火山巖氣藏面臨的出水問題及治理對策

趙曉龍

(中石油煤層氣有限責(zé)任公司 韓城采氣管理區(qū), 陜西 韓城 715400)

火山巖氣藏邊底水和高角度構(gòu)造裂縫發(fā)育,地層水沿裂縫快速錐進(jìn)至井底,導(dǎo)致大部分氣井在投產(chǎn)初期即見水[1-2]。氣井出水已成為制約火山巖氣藏內(nèi)部挖潛的一大難題。水體侵入氣藏后首先影響儲層內(nèi)的氣相滲透率。由于火山巖儲層滲透率低,巖石親水性強,地層水在毛管力的作用下進(jìn)入微孔隙和微裂縫,使近井儲層含水飽和度升高,容易導(dǎo)致儲層水鎖傷害[3-4]。同時,氣井出水也增加了井筒天然氣自噴舉升的能量消耗,且攜液能力下降導(dǎo)致井底積液,增加井底回壓,積液甚至可能“倒灌”進(jìn)儲層,導(dǎo)致氣井水淹停產(chǎn),影響氣藏最終采收率30%以上[5-7],“治水”成為火山巖氣藏穩(wěn)產(chǎn)控減的關(guān)鍵技術(shù)。

根據(jù)火山巖儲層的裂縫縱向強水竄、裂縫縱向弱水竄、孔隙縱向水錐和高含水飽和度氣層出水4種出水類型,分析不同出水類型氣井的生產(chǎn)特征,以及面臨的危害,提出裂縫縱向強水竄氣井連續(xù)循環(huán)氣舉、裂縫縱向弱水竄氣井智能化泡沫排水采氣,以及孔隙縱向水錐和高含水飽和度氣層出水氣井儲層深部解水鎖3種治理措施,實現(xiàn)從儲層至井筒的全面治水,滿足徐深氣田當(dāng)前階段出水治理需求。

1 火山巖氣藏出水特點及危害

受火山體構(gòu)造以及儲層非均質(zhì)性影響,火山巖氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜,總體上呈“上氣下水”分布,在構(gòu)造高部位為純氣層,構(gòu)造低部位為氣水同層或水層(圖1)。由于儲層物性差、自然產(chǎn)能低,通過直井多層壓裂、水平井裸眼分段壓裂等儲層改造技術(shù),實現(xiàn)了火山巖儲層的有效動用,但也縮短了氣藏的無水采氣期,約有65%的氣井在壓后試氣和試采階段已開始出水。高濤[8]根據(jù)氣井的氣水比和產(chǎn)水量等參數(shù),將火山巖氣藏的出水類型劃分為裂縫縱向強水竄、裂縫縱向弱水竄、孔隙縱向水錐和高含水飽和度氣層出水4種類型。氣井出水類型不同,表現(xiàn)出不同的生產(chǎn)動態(tài)特征[9]。

裂縫縱向強水竄型氣井一般位于高孔滲火山巖體的構(gòu)造低部位,滲透率大于1 mD,日產(chǎn)氣量一般大于5×104m3。由于人工裂縫直接溝通了活躍的底水,該類氣井投產(chǎn)即見水,日產(chǎn)水量一般大于50 m3,高產(chǎn)水量大增加了井筒內(nèi)的流動摩阻,導(dǎo)致油套壓差大,同時隨著底水的不斷錐進(jìn)或脊進(jìn),近井儲層含水飽和度不斷升高,氣相滲透率下降,油套壓力呈同步快速下降趨勢,氣井自噴期短,若不輔助排水措施,容易暴性水淹停產(chǎn)[圖2(a)]。

圖2 4種出水類型典型氣井生產(chǎn)特征曲線

裂縫縱向弱水竄型氣井一般位于高孔滲火山巖體的構(gòu)造高部位,是開發(fā)效果較好的一類氣井,日產(chǎn)氣量一般大于5×104m3。氣井產(chǎn)水主要是由于人工裂縫通過天然微裂縫溝通邊水或底水,該類氣井也投產(chǎn)即見水,但日產(chǎn)水量一般小于20 m3。由于水體侵入較弱、地層能量供給充足,氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)期長。生產(chǎn)后期,隨著底層能量衰減,油套壓差呈逐漸增大的趨勢,通過定期開展排水措施,可獲得較大的采出程度[圖2(b)]。

孔隙縱向水錐型氣井一般位于天然裂縫不發(fā)育的構(gòu)造低部位,孔隙滲透率小于1 mD,導(dǎo)流能力不及裂縫,氣井日產(chǎn)氣量一般小于5×104m3,日產(chǎn)水量一般小于5 m3。該類氣井的典型特征是:長時間關(guān)井后,產(chǎn)氣量會出現(xiàn)斷層式下降。這是由于關(guān)井后井筒內(nèi)的積液以及地層水在毛管力的作用下聚集在近井儲層,形成水鎖傷害,導(dǎo)致關(guān)井后氣井產(chǎn)量無法恢復(fù),直至氣井停產(chǎn)[圖2(c)]。

高含水飽和度氣層出水型氣井一般位于儲層物性較差的氣水同層,由毛管壓力引起底水上竄,形成介于氣頂和底水之間的氣水同層過渡帶,含水飽和度通常大于50%。該類氣井投產(chǎn)初期高壓高產(chǎn),但受儲層物性差、地層能量供給不足的影響,壓力和產(chǎn)量下降速度快,穩(wěn)定生產(chǎn)時,日產(chǎn)氣量一般小于5×104m3,日產(chǎn)水量一般小于2 m3。與孔隙縱向水錐型氣井相比,該類氣井由于儲層物性差、易發(fā)生水鎖傷害,對關(guān)井操作更加敏感。長期關(guān)井容易破壞已在儲層內(nèi)建立的流動壓力場,再次開井后,生產(chǎn)壓差不足以克服啟動壓力,氣井幾乎無法恢復(fù)連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)[圖2(d)]。

2 主要治水措施

2.1 天然氣連續(xù)循環(huán)氣舉技術(shù)

針對裂縫縱向強水竄導(dǎo)致的水淹井,采用氮氣等外來氣源的常規(guī)氣舉工藝雖能排出井筒積液[10],但由于工藝成本高(日費用2萬～4萬元),僅可用于短期強排水,一旦停止注氣,該類氣井因無法依靠自身能量排水,面臨再次水淹停產(chǎn)的風(fēng)險。布閥氣舉技術(shù)可行,但需要帶壓起下管柱,僅作業(yè)費用就超過100萬元/井。為此,大慶油田攻關(guān)形成了水淹井天然氣循環(huán)氣舉工藝,該工藝主要由天然氣壓縮機、燃?xì)獍l(fā)電機、氣水分離器和地面混輸泵等設(shè)備組成(圖3)。

圖3 天然氣連續(xù)循環(huán)氣舉工藝示意圖

根據(jù)天然氣的來源,可將連續(xù)循環(huán)氣舉施工分為復(fù)產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)兩個階段。在氣井復(fù)產(chǎn)階段,將周圍鄰井集輸進(jìn)站的天然氣作為氣源,根據(jù)地面管線流程,大致可分為兩種復(fù)產(chǎn)工藝:①若井口至集氣站同時具有生產(chǎn)管線和氣舉管線,通過氣舉管線將天然氣返輸至井口連續(xù)循環(huán)氣舉撬裝設(shè)備,經(jīng)氣液分離和增壓后,從油套環(huán)空回注至井底,注入氣通過油管鞋排出井筒和近井儲層積液,降低井底流壓,激活氣井產(chǎn)能,使氣井恢復(fù)生產(chǎn),油管產(chǎn)出的氣和水經(jīng)生產(chǎn)管線進(jìn)入集氣站。②若井口至集氣站僅有一條生產(chǎn)管線,則通過生產(chǎn)管線將站內(nèi)天然氣返輸至井口連續(xù)循環(huán)氣舉撬裝設(shè)備,油管產(chǎn)出的氣和水通過放空流程進(jìn)行回收處理。氣井復(fù)產(chǎn)后,根據(jù)氣井的排液需求,將本井產(chǎn)出的部分天然氣作為氣源,經(jīng)分離和增壓后,連續(xù)不斷地通過油套回注至油管鞋,輔助氣井排水,確保氣井長期穩(wěn)定生產(chǎn)。該工藝原理簡單、設(shè)備組成簡單、操作方便,利用天然氣作為氣源,工藝成本大幅下降(日費用0.3萬～0.5萬元),解決了水淹井復(fù)產(chǎn)和高產(chǎn)水井的排水需求。

2.2 智能化泡排工藝技術(shù)

裂縫縱向弱水竄型氣井,由于產(chǎn)氣量較大、產(chǎn)水量適中,通過定期實施泡沫排水工藝,即可滿足氣井排水的需求。但由于該類氣井日生產(chǎn)數(shù)據(jù)比較平穩(wěn),對泡沫排水采氣的介入時機難以判斷。Turner等[11]和Li等[12]基于環(huán)狀(霧)流流態(tài)下的液滴模型,計算氣井臨界攜液流量的方法與現(xiàn)場實際情況出入較大。其中,Turner等的模型判定的氣井積液時機過早,Li等的模型判斷的氣井臨界攜液流速與井筒流態(tài)不吻合。此外,由于此類氣井產(chǎn)水量較大,單井泡排劑用量50～100 kg/d,再加上氣井分布零散,人工泡排維護(hù)工作量大,且加藥制度的執(zhí)行受人員和天氣等外部因素影響較大。為此,配套研發(fā)了耐溫150 ℃的高溫泡排劑[13]和智能化泡排工藝系統(tǒng)。該系統(tǒng)由自動注劑裝置、氣液兩相流量監(jiān)測裝置、井口壓力變送器和智能控制器等設(shè)備組成(圖4)。

圖4 智能泡排工藝流程

隨著氣井?dāng)y液能力的下降,井筒內(nèi)的氣液兩相流動逐漸由環(huán)霧流向段塞流轉(zhuǎn)變,經(jīng)過多年的現(xiàn)場探索,總結(jié)出火山巖儲層氣井在段塞流態(tài)下實施泡排效果最佳、攜液效果最好的認(rèn)識。為了準(zhǔn)確地監(jiān)測到段塞流態(tài),提出了采用井口油壓的實時監(jiān)測數(shù)據(jù),判斷氣井出現(xiàn)段塞流態(tài)的實用方法。如圖5所示,該組油壓數(shù)據(jù)是通過井口壓力變送器每5 min記錄一次的實時數(shù)據(jù),在出現(xiàn)段塞流前,油壓呈緩慢下降,油壓與時間呈近似直線的關(guān)系;而當(dāng)井筒內(nèi)出現(xiàn)段塞流態(tài)時,油壓出現(xiàn)周期性的波動,當(dāng)液體段塞到達(dá)井口時,油壓快速上升,直至液柱全部通過井口,隨后油壓下降,直至下一段液柱到達(dá)井口。

圖5 基于實時油壓與時間關(guān)系判斷氣井段塞流態(tài)曲線

因此,當(dāng)系統(tǒng)監(jiān)測到油壓波動的段塞流態(tài)特征,以及兩相流量計監(jiān)測到的產(chǎn)水量,自動計算泡排劑的加注量,并自動啟動泡排劑注入泵,通過油套環(huán)空注入泡排劑。泡排劑注入后,泡沫一般需要4～5 h到達(dá)井口后,此時油壓的波動幅度會減小,當(dāng)系統(tǒng)監(jiān)測到該特征或指定時間間隔,啟動消泡劑注入泵,消泡劑通過油管壓力表考克進(jìn)入生產(chǎn)管線,實現(xiàn)泡排劑和消泡自動注入的功能需求。

2.3 火山巖儲層深部解水鎖技術(shù)

針對孔隙縱向水錐和高含水飽和度氣層出水,導(dǎo)致儲層水鎖傷害的氣井,排水采氣措施已無法滿足技術(shù)要求,常規(guī)的表面活性劑類解水鎖劑有效期作用短。為了解除儲層內(nèi)的“水封氣”,疏通氣流通道,釋放氣井產(chǎn)能,大慶油田攻關(guān)形成了火山巖儲層深部解水鎖工藝技術(shù)。首先,自主研制了超疏水納米解水鎖劑體系,該體系主要由超疏水含氟納米乳液[14]和表面活性劑組成,通過改變巖石的潤濕和降低表面張力,以降低毛管壓力,從而解除儲層水鎖傷害。其中,超疏水納米顆粒粒徑分布在80～90 nm[圖6(a)],可均勻地吸附在巖石表面,通過增加巖石表面的粗糙度含氟基團的疏水型,將親水的巖石表面改性為氣相潤濕。與超疏水納米二氧化硅[15]等疏水材料不同,該納米顆粒在水中分散性好,無須甲醇等有機溶劑作為分散劑[圖6(b)],并且具有良好的抗沖刷性,可有效延長解水鎖作用有效期,室內(nèi)測定地層水在巖石表面接觸角可達(dá)到150.5°[圖6(c)]。此外,通過碳?xì)浔砻婊钚詣┖头急砻婊钚詣?fù)配,氣水表面張力可降低至20 mN/m以下。

圖6 超疏水納米乳液性能

其次,探索形成了解水鎖劑與液態(tài)二氧化碳段塞式注入工藝,通過高壓泵車先后注入解水鎖劑和高壓液態(tài)二氧化碳(圖7)。當(dāng)井筒內(nèi)的溫度超過31.1 ℃、壓力超過7.38 MPa時,二氧化碳呈超臨界狀態(tài),黏度低、擴散能力強,可以有效地將解水鎖助推至儲層深部。此外,超臨界二氧化碳的表面張力為零,亦具有解水鎖的作用。對于“水封氣”阻斷了能量傳導(dǎo)的近井地層而言,二氧化碳起到增能助排的作用[16],在關(guān)井反應(yīng)2～4 d后開井返排,二氧化碳輔助反應(yīng)后的解水鎖劑和地層水排出至地面。

圖7 火山巖儲層氣井解水鎖施工現(xiàn)場(注入液態(tài)二氧化碳)

最后,由于孔隙縱向水錐和高含水飽和度氣層出水兩種類型氣井對壓力變化十分敏感,應(yīng)加強管理,除站內(nèi)檢修等因素以外,盡量避免長時間關(guān)井,發(fā)現(xiàn)積液及時采用泡排等排水措施,避免再次發(fā)生水鎖傷害。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

上述3種措施實現(xiàn)了4種出水類型氣井從地層至井筒的全面治理,基本滿足了現(xiàn)階段的治水需求。累計實施60余口井,累計增氣15.7×108m3,排水和增氣效果明顯,為火山巖氣藏穩(wěn)產(chǎn)提供了有力的工程技術(shù)支撐。

開展水淹井連續(xù)循環(huán)氣舉13口井,復(fù)產(chǎn)成功率為100%,平均單井日增氣2.8×104m3,累計增氣8.3×108m3。實例分析如圖8所示。該井水淹后,油壓下降至0.6 MPa,具有典型的油管水淹特征。2020年通過間歇性氮氣氣舉,排出井筒積液后,油、套壓力恢復(fù)平衡,開井后繼續(xù)采用氮氣氣舉,實現(xiàn)了氣井復(fù)產(chǎn)85 d,增氣210×104m3,但施工費用接近300萬元,考慮到經(jīng)濟成本問題,停止氮氣氣舉后,由于日產(chǎn)水量高達(dá)100 m3以上,無法依靠本井能量攜液生產(chǎn),該井再次水淹。2021年通過開展連續(xù)循環(huán)氣舉,再次盤活該井,通過調(diào)整注氣量,油套壓差逐漸減小,日產(chǎn)氣恢復(fù)至3×104m3以上,日產(chǎn)水量保持在100 m3以上,由于采用本井氣作為氣舉氣源,日維護(hù)成本降低70%以上。

圖8 裂縫縱向強水竄水淹井A天然氣連續(xù)循環(huán)氣舉前后效果對比

開展智能化泡沫排水采氣39口井,泡排劑單次加注量15～40 L,日加注頻率1～2次,自動加注裝置泡排劑補充周期7～15 d,大幅降低人工勞動強度,平均單井日增氣0.7×104m3,累計增氣5.4×108m3。以圖9為例,該井實施智能化泡排前,壓力和產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定,平均日產(chǎn)氣量2.2×104m3,日產(chǎn)水量3.4 m3,油套壓差3 MPa左右,具有明顯的積液特征,實施智能化泡排后,套壓明顯下降,油壓略有上升,泡排初期產(chǎn)水量最高達(dá)到了19.5 m3,隨后氣、水產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定,平均日產(chǎn)氣量增加0.8×104m3,日產(chǎn)水增加7.9 m3,油套壓差基本保持在1～1.5 MPa左右。

開展火山巖儲層深部解水鎖11口井,平均單井注入解水鎖劑10～20 t,液態(tài)二氧化碳20～40 t。解除水鎖傷害后,產(chǎn)氣量可恢復(fù)至解水鎖傷害前的80%以上。實例分析如圖10所示。該井實施解水鎖施工前,油套壓差接近4 MPa,已表現(xiàn)出積液特征,產(chǎn)氣量呈下降趨勢,平均日產(chǎn)氣量3.9×104m3,日產(chǎn)水量4.5 m3,2020年4月因站內(nèi)檢修和改造等原因關(guān)井時間長達(dá)284 d,再次開井后,油套壓力同步快速下降至,生產(chǎn)僅可維持1 h左右,關(guān)井后井口壓力已無法恢復(fù)至20 MPa以上,2021年3-5月開展解水鎖施工,井口關(guān)井壓力逐步恢復(fù)至20 MPa左右,開井后,隨著水鎖傷害的解除,產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量逐步上升,平均日產(chǎn)氣量恢復(fù)至3.2×104m3,日產(chǎn)水量上升至7.0 m3。

圖10 孔隙縱向水錐型氣井C解水鎖前后效果對比

4 結(jié)論

1)根據(jù)火山巖儲層的出水特征,分析了4類存在出水問題的典型氣井的生產(chǎn)特征,明確了潛在的出水危害,可為同類型的氣井出水風(fēng)險識別和判斷提供指導(dǎo)。

2)根據(jù)儲層特性,以及氣井與邊底水的相對關(guān)系,為不同出水類型的氣井,提出了“一類一策”的治理策略。

3)要繼續(xù)加強地質(zhì)和工程結(jié)合,從“控”“排”“治”等多方面全面治理火山巖出水問題,為火山巖氣藏治水提供新思路。