疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

刘捷(长江大学石油工程学院) (CNPC采油采气重点实验室长江大学研究分室,湖北武汉430100)

包慧涛 (中石油青海油田分公司钻采工艺研究,青海敦煌736202)

陈进 (中石油新疆油田分公司工程院工程所,新疆克拉玛依834000)

吴程 (中石油青海油田分公司工程技术处,青海敦煌736202)

高彦增 (中石油青海油田分公司涩北作业公司,青海敦煌736202)

疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

刘捷(长江大学石油工程学院) (CNPC采油采气重点实验室长江大学研究分室,湖北武汉430100)

包慧涛 (中石油青海油田分公司钻采工艺研究,青海敦煌736202)

陈进 (中石油新疆油田分公司工程院工程所,新疆克拉玛依834000)

吴程 (中石油青海油田分公司工程技术处,青海敦煌736202)

高彦增 (中石油青海油田分公司涩北作业公司,青海敦煌736202)

随着疏松砂岩气藏的开发,低压低产井的逐渐增多导致气藏储量动用失衡,影响整个气田开发方案的实施,降低气藏的最终采收率。为了保证气田的稳产,以典型的疏松砂岩气藏涩北气田为背景,在掌握气藏储层特征的基础上,通过气井生产特征的分析对低压低产井进行了分类,结合气井低压低产形成的原因,针对性地提出了不同类型低压低产井的开发对策。现场应用效果表明,采取相应的开发对策后气井产量增大,能够保证气田稳产,提高气藏的最终采收率。

疏松砂岩气藏;低压低产井;开发对策;排水采气

疏松砂岩气藏开发过程中,由于岩性疏松、易出砂、易出水等特点[1],井口压力低于最小进站压力和气井产量小于临界携液流量的气井普遍存在,这类气井会造成气藏开发过程中储量动用的失衡,影响整个气田的储量评估及开发方案的实施。为保证气田稳产,急需开展低压低产气井有效开发对策的研究,以提高气藏的最终采收率。

1 低压低产气井生产特征分析

以典型疏松砂岩气藏涩北气田为例,通过该气田低压低产井的分析,根据造成气井低压低产的原因,可以将气井分为三类:储层供气能力差、井口回压大、气井出水出砂。

1.1 储层供气能力差

这类气井一般生产层位较浅,储层物性差,含气面积小,使得气井投产初期生产压差大,但产量却比较低,如表1中6口井的生产情况。

表1 储层供气能力差型低产低压井的生产数据

1.2 井口回压大

这类气井由于集输管线的回压大,生产压差小,造成气井产量低。如表2中的4口气井,生产压差均在地层压力的5%以内,导致日产气量小于临界携液流量。

表2 回压大型低产低压井的生产统计表

1.3 气井出水

这类气井由于生产过程中地层出水的影响,气井井口压力,油套压差增大,日产气量降低,生产过程中表现出来的特征主要有两个方面:一是随水气比增加,气井产气量和井口压力降低。如图1所示,涩20井在2003年12月产气量达到峰值后,由于受到出水的影响开始下降。2003年12月以后水气比开始快速上升,井口压力快速下降,说明随着水气比的增加,气井产量及井口压力将同步降低。二是随产水量的增加,油套压差增大,气井井底易形成积液。对于不产地层水或产水量不大的气井,如果气井处于关井的静止(稳定)状态,井底液体会被气体压入井周储层,井筒内为纯气体,井口油、套压达到最大且相等,反映此时井筒无积液。当气井开井采用油管以较合理产量稳定生产,在井筒储集效应结束后,且未见液体流入井底时的短期生产阶段,井筒内暂时为纯气体流动,此时的井口油压和套压接近或相等,即为无积液时的稳定井口压力。随着生产时间的延续,生产压差逐渐增大,原来渗入井周围气层的液体会逐渐流入井底,使油管内呈气、液两相流动,如果气井产量达不到最小携液流量,油管内的液体会在重力作用下滑脱,不断积聚增多而形成积液,从而导致井底回压增大,气体流动阻力增加,井口油、套压下降,油、套管压力差值增大(如图2)。

图1 涩20井生产动态曲线

图2 涩4-20井生产动态曲线

2 低产低压井开发对策研究

2.1 对供气能力差储层补孔改层

储层物性差的低压低产井生产气层埋藏浅、物性差或含气面积小,对于这类低产气井由于是储层自身的原因,要提高气井产量唯有补孔改层。

涩试1井2000年10月16日投产,投产初期生产井段1144.2～1147.0m;2003年6月补孔合采,补孔井段1075.2～1144.2m,具体生产情况见图3。可以看出, 2003年6月补孔合采后日产气量上升。补孔前投产初期产量达到3×104m3/d,但是由于开发层位含气面积小,开发后期产量下降使得补孔前的平均日产气量仅1.885×104m3;降低外输压力,补孔合采后该井生产平稳截至2006年12月平均日产气量为4.6067×104m3。补孔合采后平均日产气量增加2.7217×104m3,补孔效果明显。

图3 涩试1井日产气量变化曲线

2.2 对回压大井口关井降低外输压力

针对这类气井,目前常用的工艺手段是关井降低外输压力,再次开井补压后生产压差和产气量有一定程度的增加,但由于回压在后续生产过程中会再次增大,使得产气量会出现再次降低。

图4 涩1-10井生产动态曲线

从图4涩1-10井生产动态曲线可以看出,2005年4月的生产压差为0.01MPa,日产气量为1.69× 104m3,2005年5月到2005年9月关井降低外输压力,2005年10月开井外输补压后生产压差为0.16MPa,日产气量为2.45×104m3。

2.3 对出水气井进行防水、治水和防砂、控砂

气井出水、出砂不仅与其自身的工作制度、生产条件有关,而且与整个气藏的开发状况息息相关。因此这类气井的开发对策主要以整个气田防水、治水和防砂、控砂为主。

控水采气主要是控制水线前缘气井的生产压差,使其井底流动压力高于水侵区气水同产井的井底流动压力;同时合理制定水区内和水区边缘井的生产制度,确定产水气井合理工作制度。从图5和图6可以看出,涩4-9、涩深17、涩4-17井已形成低压区,涩试2井形成压降漏斗,整体受边水影响较明显,北翼气井出水量较大,因此涩深17、涩4-17、涩4-19、涩深15、涩深16及新涩4-8井应控制压差生产,水区内和水区边缘出水气井采用小油管生产以增加气井携液能力。

涩北气田针对部分气井出水的实际,选择出水量多的气井,认真分析研究气层出水特征,结合产气剖面测试中自然伽马曲线的变化等,进行出水原因分析、归类、总结,并进行工程测井验证,找准出水层位,优选不同的封堵措施,封堵出水层或窜槽层[2～5]。堵水工艺现场实施的效果分析表明 (见表3),堵水措施取得了明显的效果,恢复了气井一定的产量,说明对于出水原因的分析、出水层位的判断是准确的,采取的堵水措施是有效的。

图5 开发层组生产压差等值线图

图6 开发层组日产水等值线图

表3 涩北气田气井堵水效果分析

在气井积液分析的基础上,结合气井生产动态分析,优选不同的排水采气工艺,充分利用气井自身能量排出井筒积液[5,6]。对于产水量持续增长或异层出水、窜层的低压低产井建议采用堵水工艺技术,对于产水量稳定、携液能力不足的低压低产井建议采用排水采气工艺。排水采气工艺现场实施的效果分析表明(见表4),采用排水工艺后日产气量增加8×104m3,井口压力增加1MPa。

表4 涩北气田气井排水采气工艺效果分析

增压开采工艺技术是气田开发中后期,由于地层压力下降,用来提高采出能力和地面输送能力的采输方法。一般采用气田内部增压和集输管网增压两种方式,两者均能达到同一目的。假设涩北气田采用集输管线增压开采,此时气井的井口压力不再受最小外输压力的限制,因此可以通过降低井口压力的方式增大气井产量,达到排水采气的目的。分析结果见表5,增压开采降低井口压力后就能够满足气井的携液要求,而且气井产量增大,能够提高气井的最终采收率。

表5 增压开采降低井口压力分析结果

3 结论与建议

通过对低压低产气井生产特征及形成原因的分析,将低压低产井分为3类,针对每类低压低产井各自的特点给出相应的对策。

1)储层物性差型低压低产井宜采用改层或补孔合采措施。

2)回压大型低压低产井宜采用关井降低外输压力的间歇开采方式。

3)出水型低压低产井应根据气井自身特点采用相应的防水、治水工艺。

随着疏松砂岩气藏的持续开发,低压低产井会逐渐增多,而且造成气井低压低产的原因也会越来越复杂,所以对于类似气井的开发对策上述工艺可以作为借鉴,但对于具体气藏的低压低产井应该深入研究对应的采气工艺。

[1]马力宁.涩北气田开发中存在的技术难题及其解决的途径[J].天然气工业,2009,29(7):55～57.

[2]冯胜利,康瑞鑫,阿雪庆,等.涩北气田配套采气工艺技术评价与优选[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2012,34 (9):303～307.

[3]宗贻平,李永,尉亚民,等.涩北气田第四系疏松砂岩气藏有效开发工艺技术研究及应用[J].天然气地球科学,2010,21(3): 357～361.

[4]阿雪庆,康瑞鑫,张英.涩北气田提高单井产量的做法[J].青海石油,2013,30(1):95～99.

[5]廖意.气井出水及对策研究[D].荆州:长江大学,2012.

[6]李文魁,周广厚,毕国强,等.涩北气田排水采气工艺优选模式[J].天然气工业,2009,29(9):60～63.

[编辑] 帅群

TE375

A

1000-9752(2014)12-0204-05

2014-08-20

湖北省教育厅自然科学基金项目(Q20141303)。

刘捷(1979-),男,2001年大学毕业,博士,讲师,现主要从事油气田开发研究工作。