海上凝析氣田開(kāi)發(fā)中后期存在的問(wèn)題及技術(shù)對(duì)策
——以平湖氣田為例

王新亮

上海石油天然氣有限公司，上海

1.氣田開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

平湖氣田位于我國(guó)東海西湖凹陷保俶斜坡帶上，距離上海市南匯嘴東南方向365 km，總面積240 km2，主要包括放鶴亭、八角亭、中山亭、團(tuán)結(jié)亭等地質(zhì)構(gòu)造。平湖氣田自上而下鉆遇的地層為第四系東海群，新近系上新統(tǒng)三潭組，中新統(tǒng)柳浪組、玉泉組及龍井組，古近系漸新統(tǒng)花港組和始新統(tǒng)平湖組及寶石組。平湖組為主要的烴源巖，含油氣層系主要分布在古近系花港組和平湖組，其中花港組主要為含油層系，平湖組主要為含氣層系。平湖組氣藏中、上段儲(chǔ)層孔隙度為17%，有效滲透率范圍210～459×10-3μm2，物性分析結(jié)果為中孔、中滲儲(chǔ)層；平湖組下段孔隙度在10%～13%之間，有效滲透率在19～161×10-3μm2之間，物性分析結(jié)果為低孔、中低滲儲(chǔ)層。

平湖氣田自1999年投產(chǎn)以來(lái)，一直采用衰竭式開(kāi)發(fā)方式生產(chǎn)，經(jīng)過(guò)20多年的開(kāi)發(fā)，目前氣田天然氣綜合采出程度目前已經(jīng)達(dá)52.77%，部分層位的采出程度已經(jīng)超過(guò)70%。近年來(lái)，氣田產(chǎn)量遞減明顯，大多數(shù)井的井口流動(dòng)壓力已經(jīng)接近或者低于平臺(tái)的流程壓力，氣田已經(jīng)步入開(kāi)發(fā)的中后期階段。因此，如何保產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)以及解決氣田出水問(wèn)題是氣田面臨的主要難題以及亟待解決問(wèn)題，這同時(shí)也是制約提高氣田采收率的重要因素[1]。

2.氣田面臨的主要問(wèn)題

凝析氣田開(kāi)發(fā)中后期，產(chǎn)量遞減、氣井高含水以及井筒積液等是目前普遍存在的開(kāi)發(fā)難題[1]，而海上油氣生產(chǎn)平臺(tái)由于平臺(tái)地面條件的限制、海上作業(yè)成本高昂、海管入口壓力高等，導(dǎo)致很多陸上氣田的排采以及儲(chǔ)層改造工藝難以實(shí)施[2]，因此面臨的問(wèn)題尤其嚴(yán)峻。目前平湖氣田面臨的主要問(wèn)題如下：

1)井口壓力低迷

由于平湖氣田采用衰竭式開(kāi)發(fā)方法，地層壓力沒(méi)有外來(lái)能量補(bǔ)充而持續(xù)下降，導(dǎo)致氣井產(chǎn)能也持續(xù)下降，經(jīng)過(guò)20多年的開(kāi)發(fā)，目前絕大多數(shù)氣井井口油壓普遍接近流程壓力，甚至有部分井的井口壓力已經(jīng)低于平臺(tái)的流程壓力，導(dǎo)致進(jìn)入不了生產(chǎn)流程而停噴。

2)主力氣井產(chǎn)量遞減明顯

在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨著氣田地層能量的持續(xù)下降，平湖氣田主力氣井產(chǎn)能下降非常明顯，根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，平湖氣田放鶴亭構(gòu)造放一斷塊下層系四口主力氣井的總?cè)债a(chǎn)氣量已經(jīng)由2015年底的60.57×104m3下降至20119年底的29.51×104m3，下降幅度高達(dá)51.2%(如圖1所示)，對(duì)平湖氣田的產(chǎn)量影響較大。

Figure 1.Four mail gas wells production comparison in Pinghu gas field (2015 to 2019)圖1.平湖氣田四口主力氣井2015～2019年產(chǎn)量對(duì)比圖

3)出水氣井貢獻(xiàn)微弱

在開(kāi)發(fā)的過(guò)程中，平湖氣田先后有5口生產(chǎn)井持續(xù)大量出水，出水后產(chǎn)量快速下降，隨之停噴。這些出水井停噴后，平臺(tái)工藝仍然實(shí)施了大量復(fù)產(chǎn)措施，然而在這些出水井中，僅放鶴亭構(gòu)造放一斷塊上層系的B2井能夠間歇式放噴生產(chǎn)，并且生產(chǎn)持續(xù)時(shí)間較短；而另外4口井生產(chǎn)時(shí)率極低，多次放噴均很難復(fù)活，絕大多數(shù)時(shí)間處于關(guān)井狀態(tài)。

3.開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策

3.1.流程降壓

由于海上平臺(tái)的天然氣要經(jīng)常長(zhǎng)距離的海管輸送至陸地終端，因此對(duì)入管壓力是有一定的要求的，如流程壓力達(dá)不到入管壓力則需要用壓縮機(jī)來(lái)增壓。海上生產(chǎn)平臺(tái)的流程壓力的大小限制了氣井的井口流出壓力，單井的井口流出壓力又與該井的廢棄地層壓力息息相關(guān)，進(jìn)而影響著整個(gè)氣田的最終采收率。因此通過(guò)降低流程壓力可以達(dá)到降低廢棄地層壓力，進(jìn)而延長(zhǎng)生產(chǎn)井壽命，提高氣田采收率的目的[3][4]。

根據(jù)海上生產(chǎn)平臺(tái)降壓對(duì)象的不同，平湖氣田目前實(shí)施的流程降壓又可以進(jìn)一步細(xì)分為：?jiǎn)尉鞒探祲汉推脚_(tái)流程降壓。

3.1.1.單井流程降壓

一般來(lái)說(shuō)，海上生產(chǎn)平臺(tái)的所有氣井的最小井口流動(dòng)壓力是一致的，均為平臺(tái)的流程壓力，在氣田生產(chǎn)后期，當(dāng)氣井的井口流動(dòng)壓力低于平臺(tái)流程壓力時(shí)，氣井由于無(wú)法進(jìn)入平臺(tái)生產(chǎn)流程而停噴。由于平湖氣田的海上生產(chǎn)平臺(tái)既有油井又有氣井，油井的流程壓力又比氣井的流程壓力低，因此，當(dāng)氣田某一口氣井的井口流動(dòng)壓力率先降至平臺(tái)流程壓力時(shí)，在經(jīng)過(guò)適當(dāng)?shù)牧鞒谈脑熘?，可將該氣井轉(zhuǎn)接至油井的生產(chǎn)流程繼續(xù)生產(chǎn)，從而將該井的井口流動(dòng)壓力降低至油井的流程壓力，進(jìn)而達(dá)到單井流程降壓的目的。

平湖氣田氣井流程壓力目前為3.8 MPa，經(jīng)過(guò)單井降壓后，單井的井口流動(dòng)壓力可以降低至1 MPa，經(jīng)單井流程降壓后，氣井單井的井口流動(dòng)壓力下限降低幅度高達(dá)73.68%。

3.1.2.平臺(tái)流程降壓

平湖氣田生產(chǎn)平臺(tái)最初設(shè)計(jì)的流程壓力為9.6 MPa，早期是依靠氣藏自身的能量進(jìn)行衰竭式開(kāi)采，2010年大部分主力氣井的井口流動(dòng)壓力均已經(jīng)接近9.6 MPa 的流程壓力線，因此從2010年12月至2014年9月，平臺(tái)氣井生產(chǎn)流程歷經(jīng)多次優(yōu)化調(diào)整[5]，流程壓力逐步降至6.5 MPa，通過(guò)生產(chǎn)流程優(yōu)化繼續(xù)進(jìn)行降壓的空間已經(jīng)非常有限。2014年，在氣藏研究人員建議下，平湖平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)對(duì)濕氣壓縮機(jī)進(jìn)行了加載試運(yùn)行，測(cè)試入口壓力最低可達(dá)3.8 MPa，通過(guò)試運(yùn)行發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過(guò)流程降壓后，低壓氣井成功實(shí)現(xiàn)自噴復(fù)活，并且相同氣嘴下，正常生產(chǎn)的氣井井口產(chǎn)量也有一定的提升。2017年，平臺(tái)再次進(jìn)行流程改造，將兩臺(tái)濕氣壓縮機(jī)串聯(lián)，理論上做到可以將氣井流程壓力降低至1.8 MPa，從而使得大部分井的生產(chǎn)壽命再次延長(zhǎng)。

3.2.排水采氣

由于氣田處于開(kāi)發(fā)中后期，目前地層壓力普遍處于較低水平，導(dǎo)致氣井積液周期明顯變短，如不及時(shí)將積液排出，將導(dǎo)致氣井井筒加載，井下工具腐蝕以及井筒液體回流導(dǎo)致對(duì)地層的二次傷害等，最終還將導(dǎo)致氣井水淹。由于氣田開(kāi)發(fā)后期，氣井的地層壓力較低，僅僅依靠氣井自身能量很難將氣井井筒中的積液攜帶出來(lái)，因此人工輔助排液是最為常用的手段之一[6]。常見(jiàn)的人工復(fù)制排液技術(shù)包括：氣體伴注排液技術(shù)、間歇關(guān)放排液技術(shù)、氣舉排液技術(shù)以及采氣排液技術(shù)等[7]-[12]。

根據(jù)作業(yè)措施的不同，平湖氣田目前所實(shí)施的排水采氣技術(shù)又可以進(jìn)一步細(xì)分為：氣舉閥排水采氣以及油管穿孔排水采氣。

3.2.1.氣舉閥排水采氣

對(duì)于生產(chǎn)管柱帶有氣舉閥的氣井，當(dāng)氣井出水無(wú)法自噴生產(chǎn)后，氣井產(chǎn)量和井口流動(dòng)壓力持續(xù)下降，在海上平臺(tái)，通常將氣井井口產(chǎn)出的天然氣經(jīng)過(guò)分離器分離后，通過(guò)氣舉管柱回接至產(chǎn)水氣井的氣舉管柱上，用氣舉泵將氣體通過(guò)氣舉管柱和氣舉閥注入至該井的井筒中，充分利用氣體的膨脹，以較短時(shí)間來(lái)排出井筒中的積液，降低井筒負(fù)載，加大地層的生產(chǎn)壓差，從而達(dá)到排水采氣的目的。

3.2.2.油管穿孔排水采氣

對(duì)于部分投產(chǎn)較早的生產(chǎn)井，由于生產(chǎn)管柱中沒(méi)有下入氣舉閥的氣井，當(dāng)氣井出水后，不能直接使用氣舉閥來(lái)排水采氣，如動(dòng)管住大修井的話，成本非常高昂，而現(xiàn)有排水采氣工藝又難以滿足實(shí)際生產(chǎn)需要，如沒(méi)有其他措施的話，將導(dǎo)致氣井水淹關(guān)井。油管穿孔排水采氣技術(shù)[13]試驗(yàn)思路來(lái)源于氣舉排水工藝，孔眼作用相當(dāng)于簡(jiǎn)易氣舉閥，該技術(shù)有效的解決了海上生產(chǎn)平臺(tái)不動(dòng)生產(chǎn)管柱，也無(wú)需下入井下氣舉工具，只需通過(guò)在油管適當(dāng)位置穿孔，從油套環(huán)空中注入氣體，氣體經(jīng)過(guò)穿孔將油管中的液體舉升出來(lái)，從而達(dá)到排水采氣的目的。該方法操作起來(lái)簡(jiǎn)單、高效，很好解決了海上生產(chǎn)平臺(tái)不動(dòng)管柱氣舉排水采氣的難題。

4.應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

4.1.流程降壓效果評(píng)價(jià)

B7井為平湖氣田放鶴亭構(gòu)造放二斷塊的一口生產(chǎn)井，在2014年以后由于持續(xù)出水，同時(shí)一直沒(méi)有天然氣產(chǎn)出，因此一直處于關(guān)井狀態(tài)。2017年初，對(duì)該井實(shí)施單井降壓，將該井井口接入平臺(tái)油系統(tǒng)的生產(chǎn)流程，井口最低流動(dòng)壓力由原來(lái)的3.8 MPa 降至1 MPa，措施實(shí)施后該井成功復(fù)活，日產(chǎn)氣量逐漸上升，最大恢復(fù)至2.8×104m3，之后緩慢降低，至2018年6月，該井再次停噴。期間累計(jì)增產(chǎn)天然氣668×104m3，累計(jì)增產(chǎn)凝析油1166 m3，效果良好，該井措施前后生產(chǎn)曲線如圖2所示。

Figure 2.Production curve of B7 before and after depressurization 圖2.B7井單井流程降壓前后生產(chǎn)曲線

平湖平臺(tái)氣藏的生產(chǎn)流程最初的設(shè)計(jì)壓力為9.06 MPa，2010年時(shí)，由于大多數(shù)主力氣井井口壓力均已接近流程壓力線，經(jīng)相關(guān)技術(shù)人員研究討論，遂對(duì)平臺(tái)天然氣生產(chǎn)流程實(shí)施了流程降壓，經(jīng)過(guò)多次優(yōu)化調(diào)整，平臺(tái)流程壓力由初始的9.06 MPa 降至6.5 MPa，主力氣井得以繼續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，至壓力降至6.5 MPa時(shí)，該階段累計(jì)增產(chǎn)天然氣達(dá)11.43×108m3，措施效果顯著。

4.2.排水采氣效果評(píng)價(jià)

B1井為平湖氣田放鶴亭構(gòu)造放一斷塊的一口生產(chǎn)井，該井長(zhǎng)期帶水生產(chǎn)，產(chǎn)水量為6～8 m3/d，但是由于氣田已經(jīng)處于生產(chǎn)中后期，該井地層壓力已經(jīng)下降至較低水平，導(dǎo)致無(wú)法有效的將井筒中的積液帶出，而平湖平臺(tái)每年7～10月份都會(huì)由于臺(tái)風(fēng)影響而短暫的關(guān)井，該井每次關(guān)停之后重新開(kāi)啟均比較困難，噴活時(shí)間持續(xù)增加。由于該井在2010年大修時(shí)，根據(jù)研究人員要求和建議，預(yù)先在該井生產(chǎn)管柱中下入了氣舉閥，因此在該井開(kāi)啟困難時(shí)實(shí)時(shí)間歇性氣舉，排出井筒積液后又重新恢復(fù)自噴生產(chǎn)，很好了解決了井筒積液的問(wèn)題。

B2井為平湖氣田放鶴亭構(gòu)造放一斷塊的一口生產(chǎn)井，該井的主要產(chǎn)氣層位為P31和P32層，下部的P33層測(cè)井解釋為含氣水層，2014年初，由于產(chǎn)量持續(xù)下降，井口流動(dòng)壓力降至流程壓力而停噴，氣井修井補(bǔ)孔打開(kāi)P33層。自從補(bǔ)孔P33層之后，該井大量出水導(dǎo)致暴性水淹停產(chǎn)，之后多次進(jìn)行間歇關(guān)放排液間斷生產(chǎn)，生產(chǎn)時(shí)率較低。由于P33層與其主力產(chǎn)氣層P32層距離過(guò)近，工藝工程師研究發(fā)現(xiàn)如采用封堵水層的措施，可能會(huì)存在將P32層同時(shí)堵住的風(fēng)險(xiǎn)，因此不建議采用堵水措施；同時(shí)由于該井生產(chǎn)管柱中未提前下入氣舉閥，如想要采用氣舉閥來(lái)氣舉排水采氣就要進(jìn)行動(dòng)管柱大修作業(yè)，而海上平臺(tái)氣井大修作業(yè)費(fèi)用昂貴。經(jīng)相關(guān)技術(shù)人員討論研究，決定對(duì)該井實(shí)施油管穿孔作業(yè)。油管穿孔作業(yè)措施實(shí)施后，經(jīng)過(guò)連續(xù)氣舉，該井成功復(fù)活，生產(chǎn)時(shí)率也恢復(fù)至水淹之前的水平，產(chǎn)氣量穩(wěn)步下降，截止到2019/12/31，該井累計(jì)增產(chǎn)天然氣已達(dá)1850×104m3，累計(jì)產(chǎn)水高達(dá)6.06×104m3，并且目前日產(chǎn)氣仍保持在1×104m3以上，產(chǎn)量和壓力均較穩(wěn)定(生產(chǎn)曲線見(jiàn)圖3)，排水采氣效果較好。

Figure 3.Production curve of B2 before and after tubing perforation 圖3.B2井油管穿孔措施前后生產(chǎn)曲線

5.結(jié)論

1)針對(duì)海上凝析氣田開(kāi)發(fā)中后期普遍存在的產(chǎn)量、壓力低迷，產(chǎn)量無(wú)法持續(xù)等一系列問(wèn)題，提出了適用于海上油氣生產(chǎn)平臺(tái)上便于操作的單井降壓以及平臺(tái)流程降壓方法，使得當(dāng)氣井井口流動(dòng)壓力降低至平臺(tái)設(shè)計(jì)流程壓力時(shí)，再次通過(guò)單井降壓或者平臺(tái)流程降壓來(lái)延續(xù)氣井壽命的方法，從而使得整個(gè)氣井的產(chǎn)量和壽命得以持續(xù)；

2)對(duì)于海上凝析氣田的高產(chǎn)水氣井，由于井筒積液以及地層出水問(wèn)題導(dǎo)致長(zhǎng)期貢獻(xiàn)微弱或者處于關(guān)井狀態(tài)的產(chǎn)水氣井，提出了在海上石油生產(chǎn)平臺(tái)上易于操作的氣舉閥氣舉排水采氣措施以及油管穿孔氣舉排水采氣措施，該措施實(shí)施后，成功盤(pán)活了高產(chǎn)水氣井，有效降低了氣井的水侵風(fēng)險(xiǎn)，為海上氣田排水采氣技術(shù)指明了方向。