致密砂岩气藏水平井生产技术对策

金大权 杨志伦 张春雨 陈启文 张 春

中国石油长庆油田分公司第四采气厂

致密砂岩气藏水平井生产技术对策

金大权 杨志伦 张春雨 陈启文 张 春

中国石油长庆油田分公司第四采气厂

苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层，目前水平井是气田的主要开发方式和主力生产井，然而水平井存在生产初期压力、产量递减快，低产阶段井筒易积液、气井管理难度大等问题。针对上述问题，通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究，提出了水平井“合理控制压降、低配长稳”的技术管理思路，优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施。采用上述对策措施后，有效控制了气井压降、出砂，并延长了气井连续稳定生产时间，井下节流器配产符合率提高了17%，在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时，排出了井筒积液，延长气井开井周期，水平井生产时效明显提升。

苏里格致密砂岩气藏水平井低压低产井筒积液生产管理技术对策

随着苏里格气田水平井开发技术突破，气田生产水平井由2010年的29口增至目前的903口，水平井产气量贡献比例由2010年的5.2%提升至目前的36.3%。随着水平井生产井数快速增大和生产时间延长，低产积液井数逐年增多，水平井管理难度逐渐增大。如何降低水平井压力、产气量递减速率，防止地层出砂，有效延长气井进入低产积液阶段前的连续稳定生产时间，对储层保护、合理利用地层能量和降低生产管理成本有着重要意义。水平井进入低产生产阶段后，如何采取技术措施排出井筒积液，确保低产阶段气井产能得到有效发挥，实现提高采收率和气田科学高效开发。为此选取苏里格气田苏6、苏54、苏36—11、苏东41—33区块（以下简称研究区）为例进行研究。

1 水平井生产技术思路

苏里格气田水平井水平段主要采用裸眼或筛管完井，储层改造方式采用水利喷射、裸眼分段压裂、体积压裂三种[1-3]。水平井初期生产配产应合理控制气井压降速率，预防气井出砂、防止井筒积液。若配产过高，易导致气井压力、产气量递减快及气井出砂，从而使气井过早进入积液、间歇生产阶段，不仅导致气井开井时率降低、管理成本增大，而且不利于储层保护和提高采收率。

为提高水平井开发效果，考虑有效保护储层、合理利用地层能量、提高储量动用程度和最终采收率，降低气田生产管理成本等，结合气田集输工艺和冬季高峰供气调产需求，对水平井实行精细分类、优化管理技术措施和生产制度，形成了“合理控制压降、低配长稳”的生产管理技术思路，实现水平井科学高效管理目的。

2 水平井生产特征

2.1 水平井压力、产量变化特征

根据研究区55口生产时间超过3年的水平井生产动态分析，结果表明，水平井第一年生产期间日均产气量为6.5×104m3，产量年递减率为34.6%，生产两年后产气量递减趋于平稳[4]，年递减率降至15%以内（图1-a）。水平井投产初期压降速率较大，随着生产时间延长压降速率快速降低，生产一个月后压降速率变化趋于稳定，降至0.08 MPa/d（图1-b）。

2.2 水平井产水、出砂特征

研究区61口水平井生产跟踪表明，水平井平均生产水气比0.79 m3/104m3，产出水平均总矿化度20 949 mg/L，为CaCl2型地层水。水平井产水量整体相对较低，生产水气比主要介于0～1 m3/104m3区间（图1-c），水平井生产期间产水量相对比较稳定（图1-d）。水平井配产大于12×104m3时，气井明显出砂，配产低于12×104m3时，生产期间未监测到出砂。

图1 水平井生产动态特征曲线图

2.3 临界携液流量计算

研究区水平井生产油管组合类型主要有三种（表1），通过对气井实际生产出现积液时产气量（临界携液流量）统计分析表明，φ88.9 mm与φ73.0 mm的两种油管组合井临界携液流量相同，遵循φ 88.9 mm油管井积液规律，其临界携液流量为1.5×104m3/ d；φ114.3 mm油管井临界携液流量2.0×104m3/d。

表1 研究区水平井生产管柱组合类型及临界携液流量统计表

根据李闽[5]建立的气井临界携液流速与临界携液流量公式（LM公式）[6]，将苏里格气田天然气高压物性、油管管径等参数代入LM公式，得到φ70.3 mm、φ114.3 mm油管井临界携液流量值（表1）。LM公式计算气井临界携液流量与现场生产实际吻合，说明研究结果准确，为指导气井管理提供可靠依据。

式中：

ut—临界携液流速，m/s；

qc—气井为临界携液流量，104m3/d；

σ—液滴界面张力，N/m；

ρl、ρg—分别为液滴、气体密度，kg/m3；

p—气井压力，MPa；

A—油管截面积，m2；

Z—气体偏差系数，无量纲；

T—气体温度，K。

3 水平井生产技术对策

苏里格气田采用“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”的“中低压集气模式”[7]。该模式下水平井生产管理对策[8]的制定要充分结合气井阶段性生产特点，即水平井节流降压生产阶段要合理配产、准确配置节流器气嘴直径参数，确保气井配产合理、节流器投放后气井能有效携液、并按配产生产；气井进入低压低产生产阶段后要采取排水采气、间歇开关等措施，通过助排措施有效排出井筒积液，延长气井开井周期和确保气井产能发挥。

3.1 合理配产技术

苏里格气田水平井初期配产依据传统经验法确定[9]，即按照试气无阻流量的1/5～1/3作为气井合理配产，该方法确定的配产存在气井出砂、压力产量递减快等问题。针对上述问题，对气井合理配产与试气无阻流量关系开展研究，发现研究区21口配产合理井（压降速率小于0.02 MPa/d）的配产与试气无阻流量有较好相关性，即拟合得到经验公式如下：

式中：

q合为气井合理配产，104m3/d；qAOF为试气无阻流量，104m3/d。

由公式（3）可知，水平井适用于“低配长稳”的生产方式。结合水平井井筒积液及地层出砂规律，水平井最小配产大于2.0×104m3/d，最大配产不超过12.0× 104m3/d。公式（3）在13口井中应用发现，其确定合理配产与产量不稳定分析方法评价合理配产平均相对误差18.36%，表明公式具有可信性，为水平井初期配产及直接投放节流器井配产提供可靠依据。

3.2 井下节流技术

井下节流技术是将地面节流气嘴移至气井井筒油管内[10]，实现预防天然气水合物堵塞和降低地面集气压力目的。目前苏里格气田井下节流技术及现场施工工艺已趋于成熟，但受气井产液、产能变化等影响，水平井投放节流器后其配产符合率（实际产量÷理论配产×100%）偏低、部分井出现积液停产问题，因而增大了节流器打捞更换作业成本，井筒频繁作业易造成井下事故。如研究区2009～2013年共投放井下节流器73口，节流器投放后配产符合率为74.3%，其中9口井节流器投放后出现积液停产，由此而进行节流器打捞更换作业26井次。

根据节流器临界流态下（p2/p1≥0.55）[11]气嘴直径d、产量qmax与入口压力p1(MPa)关系式（4）、及井口与井筒压力关系式[12]（5）如下：

式中：

qmax—气井节流器配产，104m3/d；

p1—入口压力，MPa；

p2—出口压力，MPa；

pc—井口套压，MPa；

d—节流器气嘴直径，mm；

γg—天然气相对密度，取0.598；

T1—节流器入口天然气温度，K；

Z1—天然气偏差系数，无量纲；

H—节流器座封深度，m。

由公式（4）、公式（5）可知：在确定气井节流器配产qmax和投放深度H后，节流器气嘴直径d主要与入口压力p1值相关，因此节流器气嘴直径参数优化转化为根据水平井产液、产能变化对井口压力pc的优化。优化前pc按井口初始压力（23～25 MPa）取值，优化后pc的取值方法优化如下：

1）试气完井后投放节流器投产井：根据水平井初期生产压降的特征，Ⅰ类井（试气无阻流量qAOF≥50×104m3/d井）Pc值取20.4 MPa、Ⅱ类井（20＜qAOF＜50）取18.7 MPa、Ⅲ类井（qAOF≤20）井取16.0 MPa。

2）试采或调峰生产结束后投放节流器井：通过分析试采或调峰生产期间产气量、压力关系，然后根据气井配产值与拟合产气量、压力间关系，可得到该配产值的Pc值（图2）。

图2 苏EH井pc值的优化路程图

3）产水井节流器参数优化：因公式（4）计算气嘴直径时未考虑气井产水量因素，现场开展了12口不同生产“水气比”井与“气嘴直径”的相关性研究，拟合出根据水气比与调整气嘴直径的经验公式（6），该公式实现了产水井节流器气嘴直径的修正（水气比小于0.5 m3/104m3井可以忽略产水影响）。

式中：

dx—修正后的气嘴直径，mm；

d—修正前气嘴直径，mm；

B—气井生产水气比，m3/104m3。

3.3 水平井排水采气技术

水平井进入低产(产气量小于2×104m3/d)生产阶段后，由于产气量已降至临界携液流量值以下，气井油套压差常出现增大情况，说明井筒有积液[13]，若不及时带出积液，将影响气井产能的有效发挥。针对水平井积液问题，研究区从2013年开始已累计开展泡沫排水采气53口/256井次，通过对泡排制度和措施效果的持续评价优化，形成了水平井不同产量区间的泡沫排水技术政策（表2）。积液水平井通过间歇性加入泡排剂，排出了积液，延长开井周期。

表2 水平井泡沫排水采气选井及措施制度统计表

3.4 水平井生产管理政策

结合水平井合理配产、井下节流、排水采气等配套管理技术措施，对气井管理制度进行持续优化[14]，完善了水平井生产管理制度[15]，并逐步形成了适用于研究区的水平井生产管理技术政策（表3）。

表3 水平井生产管理制度表

4 应用效果评价

应用水平井“低配长稳”合理配产方法，有效控制了气井压降，预防了地层出砂和井筒积液问题，延长了气井进入低产低压阶段前连续稳定生产时间（图3、4）。采用优化后的井下节流器参数优化方法，节流器配产符合率由优化前的73%提升至91%，节流器生产异常井（高压低产或积液停产）的井数概率由9%降至1%。

图3 苏FH井生产动态曲线图（产量初期高配）

图4 苏GH井生产动态曲线图(产量低配长稳)

积液水平井通过执行优化后的泡排措施与生产管理制度，气井平均油套压差下降了1.5 MPa，开井时率提高了16%。现场应用表明，优化完善后的水平井生产管理对策在苏里格气田生产管理过程中应用效果显著，达到了科学高效管理水平井目的。

5 结论

1）通过开展水平井生产和井筒积液规律研究，完善了水平井合理配产方法，确立了水平井“低配长稳”的管理方式。

2）优化了水平井井下节流、泡沫排水工艺措施，提升了气井节流器配产符合率，降低了节流器生产异常井的节流器更换打捞成本，提高了气井连续生产能力。

3）水平井“低配长稳”的管理方式及配套工艺技术在苏里格气田水平井生产管理中应用效果显著，达到了科学、高效管理水平井的目的。

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（修改回稿日期 2016-12-11 编辑 陈古明）

金大权，1983年生，工程师；长庆油田分公司内聘技术专家，主要从事气藏研究工作及气田开发管理工作。地址：（710021）陕西省西安市未央区未央湖花园小区。电话：15399479934。E-mail：jdq_cq@petrochina.com.cn