川渝气田大斜度水平井排水采气工艺优化

张 婷 陈家晓 张凤琼 李 静 唐 艳

（1. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院，四川 成都 618300；2. 中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 404100；3. 中国石油西南油气田公司川中油气矿 四川 遂宁 629001）

0 引言

自1999 年以来，水平井、大斜度井技术已成为川渝气田高效开发的重要手段和发展趋势。随着水平井、大斜度井开采时间的延续，部分出水气井出现携液困难甚至水淹停产的问题，如广安气田39 口大斜度水平井中就有14 口井因气田水的影响无法连续生产，另有13 口井水淹关井；而川东石炭系气藏超过90%的水平井和大斜度井产水，其中出现携液困难甚至水淹停产问题的气井接近60%。川渝气田大斜度水平井具有以下特点：①气井产能总体较低，产能差异较大，后期以低产井为主；②气井投产后普遍产水，产水量范围跨度大（1～100 m3）；③井下管串结构复杂，普遍装有封隔器、节流工作筒及组合油管；④部分气藏埋藏较深，如川东石炭系气藏，产层深度一般超过4 500 m［1-5］。大斜度水平井的这些特点，限制了大部分工艺的开展［6-12］。气举和泡沫排水采气工艺虽因简单易行而在川渝气田直井中得到了广泛应用，但在水平井大斜度井中应用时，因其管串复杂、油套不连通等特点，严重影响工艺效果［13-20］。

1 川渝气田排水采气工艺应用现状

受大斜度、水平井深度及井身结构复杂性的制约，排水采气工艺面临极大挑战，尤其是缺乏有效手段排出水平井段的积液。近年来，泡排及气举工艺在川渝地区大斜度井、水平井中进行了先导性试验，通过排除封隔器以上的积液，在一定程度上改善了气井生产能力。

1.1 泡沫排水采气工艺

通过打孔等方式沟通油套管，实现在现有管柱上实施泡排工艺，在川渝地区大斜度、水平井中进行了39 井次泡排工艺试验，大部分井使用固体泡排剂，试验过程中出现固体起泡剂遇阻及泡排携液效果差的现象，部分泡排试验井情况如表1 所示。56.5%的工艺实施井产量低于临界流量仍可连续自喷生产，最大井深（斜深）超6 000 m，最低压力系数为0.047，最大产水量为13.2 m3／d。

1.2 气举排水采气工艺

借鉴直井气举经验，大斜度、水平井进行了4口井气举排水采气试验，其中两口井下入气举阀，最大应用井斜达53°，成功使气井恢复生产，取得了一定成效，试验情况如表2所示。由于气举阀受井斜限制，下入深度有限，大斜度及水平段积液影响无法排除，影响气举效果；打孔气举在设计时，采用“U”形管原理，设计较保守，启动压力和连续注气压力相差较大，不能有效利用压缩机，造成地面设备资源浪费。

2 大斜度水平井排水采气技术优化

2.1 泡沫排水采气工艺优化

2.1.1 研制液体泡排剂

川渝气田大斜度水平井使用的固体泡排剂存在井口、管柱变径处，或在造斜段遇阻的现象，起泡剂无法与积液接触，达不到排液的目的。而液体泡排剂在大斜度水平井中存在适应性较差、不能高效或全部携带出井底积液的问题。针对这一问题，研制新型纳米粒子泡排剂E，该体系在基础体系上创新地将纳米硬质颗粒（主要成分为SiO2，无毒无害）引入气、水两相组成的泡沫体系，使纳米粒子吸附在气／水相界面形成固化膜，阻止气泡之间的聚并和歧化，从而提高泡沫的稳定性，促使携液性能也随之提升。

表1 川渝地区部分大斜度井、水平井泡排试验效果统计表

表2 川渝地区大斜度、水平井气举试验效果统计表

通过室内实验筛选出目前使用较为普遍的4种耐高温、耐高矿化度泡排剂，与新型泡排剂E进行起泡性能、稳定性和携液效率的对比。实验条件：在常压及不同温度情况下测试起泡剂的起泡体积和半衰期，在120 ℃、常压下测试起泡剂的携液效率。结果表明：新型泡排剂E在不同温度条件下的起泡性和稳定性均优于其他4种泡排剂，且温度越高，性能优势越明显，如图1所示，当温度达到130 ℃以后，新型泡排剂E的半衰期是其他样品的两倍。由于其良好的起泡性和稳定性，其携液效率也明显优于其他4种泡排剂，如图2所示。

2.1.2 优选加注装置

川渝气田早期泡排剂加注工艺主要为平衡罐加注，利用平衡罐内压力自行流入井中，加注时间较长，同时由于加注通道内径较小，易造成通道堵塞，影响加注效果。目前应用较多的是泵注和棒状投注工艺，泵注工艺可以实现自动分时段进行加注。结合现有大斜度水平井普遍压力底、产液量小的生产特征及气井分散、无人值守等现状，选择小排量连续加注泵，可以实现自动化间隙、连续加注。并对MX001-H6 等20 口井新建泡沫排水采气工艺进行优化，安装起泡剂加注装置13套、消泡装置5套。

图1 不同温度条件下泡排剂起泡性、稳定性对比图

图2 不同矿化度条件下，泡排剂携液效率对比图

2.1.3 现场试验效果分析

新型起泡剂E现场试验9口井，采取小排量泵连续加注，作业后与现场在用起泡剂对比，在大幅度降低用量（40.00%～53.13%）的情况下，仍然能够提高气井产气量、产水量，并降低油套压差。现场试验后（表3）日产气量增加了1.20%～58.97%、日产水量增加了3.57%～103.60%；油套压差降低了3.41%～34.43%；药剂用量较现场原在用泡排剂降低了40.00%～58.33%，综合成本可降低约60%。

表3 新型泡排剂E现场试验效果表

2.2 气举设计优化

2.2.1 地层吸液指数

对于产水量较大、油管与套管环空不连通的大斜度及水平井，打孔后实施连续气举，能够实现气井连续带液生产。但打孔气举在设计时未引入吸液指数，设计深度按“U”型管原理考虑，启动压力高，不能有效利用压缩机，如表2中QL013-H1井的启动压力高达22.5 MPa，连续气举压力仅12.5 MPa，现场气举选用25 MPa 车载式压缩机，注气压力不能有效利用，造成地面配套资源浪费。通过引入地层吸液指数这一影响启动压力的重要因素，对气举工艺设计进行优化调整，以适应川渝地区大斜度水平井较深、温度较高、地层压力差异大的客观条件。

设计思路：根据具体井况考虑打孔位置，能够保证气举的启动和卸载，设计时考虑地层吸液能力，按照具体工艺井产层渗透性高低选择地层吸液指数k 值，最终确定阀深度，计算公式如公式（1）、公式（2）所示。

地层吸液指数k的定义：在注气压力作用下，因液面下降所占容积和注气前（注气压力为0）时总液量的比值。

式中，L 为设计打孔深度，m；L静为静液面深度，m；pko为启动注气压力，MPa；pwhf为井口油压或分离器出口压力，MPa；V环为未注气时顶阀以上液体所占环空容积，m3；V油为未注气时顶阀以上液体所占油管容积，m3；k 为地层吸液指数；Gs为静液梯度，MPa／m。

2.2.2 现场试验

试验井产层中部垂深4 841.9 m，井底压力41.96 MPa，若不考虑地层吸液影响，启动压力需要39.5 MPa，采用35 MPa 车载压缩机气举无法正常启动。该井注气点深度与井深比值大于0.8，考虑地层吸液指数k 等于90%，4 800 m 处气柱压力达到42 MPa时，井筒液面基本退入地层情况下，油管内液柱高度为4 500 m，对应注气压力为33.5 MPa。35 MPa 车载压缩机在4 800 m之上注气能够启动。

现场实施最大注气压力32.4 MPa，与引入k值后的设计结果吻合，由此可见，引入地层吸液指数后，设计参数更合理，更有利于合理选择地面注气设备，使注气能力得到有效的利用。

3 结论

1）泡排和气举是适应川渝气田大斜度、水平井排水采气的有效措施，对于油管与油套环空不连通的气井，通过打孔的方式沟通油套管实施泡排或气举，能实现气井连续生产。

2）研制的新型液体泡排剂E 是一种适应大斜度、水平井生产特点的高效泡排剂，具有耐高温、高矿化度、高酸性气体的特点，现场试验结果验证其具有高效的起泡性能。

3）通过引入符合该类气井生产特点的地层吸液指数，优化气举设计方法，最大程度地利用现有设备开展大斜度水平井气举排水采气，使气举工艺在实现有效性的同时优化了其经济效益。