连续油管液氮排液技术在苏10－30－38H井的应用

伍晓妮

（中国石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦 124010）

连续油管液氮排液技术在苏10－30－38H井的应用

伍晓妮

（中国石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦 124010）

苏里格气田苏10区块为典型低渗、低压、低丰度、低产的岩性气藏，针对苏里格气田苏10－30－38H井排液困难的问题，提出了应用连续油管液氮排液技术，并对连续油管类型、液氮注入排量、排液方法、连续油管下入深度、液氮用量等工艺参数进行了优化设计，现场应用取得了良好的排液效果。该工艺排液速度快，施工安全，可为低渗气藏水平井试气及生产提供保障。

苏里格气田；连续油管；液氮排液

水平井开发气藏的主要优势是增加泄流面积，尤其对于三低（低产、低效、低渗）油气藏，在增加单井产量、提高油气采收率等方面有着无可比拟的优势。资料显示，一般直井的流量为4.25×104m3／d，而同一油气藏的水平井，在储层性质没有很大变化的情况下，其理论流量几乎接近39.6×104m3／d。因此，为了合理有效利用水平井的优势，加快开发脚步，苏里格气田苏10区块部署了水平井苏10－30－38H井。由于该井压力系数低，加上水平段较长，诱喷试气困难，为此采用了连续油管液氮技术。

1 苏10－30－38H井基本情况

1.1 基本数据

苏10－30－38H井位于苏10区块西北部，开发目的层为盒8上和山1，气层段压力28.03 MPa。该井气层有效孔隙度为9.3%，渗透率为2.793× 10－3μm2，泥质含量为8.8%，属于低渗气藏。直井段及造斜段采用244.5 mm生产套管，下至水平段起点（3 449.29 m），并用水泥固井；水平段采用φ139.7 mm打孔衬管，悬挂器悬挂在生产套管底部。

1.2 排液困难原因分析

苏里格气田盒8、山1气藏属于低渗、低压、低丰度岩性气藏，储层具有中等偏强水敏特征，而水敏损害是低渗透储层损害的主要因素［1］。因此，气井井筒中存在的积液必须及时彻底地排出，减轻储层伤害，准确确定试气产量。综合分析，苏10－30－38H井井筒排液困难主要有以下几点：

（1）气藏自身特性决定了排液困难。苏里格气田压力系数平均为0.87，属于低压气田，苏10区块盒8段及山1段储量丰度分别为1.6×108m3／km2、0.6×108m3／km2，属于低丰度气藏，这两个特性决定了该水平井自身的地层能量较低；而且气藏属于低渗气藏，地层中的气体不能迅速进入井筒实现助排，因此无法依靠自身能量举升出全井筒内的静液柱。

（2）水平井钻井周期较长，地层能量没有得到有效利用。苏10－30－38H井钻井过程遇到泥岩坍塌等复杂地质情况，中途多次停止钻井进行事故处理，这直接导致地层自身的弹性能量随着时间的增长被消耗掉，无法提供更多的能量来举升井筒液体。

（3）水平井完井管柱结构简单，导致排液困难。苏10－30－38H井直井段套管内径大，完井管柱结构简单，没有封隔器；水平段采用139.7 mm打孔衬管完井，而且井较深（垂深3 455 m），造成积液量大，静液柱压力高，常规排液方法全部举升难度较大。

因此，必须选择出一种高效快速排液技术，快速彻底排出水平井井筒内的液体。目前常用的低渗透气藏排液工艺有制氮拖车、液氮泵车，与一般的排液措施对比，具有掏空深度大、作业周期短、安全、不污染环境等优点。考虑到气藏具有中～强压敏特征，而且排液井为水平井，井身结构复杂，为减轻排液对储层产生的回压，决定选用连续油管液氮排液技术。

2 连续油管液氮排液技术特点

连续油管液氮排液技术是通过生产管柱先将连续油管下入到预定排液深度，利用液氮泵车将液氮从连续油管中注入（管柱下井过程中可边下边注），利用气液混合卸压原理，将生产管柱中的液体替出井筒；随着液体的排出，不断加深连续油管，增加掏空深度，以达到排液试气的目的。与传统排液工艺相比，连续油管液氮排液技术具有以下优点：

（1）连续油管下入生产管柱，减小有效流通面积，提高流动速度，增强气井的排液能力。

（2）连续油管可实现单点气举和边举边下，起到气举凡尔的作用，减少井下工具的下入，降低工具掉入井筒内打捞困难的风险。

（3）连续油管下入无需压井，消除了压井液对地层污染的可能性。

（4）连续油管注气速度灵活可控，返排率高，能获得最大的试油（气）产能。

（5）氮气密度小，在循环过程中对井底流体压力小，不会对地层造成压力敏感伤害。

（6）氮气将井筒内液体举升至地面后，井底会形成负压区，诱使地层中的油气喷发出来，达到排液诱喷的效果［2］。

3 工艺参数优化设计

为了确保水平井能在最短时间且最少液氮消耗量的前提下尽快排液，减轻积液对储层的伤害，获得最大试气产能，对排液的整个过程进行优化设计。结合已知的钻井记录、地层和油管参数，综合考虑经济效益等，分别对排液方法、液氮注入排量、连续油管类型、连续油管下入深度及液氮用量等进行优化设计。

3.1 连续油管类型优选

目前油田上常用的连续油管类型主要分为QT－700、QT－800、QT－1000TM三种类型，根据苏10－30－38H井钻井记录的气层最大压力，进行屈服强度和挤毁压力校核，确定选用QT－700型连续油管，油管外径38 mm，内径33.27 mm。

3.2 排液方法选择

连续油管排液方法分为环空注气连续油管排液和连续油管注气环空排液两种，综合考虑采取后一种方法。该方法不仅能够将井筒内的液体快速顺利排出，而且还可节约液氮用量［3］。

3.3 液氮注入排量的确定

一般来说，氮气排液诱喷时注入速度的取值范围应该较高一些。因为采用氮气排液诱喷时，在气体与液体之间会存在一定滑脱现象，如果注入速度过低，滑脱现象会比较严重，进而影响积液举出的效果。因此，在现场施工过程中，一般应采用注入设备的最大排量，使得井内积液迅速而平稳举至地面，同时在井底形成负压区。

根据苏10－30－38H井钻井记录，水平井泥浆泵的现场施工最大泵压20 MPa，气层产生最大回压点为3 345 m处。因此，施工时3 345 m处受到的压力是关键值。对气层产生的压力进行流动力学分析表明，当井深为3 400 m、注氮泵排量0.5 m3／min时，液体举升摩阻压力为3.2 MPa，气层所受的压力37.2 MPa，小于钻井时的泥浆循环压力，不会对气层造成进一步的伤害。所以，液氮最大注入排量确定为0.5 m3／min。

3.4 连续油管的最大下深

水平段采用无固相甲酸钠生物聚合物完井液，有利于保护气层，因此水平段的完井液不需要排出井外。结合相关数据，在保证最高工作压力不会对管材造成损伤的前提下，应尽量将连续油管下至生产层段的中部。本次连续油管的最大下入深度为3 380 m，也即是运用液氮对3 380 m以上的液体逐级掏空进行试气投产［4］。

3.5 液氮用量

根据气态PVT方程，结合电子图版，计算得出本次需要注入液氮42 m3。考虑到试压过程中井筒可能存在漏失和液面恢复的不连续性等情况，设计液氮量按计算的理论用量的1.5倍准备，即为63 m3［6］。

4 现场应用

对苏10－30－38H井下入连续油管进行试压后，初次将连续油管下入1 500 m，采用油管正注方式注入液氮，然后逐步加深连续油管的深度，逐段连续掏空井筒内积液，共进行了23轮次液氮排液，累积注液氮70.7 m3，累积返液191.6 m3。应用效果见表1、图1。由应用效果表可以看出，连续油管液氮排液技术在苏10－30－38H井取得了较好应用效果，平均返排速度为2.66 m3／h（未考虑中途停泵时间），返排率达到100%，瞬时天然气流量6 500～8 000 m3／h。

从诱喷曲线分析看到，前9轮次，液氮不断注入，套压并没有明显的上升，返出液量较少；但后期随着累计返出液量的增加，井筒压力降低，液氮膨胀，井筒内的液体密度下降，套压迅速上升，返出液量明显增加。故液氮在深井连续多轮次举升排液优势明显。

表1 连续油管液氮排液在苏10－30－38H的应用效果

图1 苏10－30－38H井诱喷曲线

5 结论

（1）苏里格气田水平井排液困难的主要原因是地层能量小，渗透率低，导致天然气不能及时进入井筒，地层能量得不到有效补充。

（2）低渗气藏水平井井筒积液多，应用连续油管液氮排液技术具有良好的效果。

（3）连续油管液氮排液技术为低渗气藏水平井的有效开发提供了思路。

［1］ 闽琪，荣春龙，金贵孝，等.低渗透油气田研究与实践（续一）［M］.北京：石油工业出版社，1999：155－164.

［2］ 刘成.低渗透油气藏氮气快速排液技术及其应用［J］.油气地质与采收率，2003，（3）：60－62.

［3］ 王海涛.连续油管携氮气排液工艺理论研究［J］.石油钻采工艺，2009，（2）：61－64.

［4］ 刘亚明，于永南.连续油管最大下入深度问题初探［J］.石油机械，2000，（1）：9－12.

［5］ 铁忠银，傅伟，曹学军，等.连续油管解堵技术在川东北地区的应用［J］.石油地质与工程，2010，24（4）：110－111，114

TE834

A

1673－8217（2012）02－0102－03

2011－09－15

伍晓妮，工程师，1978年生，2003年毕业于西南石油大学石油工程专业，现主要从事采油技术研究与应用工作。

李金华