子洲-米脂气田泡沫排水采气工艺优化研究

季伟，赵丽丽，冯维，杨全蔚，马超

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）



子洲-米脂气田泡沫排水采气工艺优化研究

季伟，赵丽丽，冯维，杨全蔚，马超

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

随着气藏开发过程的进行，地层压力逐渐下降，气体流速降低无法满足最小携液流量时，常出现气井井筒积液。泡沫排水采气工艺具有操作方便、经济性好、成功率高的特点。针对子洲-米脂气田地质和流体具有储层物性差、气井水质矿化度高、生产工艺含醇量高的特点，泡沫排水采气工艺成功实施的关键在于选择合适的泡排剂。通过对气井气质、水质的分析，选择目前国内排水效果较好的几种泡排剂HY-3g、HY-3k、ZT-5B、ZT-11c、CT5-2作为性能评价研究对象，进行室内实验和现场试验研究，最终确定HY-3k型泡排剂，在不同甲醇含量下具有起泡高度高、携液速率快的特点，同时具有较强的抗高矿化度能力。现场试验表明，该泡排剂对增产气量和提高气井的采气时率都具有明显效果。

泡排；矿化度；含醇量；室内实验；现场试验

子洲-米脂气田由于储层物性差、产能低，储层压力降低速率高，因此低产气井（产量小于1.0×104m3/d）所占比例较高［1］；同时，气井长期稳产相对困难，气井均存在不同程度的产液，较低的产量并不能直接满足最小携液流量的要求，井筒积液现象较为普遍［2］。从而很大程度上影响了气井的产量。并且，通过气井产出水化验结果分析可知道，井筒积液水质具有高矿化度、含油、甲醇含量高等特点［1］，因此有必要针对以上情况优选出一种适用的泡排剂，并优化泡沫排水采气工艺参数。

1　气田地质及流体特征

1.1气田地质特征

子洲-米脂气田属于砂岩圈闭定容弹性驱动气藏类型［3］。子洲与米脂区块主力产气层不同，但都具有低孔低渗特点［4］。子洲气田主力气层山2段储层孔隙度为2%～10%，平均3.87%，集中分布在2%～8%，达到71.3%；渗透率为0.001mD～10mD，平均0.208mD，集中分布在0.1 mD～1mD，达53.71%。米脂气田主力气层为盒8段，孔隙度为2%～10%，平均为5.67%，集中在2%～8%，达77.0%；渗透率为0.001 mD～10 mD，平均0.308 6mD，集中分布在0.1mD～1mD，占77.9%。

1.2气田流体特征

（1）通过气田气质组分分析可以知道［6］，气体甲烷含量为94%左右，CO2平均含量为1.25%，H2S平均含量为2.32mg/m3，含凝析油0.079%、0.003m3/104m3，属于微含硫干气气藏。

（2）根据气田综合水质分析可知［6］，产出水水型为CaCl2型，Cl-的含量在27 mg/L～123 000 mg/L，平均含量为21 300 mg/L，矿化度在360 mg/L～204 000 mg/L，平均为32 100 mg/L。总矿化度含量较高，Cl-含量较高。

1.3生产现状

气田以往的泡排井中，地层水矿化度较高，泡排剂起泡高度较差和稳泡时间较短，最终导致泡排效果较差；站内甲醇泵连续加注，由于单井注醇工艺特点，导致加注泡排剂时，必须同时加注甲醇，而甲醇对泡排剂的影响较大，消泡比较严重［7］。

2　泡排剂性能室内评价及优选

通过大量药剂起泡性调研，选择目前国内排水效果较好的几种泡排剂HY-3g、HY-3k、ZT-5B、ZT-11c、CT5-2作为性能评价研究对象［8］。

实验环境在70 000mg/L矿化水中进行对比评价，总液体量250 mL，测试温度65℃～70℃，动态气流通过量800 L/min，分别对比起气泡时0 min和3min后的泡沫高度。设定不同的泡排条件：（a）泡排剂浓度0.8%，不含甲醇；（b）泡排剂浓度0.8%，含20%甲醇；（c）泡排剂浓度0.8%，含40%甲醇。各种不同实验条件下，实验结果（见图1）。

由图1中的实验结果显示，HY-3k在高矿化水中的适应能力最强，同时具有较好的抗甲醇能力，在不同甲醇含量（0%、20%、40%）下，0 min与静置3min时的泡沫高度都是最高。

对比不同甲醇含量下不同泡排剂的携液速率（见图2），可以发现，随着甲醇含量增加，携液速率先减小后增加，其中HY-3k在不同甲醇含量下都表现出较好的携液能力。

图1　五种泡排剂的起泡性能和携液能力

图2　不同甲醇含量下泡排剂携液能力

3　现场试验

采用HY-3k型泡排剂，选择子洲-米脂气田水气比大、易积液、采出水矿化度较高的井12口，单井平均增产气量0.43×104m3/d，平均提高采气时率36.81%。以其中米37-13井为例进行说明［8］。

米37-13井开采层位盒7、盒8、山2，无阻流量为2.225 3×104m3/d，矿化度为68.27 g/L。配产1.0×104m3/d。开井生产，油套压下降较快，油套压差逐步增大，日产水量在0.2 m3～0.7 m3，产液较少，油套压差为2.8 MPa，存在积液现象，无法正常生产。泡排后，油套压差减小为0.4 MPa，泡排进行期间，日产气量可达1.1×104m3，平均日产液量为0.7 m3，相比试验前，油套压差大幅下降，减小了2.4MPa，与前期生产同时间段对比提高采气时率44.76%，增产气量120.129 3×104m3，泡排效果较明显（见图3、图4），泡排期间生产平稳，采气曲线（见图5）。

图3　米37-13井泡排前压力梯度曲线图

图4　米37-13井泡排后压力梯度曲线图

4　结论

（1）现场试验结果表明，选择合适的泡排剂的泡沫排水采气工艺在具有一定产能、携液能力较差的产水气井中，应用效果较好，对降低油套压差，助排井筒积液，适用于子洲-米脂气田气井排水采气生产。

（2）HY-3k型起泡剂在子洲-米脂气田的水质配伍性较好，其抗甲醇能力高达40%以上，适应较高的矿化度（0mg/L～100 000mg/L），试验井排水效果较好，单井平均增产气量0.43×104m3/d，平均提高采气时率36.81%。

图5　米37-13井泡沫排水试验前后采气曲线图

［1］王冰.长庆气区子洲-米脂气田泡沫排水采气工艺优化研究［D］.西安：西安石油大学，2010.

［2］李强，田喜军，周玉荣，等.子洲-米脂气田泡沫排水采气技术研究与应用［J］.石油化工应用，2010，29（4）：47-53+73.

［3］巩高飞，刘军峰，储昭奎，等.物源对子洲气田山2段储层的影响［J］.石油化工应用，2014，33（6）：78-81.

［4］巩高飞.子洲气田清涧地区山2段致密砂岩气藏复杂气水关系研究［D］.成都：成都理工大学，2015.

［5］柳洁.子洲-米脂气田排水采气优化研究［D］.西安：西安石油大学，2011.

［6］李强，赵宝利，韩巧荣，等.子洲-米脂气田低产低效井生产动态分析及管理方法［J］.石油天然气学报，2009，31（3）：318-320.

［7］高志华，王磊，田喜军，等.UT系列泡排剂在子洲-米脂气田试验及效果评价［J］.石油化工应用，2011，30（3）：55-59.

［8］龚浩研.泡沫排水采气在气田开发中的研究及应用［D］.西安：西安石油大学，2013.

Optim ization of foam drainage for gas processing in Zizhou-M izhi gas field

JI Wei，ZHAO Lili，FENG Wei，YANG Quanwei，MA Chao
（Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi719000，China）

With the development of gas process，the formation pressure decreases gradually，and the gas flow rate can notmeet theminimum liquid carrying flow rate.Foam drainage gas recovery process is convenient to operated，economical，easy to success.However，in Zizhou-Mizhi gas field，with poor reservoir physical property，higher degree ofmineralization in water，high alcohol content，it is needed to choose suitable foaming agent.By the analysis of gas quality and water quality，HY-3g，HY-3k，ZT-5B，ZT-11c，CT5-2 are set as the research object of performance evaluation.Laboratory and field experimental are carried out to ultimately determine HY-3k foaming agent is suitable under different alcohol content，and the foaming height and carrying liquid rate are higher，meanwhile，it has strong ability against high mineral degree.The field test shows that the foaming agent has a significant effect on increasing the gas recovery rate.

bubble row；mineralization degree；alcohol content；laboratory test；field test

TE377

A

1673-5285（2016）07-0070-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.017

2016－06-28

季伟，男（1978-），2003年毕业于西安石油大学化学工程与工艺专业，目前从事气田开发工作。