寸通井工具進(jìn)行通井，確保井筒的通暢，保障測試作業(yè)的順利實施；然后連續(xù)油管連接儲存式測試儀器，按照井筒靜壓/靜溫測試、注采氣能力測試、注采井段剖面測試、壓力恢復(fù)（采氣階段）/壓力降落（注氣階段）測試以及井筒流壓/流溫梯度測試的順序，進(jìn)行測試作業(yè)，一趟完成全部測試項目后起出測試工具串，進(jìn)行數(shù)據(jù)回放[5]。

1.4.2 工藝關(guān)鍵參數(shù)

1）連續(xù)油管通過井口段和井下工具時，速度應(yīng)不大于5 m/min，通過直井段和斜井段時速度應(yīng)不大于20 m/min，通過水平井段時速度不大于10 m/min。

2）剖面測試應(yīng)不少于2趟（用于渦輪流量計啟動速度回歸計算）；每一趟測試期間均應(yīng)保持勻速拖動，其波動范圍應(yīng)小于10%；每一趟測試的拖動速度差應(yīng)大于5 m/min。

2 現(xiàn)場試驗及結(jié)果分析

2.1 現(xiàn)場試驗

利用連續(xù)油管測試技術(shù)，在相國寺儲氣庫開展了10口井12井次的注采能力測試，其中注氣狀態(tài)3井次，采氣狀態(tài)9井次，取全、取準(zhǔn)了相關(guān)測試數(shù)據(jù)，其中測試的最大注氣量達(dá)260×104m3/d，最大采氣量達(dá)225×104m3/d，為注采能力的準(zhǔn)確評價奠定了基礎(chǔ)。

2.2 測試結(jié)果分析

在相國寺儲氣庫開展的大注采氣量水平井的注采能力測試在國內(nèi)尚屬首次，同時測試結(jié)果也帶來了新的認(rèn)識。

2.2.1 同一口氣井注、采氣能力之間存在差異

注氣和采氣是兩個不同的過程，其中注氣過程伴隨的是地層壓力增加，由此引起儲層孔隙擴(kuò)大；而采氣過程伴隨的是地層壓力的降低，由此引起儲層孔隙收縮，之前由于缺乏注氣能力測試數(shù)據(jù)，在實際儲氣庫方案設(shè)計中，氣井采用同一個產(chǎn)能方程來描述注、采氣這兩個過程，造成設(shè)計的相關(guān)參數(shù)存在一定誤差[6-7]。通過連續(xù)油管測試技術(shù)，現(xiàn)場獲得了實際注、采氣過程對應(yīng)的產(chǎn)能方程。利用氣井注、采氣產(chǎn)能方程預(yù)測相國寺儲氣庫某井在不同地層壓力下注采井的最大注采氣量，如表3所示，對比發(fā)現(xiàn)，氣井的注入能力與采出能力差異顯著，若采用同一個產(chǎn)能方程來描述注、采氣這兩個過程，將出現(xiàn)較大偏差。因此，針對相國寺儲氣庫的大注采氣量井，有必要針對每口井在不同注采周期進(jìn)行注采能力的測試與評價，掌握各井注采潛力的動態(tài)變化，為儲氣庫注采運(yùn)行計劃的合理制訂提供依據(jù)，以保證儲氣庫安全、平穩(wěn)運(yùn)行。

表3 某井在不同地層壓力下的最大注采氣量結(jié)果對比表

圖2 某井在不同注氣量下的流量計轉(zhuǎn)速、井底溫度變化曲線圖

2.2.2 大注氣量下近井地帶呈現(xiàn)高速非達(dá)西滲流狀態(tài)

在注氣測試過程中，兩口井在大注氣量下近井地帶均呈現(xiàn)高速非達(dá)西滲流，主要表現(xiàn)為溫度、壓力以及流量的波動。相國寺儲氣庫某井在不同注氣量下的流量計轉(zhuǎn)速和井底溫度變化曲線如圖2所示，注氣量為100×104m3/d時，流量計曲線是相對平穩(wěn)的曲線，當(dāng)注氣量達(dá)到200×104m3/d時，流量計曲線波動劇烈，表明在井底產(chǎn)層段產(chǎn)生了湍流[8]。長時間處于這種湍流狀態(tài)將會對近井地帶的儲層以及管柱安全產(chǎn)生影響。在注采過程中需要避免湍流狀態(tài)的出現(xiàn)，該條件也約束了單井注采能力的發(fā)揮。

2.2.3 周期注氣后，近井地帶儲層溫度降低

根據(jù)氣井在注氣階段靜溫測試的結(jié)果來看，在儲層段普遍存在溫度降低的情況，主要原因是由于注入氣溫度低，在大氣量、長時間注入后，熱交換作用使得井筒附近的儲層溫度不斷降低。溫度降低的程度、波及的范圍和注氣時間、注氣量有關(guān)，相國寺儲氣庫氣井在注氣時井底溫度降幅最高達(dá)15 ℃。儲層溫度降低將對庫容大小形成較大影響。

2.2.4 臨界沖蝕流量成為制約相國寺儲氣庫注采能力的主要因素

如表3所示，由于相國寺儲氣庫儲層條件好，氣井注采能力普遍大于其臨界沖蝕流量，后者限制了氣井注采能力的充分發(fā)揮。臨界沖蝕流量由式（1）計算得到，其中系數(shù)C的取值是根據(jù)常規(guī)氣井的生產(chǎn)經(jīng)驗來確定的[9]，而儲氣庫氣井的氣質(zhì)條件好（一般為管輸凈化氣），生產(chǎn)狀態(tài)簡單，若仍按照常規(guī)氣井來考慮其取值就偏保守。若C值能適當(dāng)放大，將大大提高氣井的注采潛力。

式中Qmax表示臨界沖蝕流量，104m3/d；C表示經(jīng)驗常數(shù)，取值為100～150；D表示油管內(nèi)徑，mm；p表示油管內(nèi)流動壓力，MPa；γ表示氣體相對密度；Z表示氣體偏差系數(shù)；T表示氣體溫度，K。

3 結(jié)論

1）通過改進(jìn)流量計連接、配套全尺寸通井工具、優(yōu)化測試工序和工藝控制參數(shù)形成的連續(xù)油管測試技術(shù)能夠滿足大注采氣量水平井的注采能力測試要求，為該類氣井注采能力的評價奠定基礎(chǔ)。

2）同一口井的注采能力也存在差異，有必要針對每口井在不同注采周期進(jìn)行注采能力的測試與評價，掌握各井注采能力的動態(tài)變化，為儲氣庫發(fā)揮調(diào)峰作用提供指導(dǎo)。

3）大注氣量下近井地帶呈現(xiàn)高速非達(dá)西滲流狀態(tài)，對注采安全形成威脅，而周期注氣后近井地帶儲層溫度降低將影響庫容大小，通過開展測試和分析，為單井注采計劃安排和庫容盤點(diǎn)提供支撐。