川西致密砂巖氣田采氣工藝實(shí)踐與效果

杜 洋，郭新江，劉 通，張國東

中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽618000

引言

川西致密砂巖氣田是中國第一個(gè)探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 000×108m3級(jí)的大型致密砂巖氣田，為保障國家能源安全，經(jīng)濟(jì)社會(huì)持續(xù)發(fā)展發(fā)揮了重要作用[1]。川西侏羅系氣藏開發(fā)儲(chǔ)層縱向上由淺層蓬萊鎮(zhèn)組至中深層沙溪廟組；平面區(qū)域上從主力巖性構(gòu)造氣藏新場(chǎng)、洛帶氣田逐步擴(kuò)邊至中江、高廟氣田；時(shí)間橫向上經(jīng)歷了規(guī)模建產(chǎn)（1994--1998 年）、開發(fā)調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)（1998--2000 年）和整體遞減（2001 年至今）3個(gè)階段，存在縱向上氣層分布多、平面區(qū)域范圍廣、開發(fā)時(shí)間跨度大的特點(diǎn)[2]。目前，氣田共有生產(chǎn)井1 535 口，日產(chǎn)氣。

由于致密砂巖氣藏含水飽和度高、氣井產(chǎn)水普遍、生產(chǎn)后期井筒積液明顯、穩(wěn)產(chǎn)難度大，排水采氣工藝技術(shù)是致密砂巖氣田穩(wěn)產(chǎn)的重要保障[4]。目前，國內(nèi)外常用的排水采氣工藝包括優(yōu)選管柱、泡排、氣舉、柱塞氣舉、電潛泵、機(jī)抽及射流泵等[5]，結(jié)合川西致密砂巖儲(chǔ)層壓力遞減快、低壓低產(chǎn)階段長、產(chǎn)水量小的生產(chǎn)特征，通過掌握氣井積液規(guī)律，提高井下工況診斷精度，優(yōu)選出經(jīng)濟(jì)性好、適用周期長的泡排、氣舉等排水采氣工藝，并依托信息化技術(shù)發(fā)展，逐漸形成了精細(xì)化排水采氣工藝體系，對(duì)支撐致密砂巖氣藏穩(wěn)產(chǎn)、提高氣田整體開發(fā)效益具有重要意義。

1 氣藏開發(fā)概況

1.1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

川西侏羅系致密砂巖氣藏地層壓力系數(shù)為1.30～1.92，基質(zhì)孔隙度為3.7%～13.0%，平均有效滲透率大多小于0.1 mD，氣藏類型為孔隙型近致密--致密高壓巖性圈閉氣藏[6]，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣水關(guān)系復(fù)雜，平均含水飽和度55%，含氣性差異大，儲(chǔ)量豐度（2～3）×108m3/km2。

1.2 生產(chǎn)特征

（1）氣井需經(jīng)過加砂壓裂才能正常生產(chǎn)，并且氣井投產(chǎn)后產(chǎn)氣量較低，大部分井為中低產(chǎn)井，少部分生產(chǎn)井為高產(chǎn)井。

由于川西侏羅系氣藏儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔喉連通性差，進(jìn)而導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率較低。氣藏地層壓力低，儲(chǔ)層滲透性差，地層能量低等原因，氣藏在進(jìn)行開發(fā)投產(chǎn)時(shí)，其中90% 的氣井壓前產(chǎn)能低于0.2×104m3/d，因此，都需要進(jìn)行加砂壓裂[7]，壓后單井產(chǎn)能(0.4～53.0)×104m3/d。

（2）氣井的油壓、套壓、產(chǎn)氣量等下降速度快，穩(wěn)產(chǎn)期短，長時(shí)間處于低壓低產(chǎn)生產(chǎn)階段。

氣井投產(chǎn)初期壓力產(chǎn)量遞減較快，在進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段之間的平均采出程度只有50%，如表1 所示，平穩(wěn)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間在2.5 a 左右，部分氣井甚至沒有穩(wěn)產(chǎn)期[8]。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，氣井在高壓階段的生產(chǎn)時(shí)間僅為低壓低產(chǎn)階段的1/3。目前，氣井油壓和套壓平均差為1.4 MPa，約有84.6%的氣井井口壓力低于2.0 MPa，75.8% 的氣井產(chǎn)氣量小于0.5×104m3/d，因此，維持氣井后期正常生產(chǎn)是提高氣藏采收率的關(guān)鍵[9]。

表1 不同生產(chǎn)階段采出程度統(tǒng)計(jì)Tab.1 Recovery degree at different production stages

（3）生產(chǎn)井普遍產(chǎn)水，以束縛水、凝析水為主，產(chǎn)水量小，井筒流態(tài)不穩(wěn)定，小水量排水采氣是中后期穩(wěn)產(chǎn)的重點(diǎn)。

川西侏羅系氣藏氣井的各個(gè)儲(chǔ)層均產(chǎn)水，產(chǎn)出水的類型以層間束縛水、凝析水為主，不同氣井之間產(chǎn)水量的差異較大，日產(chǎn)水0～17.00 m3，單井平均日產(chǎn)水0.48 m3，水氣比0.69×10-4m3/m3。其中，沙溪廟組氣藏產(chǎn)水量較蓬萊鎮(zhèn)組大[10]。沙溪廟組氣藏氣井在不同生產(chǎn)階段所呈現(xiàn)的井筒流態(tài)差異較大：①投產(chǎn)初期，氣井壓力高、產(chǎn)量大，攜液能力強(qiáng)，井筒流態(tài)單一，持液率呈線性分布，見圖1a；②隨著壓力和產(chǎn)量快速遞減，當(dāng)產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量時(shí)，氣井無法實(shí)現(xiàn)連續(xù)攜液時(shí)，井筒內(nèi)滑脫嚴(yán)重，持液率呈兩段式滑脫型，如圖1b 所示；③開采后期隨著地層能量進(jìn)一步衰竭，井筒內(nèi)積液嚴(yán)重，井筒持液率曲線呈折線分布，如圖1c 所示。

圖1 氣井井筒持液率特征曲線圖Fig.1 Characteristic curve of wellbore liquid holding rate

新場(chǎng)沙溪廟組氣藏直井中80%無法連續(xù)攜液，大多數(shù)井筒壓力梯度為1 000～4 000 Pa/m，以“滑脫型”輕度積液井為主，排液的重點(diǎn)是降低滑脫壓降，提高流態(tài)穩(wěn)定性[10]。

2 氣井排水采氣工藝實(shí)踐

川西致密砂巖氣田排水采氣技術(shù)自1995 年引入泡排工藝以來，歷經(jīng)了4 個(gè)發(fā)展階段，實(shí)現(xiàn)了差異化泡排及互補(bǔ)型氣舉工藝技術(shù)體系，完善了連續(xù)油管和柱塞氣舉工藝技術(shù)，研制了智能化排采配套裝置，各階段研究情況為：（1）第一階段（1995--2004年），引進(jìn)了常規(guī)泡排工藝，經(jīng)過10 a 的探索與試驗(yàn)，建立了包括藥劑選型、加注方式優(yōu)選、施工參數(shù)優(yōu)化、輔助排液方式優(yōu)選等配套的泡沫排水采氣工藝技術(shù)體系，泡排工藝得到推廣應(yīng)用[11]。（2）第二階段（2005--2009 年），針對(duì)深層沙溪廟組高含凝析油井、叢式大斜度井、高產(chǎn)液井（高液氣比井）排采工藝效果差的難題，攻關(guān)形成了抗凝析油乳化、大斜度井泡排加注等技術(shù)，進(jìn)一步完善并推廣了泡排工藝[12]。（3）第三階段（2010--2016年），針對(duì)低壓低產(chǎn)井增多、水平井規(guī)模開發(fā)、工藝井?dāng)?shù)增多、氣井差異化特征明顯特點(diǎn)，形成了多元化井下工況診斷技術(shù)，建立了差異化泡排工藝及互補(bǔ)型氣舉排水采氣工藝技術(shù)體系，試驗(yàn)并推廣了速度管柱排采工藝[13]。（4）第四階段（2017 年至今），隨著排采維護(hù)工作量增加，傳統(tǒng)人工排采模式效率低、響應(yīng)慢的問題凸顯，為此，依托信息化技術(shù)及智能化技術(shù)的高速發(fā)展，形成了在線實(shí)時(shí)井下工況監(jiān)測(cè)技術(shù)，研發(fā)了叢式井組多分支智能注劑裝置及智能柱塞氣舉配套裝置，技術(shù)發(fā)展路線見圖2。

圖2 川西致密砂巖氣田排采技術(shù)發(fā)展路線Fig.2 Development route of deliquification technology in Western Sichuan

通過20 多年持續(xù)攻關(guān)發(fā)展，已針對(duì)川西致密砂巖氣藏排水采氣工藝形成了主要對(duì)策：早中期充分利用依靠氣井自身能量的排水采氣工藝，以成本較低的泡沫排水采氣工藝為主，對(duì)于產(chǎn)液量較大的氣井，開展柱塞氣舉及速度管柱排水采氣工藝為補(bǔ)充，在氣井的低壓低產(chǎn)階段，開展氣舉排水采氣工藝輔助排液。

2.1 多元化井下工況診斷技術(shù)

積液診斷是掌握氣井積液時(shí)機(jī)、判斷積液程度、制定排液采氣措施的基礎(chǔ)，也是評(píng)價(jià)排液采氣措施效果的有效手段[14]。它包括礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法、物理測(cè)試法和模型分析法3 大類。

礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法是通過觀察波紋卡片波動(dòng)、產(chǎn)量遞減速度、油套壓差大小來初步判斷氣井是否積液；物理測(cè)試法是通過井筒壓力測(cè)試、回聲液位測(cè)試等物理手段直接測(cè)試氣井積液；模型分析法是利用攜液模型、壓力對(duì)比法等數(shù)值模擬方法來判斷氣井積液，如表2 所示。多元化的井下工況診斷技術(shù)可根據(jù)氣井井身結(jié)構(gòu)、壓力、產(chǎn)量及現(xiàn)場(chǎng)操作的需求，選擇適宜的井工況診斷技術(shù)，從而準(zhǔn)確判斷井筒滑脫、積液位置，預(yù)測(cè)積液時(shí)機(jī)并及時(shí)開展排水采氣工藝優(yōu)選、參數(shù)優(yōu)化[15]。目前，井下工況診斷技術(shù)在川西致密砂巖氣田廣泛推廣應(yīng)用，通過每年1 000余井次的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，為排采工藝參數(shù)設(shè)計(jì)的針對(duì)性提供了保障，進(jìn)一步提高了工藝措施的及時(shí)性和有效性。

表2 積液診斷技術(shù)對(duì)比表Tab.2 Liquid loading diagnostic technology comparison

2.2 差異化泡沫排水采氣技術(shù)

泡沫排水采氣工藝是中國應(yīng)用最廣泛的排水采氣工藝，通過向井內(nèi)注入表面活性劑，在氣流的攪動(dòng)作用下產(chǎn)生大量泡沫，降低積液密度與液體滑脫，從而將積液排出井口[16]。該工藝操作簡(jiǎn)單、成本低、是川西致密砂巖氣田應(yīng)用最廣泛的排液采氣工藝。經(jīng)過20 a 的發(fā)展完善，目前已形成了泡排藥劑系列化、加注工藝多元化、排液方式多樣化、泡排管理精細(xì)化。

2.2.1 藥劑系列化

氣田產(chǎn)出水水型以CaCl2為主，礦化度12 000～30 000 mg/L，單井平均產(chǎn)水量不足1 m3/d，單井平均油氣比在0.04×10-4m3/m3。根據(jù)氣井產(chǎn)量、壓力、流體性質(zhì)等差異化特征，除了優(yōu)選并引入常規(guī)泡排藥劑以外，近年來還針對(duì)低壓低產(chǎn)井、高含油井及多層合采井，研制了特色泡排藥劑，見表3。

表3 川西致密砂巖氣田泡排劑類型Tab.3 Foaming type of gas field in Western Sichuan

其中，研制的低密度、低表面張力泡排劑，藥劑表面張力可由常規(guī)泡排劑降低18.75%，泡沫密度降低33%，臨界攜液流量降低0.1×104m3/d（井口壓力1.5 MPa 時(shí)），工藝應(yīng)用范圍得到進(jìn)一步拓展；研制的自增能泡沫排水采氣技術(shù)，利用兩種藥劑在井底混合后，瞬時(shí)生成大量的熱量和氣體，引起井底氣液擾動(dòng)，解決了多層合采低壓氣井下部水淹層的排液難題[17]；研制的抗油泡排劑和破乳復(fù)泡劑，提高凝析油中起泡性，控制井下藥劑濃度，防止乳化污染，解決了部分凝析油含量超過30%的氣井常規(guī)泡排藥劑起泡性差、乳化污染等難題[18]。

2.2.2 加注方式多樣化

不同類型、不同產(chǎn)量氣井對(duì)泡排藥劑加注位置、加注量都存在一定差異，通過第一、二階段的實(shí)施，逐步形成了泡排車注、撬裝泵注、平衡罐、投藥筒投注、毛細(xì)管定點(diǎn)加注等加注方式，見圖3。

圖3 泡排劑加注方式Fig.3 Injection methods of foaming lift

近年來，隨著信息化技術(shù)的進(jìn)步以及叢式井組泡排作業(yè)需求的增加，發(fā)展形成了集平臺(tái)整體、自主決策、遠(yuǎn)程智能于一體的新一代泡排技術(shù)，該裝置利用一臺(tái)泵對(duì)所有氣井智能輪注泡排劑，實(shí)現(xiàn)井工廠整體泡排；同時(shí)通過積液模型判斷氣井積液狀態(tài)，智能啟動(dòng)加藥；再集自動(dòng)注劑、自動(dòng)泄壓、自動(dòng)報(bào)警切斷功能于一體，滿足全自動(dòng)安全運(yùn)行要求；最終實(shí)現(xiàn)叢式井網(wǎng)遠(yuǎn)程智能泡排加注，如表4 所示。該技術(shù)在川西氣田成功應(yīng)用28 口井，產(chǎn)氣量比前期人工泡排增加約14.77%，年減少人工泡排10 260 井次，平均年節(jié)約人工泡排作業(yè)費(fèi)615.6 萬元，設(shè)備成本50.0 萬元。

表4 泡排劑加注方式特點(diǎn)及應(yīng)用范圍Tab.4 Injection characteristic and applied range of foaming lift

2.2.3 輔助排液方式

針對(duì)單一泡排工藝在低產(chǎn)氣井中應(yīng)用效果變差的問題，通過計(jì)算井底積液速度及積液周期，在礦場(chǎng)實(shí)踐中形成了提產(chǎn)帶液、站內(nèi)過分離器放噴排液、井口移動(dòng)罐（固定污水罐）放噴等輔助排液措施，如表5 所示，目前氣田內(nèi)超過80%的氣井開展輔助排液措施，作業(yè)后產(chǎn)液能夠增加3～5 倍。

表5 不同排液方式及應(yīng)用范圍Tab.5 Different drainage ways and applied range

2.2.4 泡排管理精細(xì)化

根據(jù)每口井生產(chǎn)變化特征，優(yōu)化設(shè)計(jì)藥劑類型、藥水比例、加藥制度、加注方式、排液時(shí)機(jī)和方式等參數(shù)，制定了“一井一制”泡排方案，保證了泡排施工參數(shù)與氣井生產(chǎn)特征的動(dòng)態(tài)吻合。

2.3 互補(bǔ)型氣舉排水采氣技術(shù)

氣舉排水采氣是通過向井內(nèi)注入高壓氣體，提高氣體流速，將積液攜帶出地面的一種排液采氣工藝，適用于油套連通的重度積液井、壓竄井、水淹停產(chǎn)井，彌補(bǔ)了泡排工藝無法用于水淹井強(qiáng)排液的缺陷[19]。

根據(jù)氣井自身能量特點(diǎn)及站場(chǎng)條件，如圖4 所示，川西致密砂巖氣田已形成了車載壓縮天然氣氣舉、CNG 槽車氣舉、柱塞氣舉和井間氣舉的互補(bǔ)型氣舉排水采氣模式，如表6 所示，研制了柱塞氣舉工具系列（棒式、彈塊式、分體式、測(cè)溫測(cè)壓式及井下限位裝置）、智能井口控制裝置、以及不關(guān)井柱塞氣舉、柱塞+井間氣舉復(fù)合舉升等特色工藝技術(shù)，滿足不同類型氣井的排液需求[20]。川西致密砂巖氣田每年氣舉作業(yè)500 余井次，累計(jì)增產(chǎn)天然氣達(dá)1.7×108m3。

圖4 氣舉排液采氣作業(yè)圖Fig.4 Gas lift operation chart

表6 不同氣舉模式特點(diǎn)與應(yīng)用范圍Tab.6 Different gas lift characteristics and applied range

2.4 速度管柱排水采氣技術(shù)

針對(duì)投產(chǎn)初期產(chǎn)液量高、連續(xù)產(chǎn)液的水平井，引進(jìn)并推廣了速度管柱排水采氣工藝。在不動(dòng)原有井下生產(chǎn)管柱的情況下，將速度管柱從原管柱內(nèi)下入產(chǎn)層中部，減小流通面積，提高氣流速度，增加氣井?dāng)y液能力，從而實(shí)現(xiàn)排液采氣[21]。該工藝可下入傾斜段甚至水平段，解決水平井傾斜段攜液困難問題，并且施工過程不需要壓井，保護(hù)儲(chǔ)層。

通過技術(shù)攻關(guān)形成了工藝介入時(shí)機(jī)優(yōu)化、關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)、配套硬件優(yōu)化等配套技術(shù)，如圖5 所示。

圖5 新型速度管井口裝置Fig.5 Well head equipment of velocity strings

川西致密砂巖氣田針對(duì)井口壓力高于10 MPa，產(chǎn)氣量（0.5～4.0）×104m3/d，產(chǎn)液量大于2.0 m3/d 的氣井，開展了45 口現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，氣井綜合月遞減率降低1.87%，增產(chǎn)1 770.86×104m3。根據(jù)應(yīng)用實(shí)踐，對(duì)產(chǎn)液量較高的氣井，早期介入后降低攜液臨界流量值越大，氣井可利用自身能量越多，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間越長。研究認(rèn)為下入時(shí)井口壓力高于6 MPa 的氣井，作業(yè)后產(chǎn)量更穩(wěn)定，降低產(chǎn)量遞減率7.26%，而低壓階段介入的氣井降低產(chǎn)量遞減率僅3.0%，氣井成本回收周期平均12 個(gè)月；低壓階段該工藝穩(wěn)產(chǎn)能力有限，需及時(shí)開展泡排等配合排液，若介入時(shí)機(jī)晚，會(huì)導(dǎo)致速度管柱難以啟動(dòng)或因能量弱而被水淹，氣井成本回收周期則超36 個(gè)月。

2.5 排水采氣工藝應(yīng)用效果

對(duì)排水采氣工藝進(jìn)行總結(jié)，將主要排液采氣工藝選井原則和經(jīng)濟(jì)效益相結(jié)合，創(chuàng)建了川西致密砂巖氣田排液采氣工藝優(yōu)選決策直讀式圖版（圖6）。

圖6 排水采氣工藝的選擇直讀圖版Fig.6 Direct select chart of deliquification methods

根據(jù)圖7，實(shí)現(xiàn)了投產(chǎn)井快速分類、采氣工藝高效決策，指導(dǎo)了1 200 余口氣井排水采氣工藝實(shí)施，并通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，有效促進(jìn)川西致密砂巖氣田穩(wěn)產(chǎn)，老井年措施增產(chǎn)量由0.79×108m3增加至0.82×108m3，如圖7 所示。

圖7 近3 年施工井?dāng)?shù)及措施增產(chǎn)量關(guān)系圖Fig.7 Number and incremental production of the wells implemented with different deliquification in the technologies last 3 years

3 結(jié)論

（1）川西致密砂巖氣田氣井低壓低產(chǎn)階段長，單井產(chǎn)水量較小，井筒流態(tài)主要為滑脫型，多數(shù)氣井無法連續(xù)攜液，排水采氣工藝的介入時(shí)機(jī)及針對(duì)性，是保障氣井穩(wěn)定生產(chǎn)，提高氣藏最終采收率的關(guān)鍵。

（2）形成了基于壓力梯度、液面監(jiān)測(cè)、模型預(yù)測(cè)及礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法等多元化的井下工況診斷技術(shù)，能滿足井筒積液位置判斷和積液時(shí)機(jī)預(yù)測(cè)，確保了川西致密砂巖氣田排水采氣工藝的針對(duì)性、及時(shí)性和有效性。

（3）建立了以差異化泡沫排水采氣工藝為主導(dǎo)，互補(bǔ)型氣舉排水采氣工藝為輔助，速度管柱排水采氣工藝為補(bǔ)充的川西致密砂巖氣田排水采氣技術(shù)體系，并配套研制了智能化排采裝置，繪制了排采工藝決策圖版，有效提高了川西氣田氣井排液穩(wěn)產(chǎn)效果，降低了老井綜合遞減率。