川西致密砂岩气田采气工艺实践与效果

2022-07-15郭新江张国东

西南石油大学学报(自然科学版) 2022年3期

杜洋，郭新江，刘通，张国东

中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000

引言

川西致密砂岩气田是中国第一个探明地质储量1 000×108m3级的大型致密砂岩气田，为保障国家能源安全，经济社会持续发展发挥了重要作用[1]。川西侏罗系气藏开发储层纵向上由浅层蓬莱镇组至中深层沙溪庙组；平面区域上从主力岩性构造气藏新场、洛带气田逐步扩边至中江、高庙气田；时间横向上经历了规模建产（1994--1998 年）、开发调整稳产（1998--2000 年）和整体递减（2001 年至今）3个阶段，存在纵向上气层分布多、平面区域范围广、开发时间跨度大的特点[2]。目前，气田共有生产井1 535 口，日产气。

由于致密砂岩气藏含水饱和度高、气井产水普遍、生产后期井筒积液明显、稳产难度大，排水采气工艺技术是致密砂岩气田稳产的重要保障[4]。目前，国内外常用的排水采气工艺包括优选管柱、泡排、气举、柱塞气举、电潜泵、机抽及射流泵等[5]，结合川西致密砂岩储层压力递减快、低压低产阶段长、产水量小的生产特征，通过掌握气井积液规律，提高井下工况诊断精度，优选出经济性好、适用周期长的泡排、气举等排水采气工艺，并依托信息化技术发展，逐渐形成了精细化排水采气工艺体系，对支撑致密砂岩气藏稳产、提高气田整体开发效益具有重要意义。

1 气藏开发概况

1.1 储层地质特征

川西侏罗系致密砂岩气藏地层压力系数为1.30～1.92，基质孔隙度为3.7%～13.0%，平均有效渗透率大多小于0.1 mD，气藏类型为孔隙型近致密--致密高压岩性圈闭气藏[6]，储层非均质性强，气水关系复杂，平均含水饱和度55%，含气性差异大，储量丰度（2～3）×108m3/km2。

1.2 生产特征

（1）气井需经过加砂压裂才能正常生产，并且气井投产后产气量较低，大部分井为中低产井，少部分生产井为高产井。

由于川西侏罗系气藏储层孔隙结构复杂、孔喉连通性差，进而导致储层渗透率较低。气藏地层压力低，储层渗透性差，地层能量低等原因，气藏在进行开发投产时，其中90% 的气井压前产能低于0.2×104m3/d，因此，都需要进行加砂压裂[7]，压后单井产能(0.4～53.0)×104m3/d。

（2）气井的油压、套压、产气量等下降速度快，稳产期短，长时间处于低压低产生产阶段。

气井投产初期压力产量递减较快，在进入低压低产阶段之间的平均采出程度只有50%，如表1 所示，平稳稳产时间在2.5 a 左右，部分气井甚至没有稳产期[8]。统计发现，气井在高压阶段的生产时间仅为低压低产阶段的1/3。目前，气井油压和套压平均差为1.4 MPa，约有84.6%的气井井口压力低于2.0 MPa，75.8% 的气井产气量小于0.5×104m3/d，因此，维持气井后期正常生产是提高气藏采收率的关键[9]。

表1 不同生产阶段采出程度统计Tab.1 Recovery degree at different production stages

（3）生产井普遍产水，以束缚水、凝析水为主，产水量小，井筒流态不稳定，小水量排水采气是中后期稳产的重点。

川西侏罗系气藏气井的各个储层均产水，产出水的类型以层间束缚水、凝析水为主，不同气井之间产水量的差异较大，日产水0～17.00 m3，单井平均日产水0.48 m3，水气比0.69×10-4m3/m3。其中，沙溪庙组气藏产水量较蓬莱镇组大[10]。沙溪庙组气藏气井在不同生产阶段所呈现的井筒流态差异较大：①投产初期，气井压力高、产量大，携液能力强，井筒流态单一，持液率呈线性分布，见图1a；②随着压力和产量快速递减，当产气量低于临界携液流量时，气井无法实现连续携液时，井筒内滑脱严重，持液率呈两段式滑脱型，如图1b 所示；③开采后期随着地层能量进一步衰竭，井筒内积液严重，井筒持液率曲线呈折线分布，如图1c 所示。

图1 气井井筒持液率特征曲线图Fig.1 Characteristic curve of wellbore liquid holding rate

新场沙溪庙组气藏直井中80%无法连续携液，大多数井筒压力梯度为1 000～4 000 Pa/m，以“滑脱型”轻度积液井为主，排液的重点是降低滑脱压降，提高流态稳定性[10]。

2 气井排水采气工艺实践

川西致密砂岩气田排水采气技术自1995 年引入泡排工艺以来，历经了4 个发展阶段，实现了差异化泡排及互补型气举工艺技术体系，完善了连续油管和柱塞气举工艺技术，研制了智能化排采配套装置，各阶段研究情况为：（1）第一阶段（1995--2004年），引进了常规泡排工艺，经过10 a 的探索与试验，建立了包括药剂选型、加注方式优选、施工参数优化、辅助排液方式优选等配套的泡沫排水采气工艺技术体系，泡排工艺得到推广应用[11]。（2）第二阶段（2005--2009 年），针对深层沙溪庙组高含凝析油井、丛式大斜度井、高产液井（高液气比井）排采工艺效果差的难题，攻关形成了抗凝析油乳化、大斜度井泡排加注等技术，进一步完善并推广了泡排工艺[12]。（3）第三阶段（2010--2016年），针对低压低产井增多、水平井规模开发、工艺井数增多、气井差异化特征明显特点，形成了多元化井下工况诊断技术，建立了差异化泡排工艺及互补型气举排水采气工艺技术体系，试验并推广了速度管柱排采工艺[13]。（4）第四阶段（2017 年至今），随着排采维护工作量增加，传统人工排采模式效率低、响应慢的问题凸显，为此，依托信息化技术及智能化技术的高速发展，形成了在线实时井下工况监测技术，研发了丛式井组多分支智能注剂装置及智能柱塞气举配套装置，技术发展路线见图2。

图2 川西致密砂岩气田排采技术发展路线Fig.2 Development route of deliquification technology in Western Sichuan

通过20 多年持续攻关发展，已针对川西致密砂岩气藏排水采气工艺形成了主要对策：早中期充分利用依靠气井自身能量的排水采气工艺，以成本较低的泡沫排水采气工艺为主，对于产液量较大的气井，开展柱塞气举及速度管柱排水采气工艺为补充，在气井的低压低产阶段，开展气举排水采气工艺辅助排液。

2.1 多元化井下工况诊断技术

积液诊断是掌握气井积液时机、判断积液程度、制定排液采气措施的基础，也是评价排液采气措施效果的有效手段[14]。它包括矿场经验法、物理测试法和模型分析法3 大类。

矿场经验法是通过观察波纹卡片波动、产量递减速度、油套压差大小来初步判断气井是否积液；物理测试法是通过井筒压力测试、回声液位测试等物理手段直接测试气井积液；模型分析法是利用携液模型、压力对比法等数值模拟方法来判断气井积液，如表2 所示。多元化的井下工况诊断技术可根据气井井身结构、压力、产量及现场操作的需求，选择适宜的井工况诊断技术，从而准确判断井筒滑脱、积液位置，预测积液时机并及时开展排水采气工艺优选、参数优化[15]。目前，井下工况诊断技术在川西致密砂岩气田广泛推广应用，通过每年1 000余井次的现场应用，为排采工艺参数设计的针对性提供了保障，进一步提高了工艺措施的及时性和有效性。

表2 积液诊断技术对比表Tab.2 Liquid loading diagnostic technology comparison

2.2 差异化泡沫排水采气技术

泡沫排水采气工艺是中国应用最广泛的排水采气工艺，通过向井内注入表面活性剂，在气流的搅动作用下产生大量泡沫，降低积液密度与液体滑脱，从而将积液排出井口[16]。该工艺操作简单、成本低、是川西致密砂岩气田应用最广泛的排液采气工艺。经过20 a 的发展完善，目前已形成了泡排药剂系列化、加注工艺多元化、排液方式多样化、泡排管理精细化。

2.2.1 药剂系列化

气田产出水水型以CaCl2为主，矿化度12 000～30 000 mg/L，单井平均产水量不足1 m3/d，单井平均油气比在0.04×10-4m3/m3。根据气井产量、压力、流体性质等差异化特征，除了优选并引入常规泡排药剂以外，近年来还针对低压低产井、高含油井及多层合采井，研制了特色泡排药剂，见表3。

表3 川西致密砂岩气田泡排剂类型Tab.3 Foaming type of gas field in Western Sichuan

其中，研制的低密度、低表面张力泡排剂，药剂表面张力可由常规泡排剂降低18.75%，泡沫密度降低33%，临界携液流量降低0.1×104m3/d（井口压力1.5 MPa 时），工艺应用范围得到进一步拓展；研制的自增能泡沫排水采气技术，利用两种药剂在井底混合后，瞬时生成大量的热量和气体，引起井底气液扰动，解决了多层合采低压气井下部水淹层的排液难题[17]；研制的抗油泡排剂和破乳复泡剂，提高凝析油中起泡性，控制井下药剂浓度，防止乳化污染，解决了部分凝析油含量超过30%的气井常规泡排药剂起泡性差、乳化污染等难题[18]。

2.2.2 加注方式多样化

不同类型、不同产量气井对泡排药剂加注位置、加注量都存在一定差异，通过第一、二阶段的实施，逐步形成了泡排车注、撬装泵注、平衡罐、投药筒投注、毛细管定点加注等加注方式，见图3。

图3 泡排剂加注方式Fig.3 Injection methods of foaming lift

近年来，随着信息化技术的进步以及丛式井组泡排作业需求的增加，发展形成了集平台整体、自主决策、远程智能于一体的新一代泡排技术，该装置利用一台泵对所有气井智能轮注泡排剂，实现井工厂整体泡排；同时通过积液模型判断气井积液状态，智能启动加药；再集自动注剂、自动泄压、自动报警切断功能于一体，满足全自动安全运行要求；最终实现丛式井网远程智能泡排加注，如表4 所示。该技术在川西气田成功应用28 口井，产气量比前期人工泡排增加约14.77%，年减少人工泡排10 260 井次，平均年节约人工泡排作业费615.6 万元，设备成本50.0 万元。

表4 泡排剂加注方式特点及应用范围Tab.4 Injection characteristic and applied range of foaming lift

2.2.3 辅助排液方式

针对单一泡排工艺在低产气井中应用效果变差的问题，通过计算井底积液速度及积液周期，在矿场实践中形成了提产带液、站内过分离器放喷排液、井口移动罐（固定污水罐）放喷等辅助排液措施，如表5 所示，目前气田内超过80%的气井开展辅助排液措施，作业后产液能够增加3～5 倍。

表5 不同排液方式及应用范围Tab.5 Different drainage ways and applied range

2.2.4 泡排管理精细化

根据每口井生产变化特征，优化设计药剂类型、药水比例、加药制度、加注方式、排液时机和方式等参数，制定了“一井一制”泡排方案，保证了泡排施工参数与气井生产特征的动态吻合。

2.3 互补型气举排水采气技术

气举排水采气是通过向井内注入高压气体，提高气体流速，将积液携带出地面的一种排液采气工艺，适用于油套连通的重度积液井、压窜井、水淹停产井，弥补了泡排工艺无法用于水淹井强排液的缺陷[19]。

根据气井自身能量特点及站场条件，如图4 所示，川西致密砂岩气田已形成了车载压缩天然气气举、CNG 槽车气举、柱塞气举和井间气举的互补型气举排水采气模式，如表6 所示，研制了柱塞气举工具系列（棒式、弹块式、分体式、测温测压式及井下限位装置）、智能井口控制装置、以及不关井柱塞气举、柱塞+井间气举复合举升等特色工艺技术，满足不同类型气井的排液需求[20]。川西致密砂岩气田每年气举作业500 余井次，累计增产天然气达1.7×108m3。

图4 气举排液采气作业图Fig.4 Gas lift operation chart

表6 不同气举模式特点与应用范围Tab.6 Different gas lift characteristics and applied range

2.4 速度管柱排水采气技术

针对投产初期产液量高、连续产液的水平井，引进并推广了速度管柱排水采气工艺。在不动原有井下生产管柱的情况下，将速度管柱从原管柱内下入产层中部，减小流通面积，提高气流速度，增加气井携液能力，从而实现排液采气[21]。该工艺可下入倾斜段甚至水平段，解决水平井倾斜段携液困难问题，并且施工过程不需要压井，保护储层。

通过技术攻关形成了工艺介入时机优化、关键参数设计、配套硬件优化等配套技术，如图5 所示。

图5 新型速度管井口装置Fig.5 Well head equipment of velocity strings

川西致密砂岩气田针对井口压力高于10 MPa，产气量（0.5～4.0）×104m3/d，产液量大于2.0 m3/d 的气井，开展了45 口现场试验，气井综合月递减率降低1.87%，增产1 770.86×104m3。根据应用实践，对产液量较高的气井，早期介入后降低携液临界流量值越大，气井可利用自身能量越多，稳产时间越长。研究认为下入时井口压力高于6 MPa 的气井，作业后产量更稳定，降低产量递减率7.26%，而低压阶段介入的气井降低产量递减率仅3.0%，气井成本回收周期平均12 个月；低压阶段该工艺稳产能力有限，需及时开展泡排等配合排液，若介入时机晚，会导致速度管柱难以启动或因能量弱而被水淹，气井成本回收周期则超36 个月。