川东地区大斜度、水平井排水采气措施探讨

2015-12-21朱英杰刘德华唐兴波

天然气勘探与开发 2015年4期

关键词：斜度气举口井

梁兵朱英杰刘德华龚伟唐兴波程姣

（中国石油西南油气田公司重庆气矿）

川东地区大斜度、水平井排水采气措施探讨

梁兵朱英杰刘德华龚伟唐兴波程姣

（中国石油西南油气田公司重庆气矿）

通过对已实施排水工艺措施井的生产动态分析，结合龙岗打孔气举的成功案例，建议采取分阶段逐步攻克难题的策略，提出先行解决悬挂封隔器之上的井筒矛盾，悬挂封隔器之下依靠气井自身能量将积液带至油套连通点，减缓井筒矛盾的技术思路，论证了在悬挂封隔器之上的油套环空实施排水采气的适应性，并推荐优先选择有一定剩余储量、地层能量相对充足、水平段相对较短、油套连通点至水平段最低点的垂深相对较小的气井，开展泡排及气举工艺现场应用试验。图2表3参3

排水采气大斜度井水平井悬挂封隔器气举泡排

0 引言

川东地区现有50多口大斜度、水平井，其中约25%的井处于关井或间开状态，约25%的井明显受积液的影响，且受井深、完井方式等的限制，大斜度、水平井的排水采气难度大，特别是水平段的排水更是难上加难，已严重影响大斜度、水平井的开发效果，因此迫切需要探索大斜度、水平井排水采气的新思路。目前主要对未下悬挂封隔器的大斜度、水平井采取了泡排和气举措施。截止2014年7月，川东地区共有52口大斜度、水平井投入生产，占总投产井数的13.2%，目前日均产气量约242.7×104m3，占日总产气量的20.09%，日均产水量约97 m3，占日总产水量的10.21%。在已投产的大斜度、水平井中有13口井处于关井或间隙生产状态，39口生产相对稳定的气井中现有7口井实施泡排工艺，2口井实施了气举工艺，其中13口井井筒带液矛盾较为突出。

1 大斜度、水平井排水采气工艺应用现状

1.1 川东地区排水采气工艺应用现状

目前较为成熟的单一排水采气工艺主要有优选管柱、泡排、气举、柱塞举升、机抽、电潜泵、螺杆泵、射流泵、连续油管等。复合工艺主要有优选管柱+泡排、泡排+增压、气举+增压、气举+泡排等。在川东气田应用较多的主要有泡沫排水采气、优选管柱+泡排、泡排+增压、气举、气举+增压等工艺。截至2014年7月，共有泡沫排水采气工艺井171口，增压机气举排水采气工艺井16口，螺杆泵排水采气工艺井1口，电潜泵排水采气工艺井1口，柱塞排水采气工艺井2口。

1.2 大斜度、水平井排水采气工艺应用现状

（1）大斜度、水平井完井情况

川东地区目前生产的大斜度、水平井中衬管完井8口，射孔完井3口，油管和油套环空均连通（表1）；裸眼封隔器完井41口，其中15口井油套不连通，26口井油管和油套环形空间通过在悬挂封隔器上方安装筛管或反循环阀实现油套连通（图1），当反循环阀（图2）内压与外压压差达到设定值时销钉剪断，活塞下行，过流孔打开，从而油管和油套环形空间连通。

（2）大斜度、水平井生产情况

截止2014年7月底，川东地区已投产大斜度、水平井52口，其中出水气井24口（其中生产过程中出水井15口）。从生产情况看，大斜度、水平井投产后具有以下特征：①投产后压力、产量下降快，稳产期短；②完钻气水同产井大部分无法连续自喷生产；③生产气井出水后带水生产困难。

（3）大斜度、水平井排水采气工艺应用分析

目前仅有7口油套连通的大斜度、水平井实施泡排工艺，2口井开展了气举排水采气工艺。通过泡排及气举排水采气，带出了井筒积液，使气井恢复了正常生产，并达到增产目的（表2）。此外还试验了UT-6、UT-9型固体泡排试验，泡排效果总体较好。

表1 大斜度、水平井油套连通情况统计表

图1 大斜度、水平井裸眼完井示意图

图2 反循环阀示意图

表2 大斜度、水平井排水采气效果统计表

2 大斜度、水平井排水采气措施优选

2.1 排水采气工艺初选

由于川东地区大斜度水平井的井斜角大，水平段长，井下有“悬挂封隔器+裸眼封隔器+滑套”等系列工具串，因而，排水采气难度大，主要体现在以下几个方面：

（1）井深限制

川东地区井深一般都在5000 m左右，超出了机抽、射流泵、电潜泵、毛细管、连续油管等排水采气工艺的应用深度，且连续油管下入水平段难度大。

（2）井身结构限制

井眼轨迹特殊，完井管柱复杂，一般都为一次性复合管柱，有永久式悬挂封隔器、井下节流器，产层段有裸眼封隔器、内径逐步变小的投球滑套等，限制了柱塞、机抽、连续油管、电潜泵等工艺的应用，油套环空不连通的气井限制了连续泡排、气举工艺的实施。

（3）现场条件限制

多数新建单井站无水无电，周边高压气举气源缺乏，导致新上排水采气措施成本大幅增加，效益难保证。

由于受完井管柱及现有排水采气技术适应性的限制，目前适用于川东地区大斜度、水平井的排水采气工艺以泡排和气举工艺为主，可先解决封隔器之上的井筒矛盾，即先排出悬挂封隔器之上的井筒积液，封隔器之下依靠气井自身能量将积液带至油套连通点，以减缓井筒矛盾。

2.2 大斜度、水平井排水采气适应性分析

目前川东地区大斜度、水平井中有37口井油套管已连通，水平段长度在116~1074 m，而悬挂封隔器至水平段最低点垂深在57~550 m，一般在150 m左右，平均垂深约200 m，悬挂封隔器以下液柱对井底回压较小，这就为在悬挂封隔器之上开展泡排、气举排水采气创造了有利条件。

龙岗001-18井产层中深6430 m，井深5657 m有永久式封隔器，2012年3月在井深5233~5235 m处对油管打孔，有效孔数10孔，有效孔径6~7 mm/孔。气举进气点距离产层中部1196 m，气举复产初期最高产气量15.38×104m3/d，最高产水量271 m3/d，目前注气压力24.00~26.00 MPa，油压6.00~10.00 MPa，产气量1.5×104~3.0×104m3/d，产水量160.0~200.0 m3/d，气举生产平稳。龙岗001-3井产层中深6112 m，井深3202 m有永久式封隔器，2013年2月在3000m打孔实施气举成功复产，复产初期最高产气量3.4×104m3/d、产水量124 m3/d，目前产气量2.5×104~4.0×104m3/d，产水量30.0~50.0 m3/d，一直连续生产至今，累计增产天然气1766.7×104m3，产水18205.5 m3。油管射孔是一项成熟的工艺，在油管上均匀布孔后其作用就如同筛管，可作为泡排或缓蚀剂加注、气举的通道。油管打孔后使用净化气作为气举气源，在龙岗礁滩气藏成功实施了连续气举工艺，为油套环空不连通的气井实施排水采气提供了参考。

2.3 大斜度、水平井排水采气试验井优选

（1）选井条件

从悬挂封隔器之上的油套环空实施排水采气主要存在以下风险：①气举时，进气点位置固定且深度大，硬举需要的启动压力高，液面太高易导致硬举失败；②泡排时，若油套环空存在积液，从油套环空加注起泡剂将由于气流扰动小甚至不存在气流扰动，导致泡排难见效；③随着地层压力的降低，排水采气效果可能会越来越差。因此，要保证工艺的成功，需要考虑满足以下地质及工程条件：气井有一定的剩余储量；地层压力足够高，地层压力建议大于13 MPa；进气点至水平段垂深尽量小，建议控制在300 m以内；水平段相对较短。

（2）试验井优选

从保护气藏和维持甚至恢复气井产能的角度，重点针对间开井和受积液影响的气井，综合地质及工程因素，初步推荐天东017-H5、天东017-H6井直接在现有生产管柱基础上分别开展气举、泡排试验，七里013-H1油管打孔后实施气举排水采气，建议井基本情况见表3。

表3 建议井基本情况表

2.4 下步措施建议

①试验之前要摸清气井的动静液面深度；②地面气举工艺流程最好具备油套连通功能，以降低气举启动压力；③气举之前可提前加入适量起泡剂，辅助气举，以确保复产成功；④在以后新完钻的大斜度、水平井中如果邻井有出水气井，那么在新井完井时可以预先安装同心投捞式气举阀工作筒，在工作筒内部安装盲阀，在需要实施气举工艺时采用绳索作业更换盲阀为气举阀，便可实施气举排水采气。