阿姆河右岸奥贾尔雷气田气井生产异常压力产生原因及对策

张培军 高仪君 万翠蓉 刘荣和 张 李 李洪玺

1.中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司 2.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院3. 中国石油西南油气田公司重庆气矿

阿姆河右岸奥贾尔雷气田气井生产异常压力产生原因及对策

张培军1高仪君2万翠蓉3刘荣和2张 李2李洪玺2

1.中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司 2.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院3. 中国石油西南油气田公司重庆气矿

张培军等.阿姆河右岸奥贾尔雷气田气井生产异常压力产生原因及对策. 天然气工业，2016, 36(10): 77-84.

土库曼斯坦奥贾尔雷气田是阿姆河右岸二期工程的主供气田，具有典型的“金豆子”特征：储层物性好、产气能力高。然而，生产过程中却出现了油压连续大幅度下降、与试采方案存在较大差异等异常情况。为此，通过建立气井生产全流程综合分析方法，剖析可能造成气井油压异常变化的3种主要模式，即：①模式1——地层能量不足，地层压力下降较快，引起井口压力同步下降；②模式2——井筒管流压降异常，生产管柱中可能存在节流效应，造成井筒压降异常增大；③模式3——气井生产压差异常增大，产能大幅下降造成井口油压异常下降。在此基础上，通过系统的动态监测和深入地分析，认为该井由于钻井液密度高，而储层孔洞发育，部分重晶石在产层沉淀下来，随着高产量生产，重晶石被带出并在井筒中沉降，致使下部产层被掩埋，产气能力大幅下降，生产油压异常下降。据此及时提出对该井储层再改造、疏通产气通道、增加渗流能力的技术措施，利用连续油管冲砂洗井、酸化改造等措施，降低了综合表皮系数，减小了生产压差，恢复了该井的产气能力，确保了气井高产稳产。

土库曼斯坦 阿姆河右岸 奥贾尔雷气田 油压异常 全流程综合分析 重晶石沉淀 产层掩埋 冲砂洗井 酸化改造

土库曼斯坦阿姆河右岸所产天然气是中亚天然气管线的重要气源，奥贾尔雷气田是阿姆河右岸二期工程的主供气田之一，气田具有典型小而肥的“金豆子”特征，分布面积不大，储层十分发育，储渗性能好，气井产能高。2014年12月该气田投入试采，最高产量达到131×104m3/d，生产过程中油压异常下降，平均油压下降率高达28.9 MPa/a，严重影响了奥贾尔雷气田的开发效果。探究异常原因，找准问题症结，明确应对措施，对气井稳产、气田高效开发、生产正常组织、二期工程产能准备都具有十分重要的意义。同时，也可为类似的气井动态分析和对策措施提供借鉴。

1 气田勘探开发现状

1.1 气田构造井位特征

奥贾尔雷气田主要目的层为上侏罗统卡洛夫—牛津阶, 目的层平均埋深3 995 m。奥贾尔雷构造为桑迪克雷隆起南斜坡上基底隆起背景上的小型背斜构造，构造幅度达180 m，与点礁配合，形成Oja-21井区的局部高点[1]，圈闭面积4.78 km2。目前共钻井2口，其中Woja-21井测试产水113 m3/d，为观察井；Oja-21井测试获高产，属于气田的主力生产井（图1）。

图1 奥贾尔雷气田构造井位图

1.2 气田储层特征

奥贾尔雷气田Oja-21井区有效储层段平均孔隙度为10.3%，渗透率平均值14.48 mD，储层具中孔、中渗透特征[2-5]。结合测井资料解释，储层段裂缝较发育，生产层段XVhp层裂缝条数72条，裂缝倾角6.52°～72.03°，倾向为40°，主要属于斜交缝，缝密度1.94条/m，综合分析认为储层储集类型为裂缝—孔隙（洞）型（图2）。XVhp层上部层位（井段3 775.9～3 787.9 m）岩心见少量裂缝，孔洞发育，部分孔洞为方解石半充填，成像见少量张开缝；XVhp层下部层位（井段3 796.6～3 840.9 m）成像测井反应裂缝、溶孔发育，局部井段孔洞呈串珠状发育。产层下部层位较上部层位储层裂缝、孔洞发育，储层物性好，产气能力较强[6-7]。

1.3 气田气藏类型

Oja-21井区储层厚度最大，根据构造特征、储层发育情况及测井解释结果，储层上部电阻率高、含水饱和度低，气层特征明显；储层下部电阻率逐渐降低、含水饱和度增高，地层含水特征逐渐明显；从测试结果分析，构造高部位产气，低部位气—水同产或产水；表明气藏主要受构造控制[8-9]。奥贾尔雷气田卡洛夫—牛津阶气藏为块状底水气藏（图3）。

2 异常井生产动态

奥贾尔雷气田Oja-21井于2014年12月30日试生产，截至2015年9月30日，累计生产255 d，最高日产气量131.83×104m3，平均日产气量约为94×104m3，累计产气量2.39×108m3。平均日产液量19.92 m3，平均液气比0.228 6 m3/104m3。井口压力由开井油压46.61 MPa下降到目前的25.35 MPa，油压下降幅度达21.26 MPa，平均油压下降率为0.085 MPa/d，折算至年递减幅度为28.9 MPa/a（图4）。

针对该井油压下降快、产出能力显著变差的异常情况，利用现场动态监测设备，对生产层段（XVhp层）先后进行了2次系统产能测试、3次静温压梯度测试、1次流温压梯度测试、1次探砂面作业和多次取水样分析，以寻找其油压显著下降的异常原因。

3 主要分歧及诊断难点

该井产量高、变化大，开发观点分歧大，对策措施差异大，通过多次技术讨论，难以达成一致意见。主要有几种诊断意见：①由于构造圈闭小，气藏储量有限，生产异常是气井能量不足导致的自然衰竭过程；②气田底水能量较高，储层裂缝发育，大产量生产导致底水锥进，气藏内部被分割，两相流增加流动阻力；③地层堵塞进行性加剧，生产压差加大导致动态变化；④油管内部出现堵塞，在本区域气井完井工具较多，经常出现缩径段堵塞；⑤地面流程故障导致出现的假象。

图2 Oja-21井成像测井及裂缝产状特征图

图3 奥贾尔雷气田卡洛夫—牛津阶气藏储层厚度横向展布图

图4 Oja-21井生产动态示意图

每种判断都有可能，但针对性的技术对策和措施确是天壤之别，有些技术措施的实施，对气井乃至对气田的影响重大，不可逆转，开发效果南辕北辙，搞清异常原因，因地制宜的对策措施至关重要。

4 生产全流程综合分析

针对该井异常原因的多解性和复杂性，创造性地提出气井生产全流程综合分析方法：一是全流程，从地层到井底到井口到地面全面分析；二是全周期，从钻井、录井、测井、完井、测试、投产等全生命周期分析；三是多专业，包括地质、油藏、钻井、采气等多专业；四是由点及面，由面到点，点面结合，不放过任何蛛丝马迹，吃干榨尽所有资料信息，对气藏异常现象进行科学系统分析。在排除地面工艺流程故障的情况下，分析可能由以下3种情况造成井口油压变化异常，结合动静态资料建立数据模型进行深入剖析（图5）。这3种模式为：①模式1——地层能量不足，地层压力下降较快，引起井口压力同步下降；②模式2——井筒管流压降异常，生产管柱中可能存在节流效应，造成井筒压降异常增大[10-13]；③模式3——气井生产压差异常增大，产能大幅下降造成井口油压异常下降。通过系统分析，排除了一些异常因素，形成了如下的观点和认识。

图5 气井生产异常原因模式示意图

4.1 地层压力保持程度高，能量充足

截至2015年9月30日，Oja-21井累计产气量为2.39×108m3，井口压力由开井油压46.61 MPa下降至25.35 MPa，油压下降幅度达21.26 MPa，平均油压下降率为0.085 MPa/d。对生产层段（XVhp层）先后进行了3次静温压梯度测试，关井压力快速恢复到接近原始状态（图6），平均地层压力递减率仅为0.025 MPa/d，地层压力保持程度较高。同时，利用定容压降法预测气井动态储量达46.36×108m3，气田具有一定的地质储量。目前气井累计产出仅占动态储量5.15%，采出程度较低，综合分析奥贾尔雷气田地层能量充足。

图6 Oja-21井关井油压恢复示意图

4.2 井筒未有节流效应，压力损失正常

对比Oja-21井与阿姆河右岸二期工程其他气井，发现该井井身结构正常，未有明显的管柱异常节流现象。该井在2015年7月系统产能测试第3工作制度中上提压力计，测试3 200～3 807 m井筒流温压梯度以及井口流温压数据。利用Pipesim软件在相同工作制度下模拟井筒压降、温降曲线，结果显示模拟计算[14-19]与实际测试结果基本一致（图7）。由此得出，Oja-21井井筒管流属于正常压降、温降，油压下降较快与生产管柱没有明显关系。

4.3 产层部分被掩埋，生产能力下降

在排除地层和井筒原因后，生产压差的异常增大可能是罪魁祸首，为了定量刻画变化过程，Oja-21井在2010年10月和2015年7月分别安排了2次系统产能测试，由测试解释结果对比可见（表1），原始条件下Oja-21井射孔段3 774～3 840 m储层物性好，平均有效渗透率为115 mD，地层产能系数为

7 270 mD·m，加之溶洞与裂缝发育，初次测试无阻流量高达740.3×104m3/d。而在2015年7月测试过程中发现该井产能大幅下降，地层产能系数下降约50%，综合表皮系数增加约18倍，无阻流量下降至124.9×104m3/d。

图7 Oja-21井流温压梯度测试与Pipesim模拟对比图

地层产能系数的大幅度下降，是渗流能力降低，还是产层厚度减少，通过分析该井的钻井记录，由于气藏异常高压，显示强烈，钻井液密度高达1.93 g/ cm3，据此，安排对该井进行压力测试并探砂面、取样，发现该井部分射孔井段（3 823～3 840 m）被掩埋，生产段储层有效厚度由63.3 m缩减至48.9 m，砂样分析化验方解石含量为4.20%、重晶石含量为95.8%，结合动态监测结果和生产动态分析，认为该井是由于钻井液密度高，储层孔洞发育，部分重晶石在产层沉淀下来，随着高产量生产，重晶石不断被带出并在井筒中沉降，致使下部产层被掩埋，同时结合测井解释资料，产层下部被掩埋段储层物性远优于产层上部，使其产气能力大幅下降，生产油压异常下降。同时因掩埋致使原本地层中流体由平面径向流转变为半球面流，出现紊流效应，增大了生产压差。

表1 Oja-21井两次系统产能测试解释储层参数成果表

5 对策措施及效果

5.1 连续油管冲砂，酸洗改造

针对该井储层段（3 823～3 840 m）存在被掩埋现象，对该井进行了储层再改造，疏通产气通道，增加渗流能力。利用连续油管冲砂至井底3 856.35 m，并对近井地带实施酸洗作业，该井产能得到了很好的恢复，为后期奥贾尔雷气田高效开发奠定基础[20-22]。

5.2 储层改造前后效果对比

Oja-21井通过冲砂、酸洗改造措施后，生产压差大幅下降，产能恢复明显。该井于2015年10月9日开井生产，油压较酸洗改造前明显提高，由25.35 MPa上升至46.52 MPa；生产压差由25.3 MPa下降至0.71 MPa；单井无阻流量大幅提高（表2）。目前该井以平均日产气量100×104m3生产，整体生产状态平稳，储层改造效果很好（图8）。

表2 Oja-21井储层改造前后生产数据对比表

6 结束语

在气藏地质、开发工程、钻试工程等多学科多专业的协同攻关下，通过建立气井生产全流程综合分析法，剖析可能造成气井油压异常变化的3种模式，系统的动态监测和深入的动态分析，发现该井是由于钻井液密度高，储层孔洞发育，部分重晶石在产层沉淀下来，随着高产量生产，重晶石被带出并在井筒中沉降，致使下部产层被掩埋，产气能力大幅下降，生产油压异常下降。针对异常原因，提出通过储层再改造，疏通产气通道，增加渗流能力的技术措施取得显著的效果，生产压差由25.3 MPa下降至0.71 MPa，无阻流量增加十余倍，为奥贾尔雷气田长期高效开发奠定了基础，也为中亚天然气管道的稳定供气做出了贡献，为气田生产井异常原因诊断及处理提供了范例。

图8 Oja-21井储层改造前后生产动态曲线图

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(修改回稿日期 2016-07-07 编 辑 韩晓渝)

Origins of and countermeasures for the abnormal pressures in well production of the Ojarly gas field in the Right Bank of the Amu-Darya River, Turkmenistan

Zhang Peijun1, Gao Yijun2, Wan Cuirong3, Liu Ronghe2, Zhang Li2, Li Hongxi2
(1. CNPC Turkmenistan Amu Darya Natural Gas Company, Beijing 100101, China; 2. Research Institute of Geological Exploration and Development, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu, Sichuan 610051, China; 3.Chongqing Department of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chongqing 400021, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.77-84, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The Ojarly gas field, the major supplier of the Project Phase Ⅱ of the Right Bank of the Amu Darya River, is just small but valuable like a golden bean, although it has good reservoir properties and a high gas production capacity, the occurrence of continuous sharp decline of pressure in the well production shows a great difference from the previous well test program. In view of this, an integrated analysis method was established for the whole gas well production process to discover the three main reasons causing the abnormal well pressure. First, the formation energy and pressure dropped so fast that the wellhead pressure also fell over the period. Second, there was abnormal fluids pressure drop in the wellbore tube and throttling effect might occur in the production tube, so the pressure drop became abnormally increased. Third, due to the abnormally-increasing gas-yield pressure drop and unusually-decreasing gas productivity, the wellhead oil pressure dropped significantly. Also, through dynamic monitoring and in-depth analysis, it is also considered that due to the high density of drilling fluids and well-developed pores and caverns in the reservoirs, more and more barites separated from the fluids would be settled down covering the pay zones, so both the gas-generating capacity and production pressure significantly decreased. On this basis, some technical countermeasures were taken such as re-stimulation of reservoirs, removal of gas-producing channels, increase of seepage capacity, etc. In addition, by use of sand-flushing and acidizing, both the comprehensive skin factor and the production pressure drop were reduced to improve the well gas production capacity and maintain high productivity effectively. This study provides a technical support for long-term sustainable development and production of this gas field.

Turkmenistan; Right Bank of the Amu-Darya River; Ojarly gas field; Wellhead pressure abnormal; Comprehensive analysis of the whole process; Barite precipitation; Producing layer buried; Sand-flushing; Acidizing

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.010

中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“土库曼斯坦阿姆河右岸上产165亿立方米天然气开发关键技术研究与应用”（编号：2011E-2505）、国家科技重大专项“阿姆河右岸中区天然气开发示范工程”（编号：2011ZX05059）。

张培军，1973年生，高级工程师，硕士；现从事石油天然气开发研究及管理工作。地址：（100101）北京市朝阳区安园19号兰华国际大厦。电话： （010）58179080。ORCID: 0000-0002-6172-6978。E-mail: zhangpeijun@cnpcag.com