塔河油田九区奥陶系凝析气藏差异化排水采气技术_谌治君.pdf

2020年第12期西部探矿工程 * 收稿日期 2018-12-20修回日期 2020-10-20 第一作者简介 谌治君 （1991-） ， 男 （汉族） ， 四川射洪人， 工程师， 现从事油藏开发技术研究工作。 塔河油田九区奥陶系凝析气藏差异化排水采气技术 谌治君*， 童凯， 周禄凯 （中国石化西北油田分公司， 新疆 乌鲁木齐 830011） 摘要 塔河九区奥陶系凝析气藏是塔河油田的主力气藏， 受到天然水体的影响， 气井出水严重， 近 年来产量递减迅速， 如何恢复见水气井的正常生产是气藏合理有效开发急需解决的难题。根据现场 动态资料和携液临界流量公式， 对井筒的积液状况进行判断， 结合剩余气水关系将气井生产划分为 4个阶段。此外， 调研了国内外常用的排水采气工艺技术及其各自的优缺点和适用条件。优选出适 用于每一个生产阶段的排水采气技术， 建立了一套气藏差异化排水采气的技术方法。现场实践表 明， 该技术延长了见水气井的生产周期， 有效地提高了碳酸盐岩气藏的采出程度。 关键词 碳酸盐岩凝析气藏； 排水采气； 携液临界流量； 提高采出程度 中图分类号 TE34 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202012-0056-04 九区奥陶系凝析气藏属于断控岩溶型的碳酸盐 岩缝洞型凝析气藏， 储集空间主要为多期构造运动及 后期溶岩作用形成的缝、 溶孔及溶洞， 储集体表现为 相对孤立的单井缝洞单元， 储集体内高角度裂缝发 育。该类气藏储集空间类型多样化、 埋藏深、 构造复 杂、 连通性差， 具有网络状油气藏的特征， 是当前最复 杂特殊的气藏之一[1-2]。气藏带有不同程度能量的天 然水体， 生产过程中由于水体的突破导致气井见水， 产量递减迅速。为了恢复气井的正常生产， 必须制定 相应的排水采气对策。本文在明确了气藏目前气水 关系的基础上， 结合井筒积液情况划分了具体的产水 阶段， 建立了差异化排水采气的技术方法。实践表 明， 该技术方法能有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏 的采收率， 对同类气藏的高效合理开发具有一定借鉴 意义。 1井筒积液及产水阶段判断 在有天然水体的气藏开发过程中， 气井见水是不 可避免的过程， 当气井井筒积液后， 会导致井筒内流态 发生改变， 从而增大井筒压力梯度， 造成能量损失， 导 致气井的自喷能力变低， 降低气井产能， 严重影响气井 的正常生产[3]。实际生产中， 通常根据油压、 套压、 产水 量、 水气比、 压力测试等现场资料来判断气井产水和井 筒积液情况。此外， 还可以通过气井目前产气量与临 界携液流量的对比来判断气井的携液能力和井筒积液 情况。引用李闽等人的椭球液滴模型[4-5]， 气井临界流 速计算公式为 ucr2.5 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ σρl-ρg ρ2g 0.25 （1） 式中ucr气井携液临界速度， m/s； σ气水界面张力， N/m； ρl液体密度， kg/m3； ρg气体密度， kg/m3。 气井临界携液流量为 qcr2.5104 Apucr ZT （2） 式中qcr气井携液临界流量， 104m3/d； A油管面积， m2； p压力， MPa； T温度， K； Z气体偏差系数。 利用式 （2） 可以对气井的临界携液流量进行计算， 将计算结果与气井目前产量进行对比可以判断气井井 筒的积液状况。在此基础上结合生产状况和目前气水 关系 （图1） 可将气井排水生产详细划分为以下四个生 产阶段 ①气井刚见水。此时井筒内气相仍为连续相、 液相为非连续相， 井筒内压力梯度增大， 能量损失增 加， 油压有所下降， 为了保证气井能够连续携液， 需要 56 2020年第12期西部探矿工程 对生产制度进行优化， 适当放大油嘴， 使气井产量大于 临界携液流量， 保证气井正常自喷生产； ②井筒开始积 液。随着水体的逐渐突破， 井筒内积液开始增多， 水柱 将会增大对气层的回压， 严重时导致气井停喷， 此时气 层中天然气能量仍很充足， 通过无油嘴零回压放喷的 方式排出井筒内积液， 仍能恢复气井自喷生产； ③井筒 严重积液且溢出口以下天然气采出程度低。此时井筒 积液严重， 但储集空间内天然气采出程度低 （据现场统 计规律为30～40） ， 剩余气充足， 通过气举的方式仍 能恢复气井生产； ④井筒严重积液且溢出口以下天然 气采出程度高。常规方式难以恢复自喷生产， 可通过 抽稠泵转抽的方式继续排液采气， 提高天然气的采出 程度。 2差异化排水采气工艺技术 图1气藏水体抬升模式 排水采气是水驱气藏生产中常见的采气工艺， 通 过排水采气工艺， 可以恢复积液井的正常生产， 延长气 井的生命周期， 提高气藏的采出程度。目前国内外常 用的排水采气工艺包括生产制度调整、 优选管柱、 涡流 排水、 泡沫排水、 柱塞气举、 连续气举、 有杆泵、 潜油电 泵、 水力活塞泵、 射流泵等[6-7]。 每一种排水采气工艺都有其优缺点和适用范 围， 针对九区奥陶系凝析气藏井深、 含凝析油、 高含 蜡等特点， 根据每一个生产阶段的气水关系和生产 特征， 优选出最适合该阶段的排水采气工艺。气井 刚见水时， 通过优化工作制度排水采气， 延长气井带 水生产周期； 积液逐渐增多导致停喷时， 通过无油嘴 零回压放喷吐液的方式恢复气井生产； 井筒严重积 液且溢出口以下天然气采出程度低时通过气举恢复 生产， 释放剩余天然气潜力； 井筒严重积液且溢出口 以下天然气采出程度高时通过抽稠泵继续排液采 气。通过以上四个阶段的优选方法建立了一套差异 化排水采气的工艺技术， 有效提高了该区块气藏的 采出程度。 3现场应用 3.1优化工作制度排水采气 气井刚见水时， 井筒内含水量逐渐上升， 从而导致 井筒压力梯度增加， 油压下降， 从而影响到气井产量。 根据气井节流动态规律， 嘴流可分为非临界流状态和 临界流状态。 根据热力学原理， 当 p2 p1 ＜ ■ ■ ■ ■ ■ ■ 2 κ1 κ κ-1 时， 嘴流状态 为临界流， 否则为亚临界流。根据气体嘴流的等熵原 理， 亚临界流时气井实际流量为 qsc 0.408p1d2 γgT1Z1 κ κ-1 ■ ■ ■ ■■ ■ ■ ■ ■ ■■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ p2 p1 2 κ - ■ ■ ■ ■ ■ ■ p2 p1 κ1 κ （3） 式中qsc通过油嘴的体积流量， 104m3/d； p1、p2嘴前、 嘴后的压力， MPa； d油嘴孔眼直径,mm； T1嘴前温度， K； Z1T1和p1条件下的偏差系数； γg气体的相对密度； κ气体绝热系数。 临界流时， 气井实际流量为 qsc 0.408p1d2 γgT1Z1 κ κ-1 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ 2 κ1 2 κ-1 - ■ ■ ■ ■ ■ ■ 2 κ1 κ1 κ-1 （4） 由式 （3） 、 式 （4） 可知， 实际应用过程中， 可以通过 回压与油压的比值来判断嘴流流态。当其为亚临界流 时， 气井实际产量与井口油压p1、 油嘴直径d正相关， 与回压p2负相关； 当其为临界流时， 仅与井口油压p1、 油嘴直径d正相关， 回压p2高低不再影响实际产量大 小。 因此， 当气井开始连续见水， 需要根据气井的临界 57 2020年第12期西部探矿工程 携液流量和目前压力状况对气井的油嘴进行相应优化 调整， 使嘴流流量大于临界携液流量， 保证气井能够连 续生产延长其自喷周期。 以TK915-9井为例， 该井的基础参数为 气体相 对密度0.65， 地层压力37.55MPa， 地层温度133.15℃， 油管内径 76mm， 带水生产时利用式 （2） 计算得到其 气井携液临界流量高达 10.3104m3。根据井口压力 状况结合嘴流公式 （4） 不断对工作制度进行优化， 通 过适当上调油嘴使其实际产量大于携液临界流量， 保证井底产出水始终能被顺利携出避免积液， 最终 该井实现高含水阶段带水自喷14个月， 累产气5010 104m3。 3.2零回压放喷排水采气 当气井目前阶段实际产量低于携液临界流量时， 会造成井底缓慢积液， 积液达到一定程度时， 会造成气 井停喷。由嘴流流量公式 （4） 可知， 亚临界流状态气井 产量与油压、 油嘴大小呈正相关性， 与回压大小呈负相 关， 此时可以通过零回压无油嘴放喷的方式最大限度 地提高气井瞬时产能吐液恢复生产。 以 TK915-6XCX 井为例， 该井的井口基础参数 为 气体相对密度0.63， 油嘴直径6mm， 井温30℃， 井口 油压为0.2MPa时， 利用式 （3） 求得当该井在当前井口 压力条件下无油嘴零回压吐液时， 理论日产高达10 104m3， 大幅高于其携液临界流量6.8104m3， 能够恢复 气井自喷生产。该井自2018年5月起累计实施零回压 排水采气15轮， 累增气1382104m3。 3.3橇装气举排水采气 当井筒水柱高导致井口油压小， 无法通过放喷 吐液来恢复气井生产时， 利用气举排水采气技术排 出井筒积液， 恢复气井生产， 其原理为通过撬装阀组向 油套环空连续注入天然气， 经油管穿孔处与地层流体 混合后， 降低井筒液相密度， 从而使气井恢复自喷生产 （图2） 。 图2气举排水采气工艺原理示意图 以TK915-13H井为例， 该井停喷后经过几轮次的 放喷吐液后效果变差， 无法生产。采用撬装阀组对该 井进行气举， 单轮次可维持自喷半个月， 阶段增气133 104m3。 3.4抽稠泵排水采气 当气井水淹严重， 无法通过以上几种手段恢复 生产时， 可以利用机抽、 电泵等方式进行排水采气 生产， 针对塔河九区奥陶系凝析气藏高含蜡的气藏 特征， 普通机抽泵和电潜泵受到气体和蜡的制约较 大， 泵效低， 检泵周期短。将机抽工艺由电泵改进 为抽稠泵， 大幅降低了工艺成本， 延长了检泵周期 （表1） 。 性能参数 使用井次 成本 （万元） 检泵周期 （d） 高含蜡适应性 电泵 8 80 350 进液口小易蜡堵 评价 高 短 差 抽稠泵 8 10 700 可周期热洗正注防蜡 评价 低 长 好 表1电泵与抽稠泵优缺点对比表 TK915-5X井停喷后转抽生产， 日产气量维持在 1104m3左右， 目前累增气600104m3。 4结论 （1） 塔河油田九区奥陶系为断控岩溶型凝析气藏， 断裂与底水沟通好， 在生产过程中气井大多已发生水 淹。根据临界携液流量模型可对气井井筒积液情况进 行判定； （2） 根据剩余气水赋存关系和井筒积液情况， 可将 气井排水采气划分为4个阶段， 对每一个阶段排水采气 技术进行优选， 建立了一套适用于本气藏的差异化排 水采气技术方法； （3） 通过该技术恢复了水淹气井的正常生产， 延长 了见水气井的生产周期， 有效地提高了碳酸盐岩气藏 的采出程度。（下转第65页） 58 2020年第12期西部探矿工程 （2） DQEM-178Ⅱ型仪器现场应用稳定可靠， 单井 工作时间长， 遥测深度大大提升。 （3） DQEM-178Ⅱ型仪器数据上传更加高效合理， 地面解码准确率高。 4结论与建议 （1） 研制了一套DQEM-178Ⅱ型随钻测量仪器可 以更好地适应现场的需求， 具有传输速度快、 维修成本 低、 操作简单的特点。 （2） 通过对井下仪器串结构及发射电路的改进， 使 Ⅱ型仪器在数据传输效率和解码准确率上面大大提 升。 （3） DQEM-178Ⅱ型仪器不受钻井液介质的限制， 可以很好地取代现有的MWD， 广泛地应用于调整井定 向井的定向段和水平井的造斜段。 参考文献 [1]刘修善,侯绪田,涂玉林,杨春国.电磁随钻测量技术现状及发 展趋势[J].石油钻探技术,200654-9. 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