馬青印 （中石化中原油田分公司采油六廠，山東 菏澤 274511）

白廟、橋口氣田屬典型的低孔、低滲、非均質嚴重的凝析氣藏，地露壓差小，采用衰竭式開發(fā)方式，地層壓力下降快，經過10余年的開發(fā)，氣田已進入低壓開采期，產量呈加速下降趨勢，穩(wěn)產難度逐年加大。一方面由于氣田滲透率低、層位分散、井距大，相當多的儲量難以有效動用；另一方面由于地露壓差小，反凝析污染導致氣井積液日益加劇，嚴重影響到氣井正常生產，傳統的工藝措施已不能完全適應氣田的開發(fā)現狀，必須研究適合氣田低壓開采階段的采氣工藝技術。

1 氣田概況

白廟、橋口氣田含氣面積59.41km2，探明天然氣地質儲量200.5×108m3，凝析油地質儲量538.28×104t。共有氣井78口，開發(fā)地質儲量72.7×108m3，可采儲量30.89×108m3；主要含氣層系為古近系沙河街組二段下亞段至三段下亞段 （EsL2～EsL3），氣藏埋深2630～4360m，儲層孔隙度4.81%～17.17%，滲透率0.1～15mD，氣藏原始地層壓力26.5～62.79MPa，露點壓力20.08～61.6MPa。截止到2012年12月，日產氣11.6654×104m3，采氣速度0.58%，采出程度14.56%。

2 開發(fā)中存在的問題

2.1 氣藏構造復雜，動用程度低

白廟、橋口氣田凝析氣藏埋藏深，構造復雜，斷塊破碎，單塊面積小，砂體橫向變化大，且單井控制儲量小，儲量動用程度低，至2012年12月，動用程度僅36.3%。

2.2 儲層物性差，儲量動用難度大

白廟、橋口氣田平均滲透率為0.72mD，屬致密砂巖儲層。儲層物性垂向差異比較明顯，隨埋深增加，物性逐漸變差，大部分儲層需壓裂改造才能獲得產能，儲量動用難度大。

2.3 層系多、層位散，壓裂改造難度大

白廟、橋口氣田主要含氣層系為EsL2、Esu3、Esm3、EsL3（上標字母u，m表示上亞段，中亞段）4套層系，氣藏埋深2630.0～4360.0m，4套層系受沉積環(huán)境影響具有不同的儲層特征。由于層系多、井段長、層位分散、層間差異大，常規(guī)的籠統壓裂工藝不能有效改造物性差的儲層，使相當一部分儲量不能得到有效動用，而且造成壓裂液體效率低，影響壓裂成功率和措施效果。

2.4 地露壓差小，反凝析污染嚴重

白廟、橋口凝析氣藏地露壓差小，隨著壓力的不斷降低，地層反凝析和井筒積液嚴重，氣井普遍存在積液現象，井筒積液增加了對氣層的回壓，限制了氣井的生產能力［1］，造成氣井產能下降快，穩(wěn)產難度大。表1給出了白廟、橋口氣田各層系壓力的統計結果。

表1 白廟、橋口氣田各層系壓力統計表

2.5 隨著氣田壓力的下降，排液采氣效果逐漸變差

隨著地層壓力的降低，大部分氣井低產、低能，作業(yè)時洗井液和氣舉時井液、高壓氣回流地層的現象比較普遍。一方面造成增壓氣舉排液效果逐漸變差，排液效率不斷下降，另一方面對低滲氣藏，地層壓力恢復時間更長［2］，既污染傷害地層，又損失高壓氣，嚴重影響到氣井正常生產。表2給出了白廟、橋口氣田部分低能井氣舉情況。

表2 白廟、橋口氣田部分低能井氣舉情況表

3 挖潛對策

3.1 配套完善排液采氣工藝

為了滿足凝析氣田低壓開采階段的開發(fā)需要，配套完善了排液采氣工藝。一是優(yōu)化增壓氣舉排液采氣工藝，減少生產過程中的儲層傷害，提高氣井的排液效率，延長氣舉周期，提高氣井的穩(wěn)定生產能力；二是做好作業(yè)過程中的儲層保護，減少地層傷害。

3.2 配套完善水平井多段壓裂工藝

為有效提高儲量動用程度，配套完善了水平井多段壓裂工藝。致密砂巖氣藏普遍存在單井日產量低、低產期長以及生產壓差大的問題［3］，而高含油凝析氣藏的地層壓力下降較快［4］，采用水平井開發(fā)深層低滲凝析氣藏，既可提高儲量控制程度，又可改變近井凝析油氣的滲流模式。水平井生產壓差小，地層壓力下降慢，可有效延緩反凝析的影響，延長穩(wěn)產期。通過實施水平井并進行多段壓裂改造，可有效提高白廟、橋口氣田水平井控制儲量，提高開發(fā)效果。

3.3 配套完善分層壓裂工藝

為有效動用薄差層，配套完善了分層壓裂工藝。一是在剩余氣研究的基礎上，優(yōu)選壓裂層，做到有的放矢；二是通過完善分層壓裂工藝，提高壓裂的針對性；三是提高壓裂規(guī)模，立足造長縫，擴大單井有效動用儲量，改善壓裂效果①王樂之，陳天鋼.深層凝析氣藏潛力分析及挖潛技術.中原油田二○○九年開發(fā)技術座談會材料匯編.。

4 工藝配套研究與應用

4.1 補孔氣舉一體化管柱

將射孔和氣舉工藝有機結合，在射孔管柱上配套氣舉閥，采用補孔氣舉一體化管柱 （圖1），先氣舉降液，后投桿點火，實現負壓射孔，改善射孔效果；同時對射孔后有自噴能力的井，通過氣舉增強攜液能力，可延長自噴期；對射孔后無自噴能力的井，通過及時氣舉排液，起到恢復產能的作用。實施補孔氣舉一體化技術，既可有效避免射孔后不噴的二次作業(yè)，降低作業(yè)成本，又可減少作業(yè)施工對地層的污染傷害。

2009年以來，共實施補孔氣舉一體化管柱26井次，工藝成功率100%。截至2013年2月累計增氣732×104m3，增油2170t。平均單井增氣28.2×104m3，平均單井增油83.5t。

圖1 補孔氣舉一體化管柱

圖2 改進的閉式氣舉管柱

4.2 閉式氣舉工藝

隨著凝析氣田地層能量的逐漸降低，積液現象日益嚴重，傳統的開式氣舉工藝氣舉時氣液倒灌入低壓層，影響排液效率，造成高壓氣浪費［5］，氣舉時間長，在地面增壓機負荷一定的情況下，影響整個氣田氣舉工作的正常開展；同時井內液體的倒灌造成地層二次污染。針對以上問題，2009年以來持續(xù)開展增壓氣舉管柱的工藝配套，相繼配套半閉式氣舉、閉式氣舉工藝。

由于傳統閉式氣舉管柱僅靠油管空間儲存液體，容積小，氣舉頻繁，既增加氣舉工作量，又會造成氣舉閥疲勞而縮短使用壽命。通過研究，在封隔器上部油管增加液流通道，形成改進的閉式氣舉管柱（圖2），使油管與套管環(huán)空連通，增加儲液空間，既可縮短氣舉時間，提高氣舉效率，延長氣舉周期，又可減緩氣舉閥疲勞，從而延長使用壽命。

2011年以來，實施閉式氣舉8井次，工藝成功率100%，截至2013年2月累計增氣117.5×104m3，增油1088.5t。平均單井增氣14.69×104m3，平均單井增油136.1t。

與開式氣舉相比，平均單次注氣量減少941m3，平均單次氣量增加1397m3，平均單次液量增加3.7m3，排液效率提高1.2，提高幅度達120% （表3）。

表3 閉式氣舉與開式氣舉參數對比表

如白40井，該井生產井段2661.5～3341.4m，地層壓力僅9.7MPa，氣舉倒灌現象嚴重，每次氣舉損失氣量0.1076×104m3，排液量為0，因泡排、氣舉無效而關井。經分析研究實施閉式氣舉，措施后采用φ3mm氣嘴生產，油壓4.4MPa，套壓4.9MPa，日產氣0.6209×104m3，無需排液正常生產。

4.3 水平井多段壓裂工藝

由于凝析氣藏低滲、非均質，井段長，單層壓裂地層壓力下降快，反凝析現象嚴重，穩(wěn)產期短；同時多次的壓裂改造易污染地層，施工成本高，因此，選用多段壓裂工藝，一次對氣層進行充分改造。

4.3.1 壓裂管柱

由于泵送橋塞工藝施工周期長，易污染地層，且不能滿足裸眼井需要；水力噴射壓裂施工壓力高，排量受限。因此，在綜合考慮多段壓裂工藝的基礎上，優(yōu)選封隔器＋滑套，頂部懸掛密封的水平井多段壓裂管柱 （圖3）實施多段壓裂。

4.3.2 壓裂設計

根據氣藏特征和水平井的特點，為改善壓裂效果，提高壓裂成功率，壓裂設計方面的做法如下：1）根據深層低滲凝析氣田的特點，壓裂改造以造長縫為原則，同時綜合考慮儲層展布、物性、地應力、井距、成本等因素，最大縫長控制在200m左右。

2）對套管完井水平井，為避免因射孔段過長壓裂產生過多裂縫，每個壓裂段射孔長度控制在2～4m；對裸眼完井水平井，滑套位置對應物性較好的層。通過優(yōu)化滑套位置，既有利于主縫的形成，又可提高液體效率，提高壓裂成功率。

3）采取 “低砂比、造長縫”的原則，結合 “低起步、小臺階加砂”技術，采用粒徑300～600μm陶粒，合理控制砂比，降低人工裂縫對砂濃度的敏感性。

4）正式壓裂前進行小型壓裂測試，獲取裂縫延伸壓力、閉合壓力、閉合時間、壓裂液濾失系數、液體效率等相關參數，為正式施工提供技術依據，進一步提高壓裂成功率，改善壓裂效果。

白廟平1井和白－平2HF井分別于2011年10月和2012年8月成功實施多段壓裂，截至2013年2月，累計產氣630.0147×104m3，累計產油3937.5t。

4.4 直井多級分層壓裂工藝

對井距大、層系多、井段長、層位分散、層間差異大，采用籠統壓裂改造不徹底的氣井，借鑒套管完井水平井多段壓裂工藝，形成直井多級壓裂管柱 （圖4），在剩余氣研究的基礎上，合理選層，精細分段，實現直井多級分層壓裂。

為了改善壓裂效果，一是對改造不徹底的層，通過加大壓裂規(guī)模，實施重復壓裂，挖掘層內潛力。二是對薄差層實施擴射，降低施工難度。

如白66井，通過評價該井剩余天然氣可采儲量1.50×108m3，可采儲量采出程度為11.1%；剩余凝析油可采儲量1.20×104t，可采儲量采出程度為20.68%，剩余油氣可采儲量基數大，但由于該井層系多、井段長、層位分散、層間差異大，籠統壓裂無法一次改造，而多次改造成本高，污染嚴重，因此，2012年5月對Esm3的4砂組～EsL3的5砂組 （井段3623.4～4063.1m，共24層44.3m），分7段實施壓裂。

措施前油壓3.2MPa，套壓10.0MPa，日產氣0.4676×104m3，日產液1.8t，日產油0.8t；措施后初期油壓17.7MPa，套壓22.1MPa，日產氣2.9533×104m3，日產液24.6t，日產油4.0t。截至2013年2月，油壓10.1MPa，套壓13.8MPa，日產氣1.7425×104m3，日產液4.6m3，日產油1.7t；累計增氣423.78×104m3，累計增油694.2t，且產量持續(xù)穩(wěn)定。

4.5 分層壓裂工藝

對一般壓裂井，為充分改造壓裂層，提高薄差層的動用程度，合理選擇目的層并進行精細分層，研究推廣分層壓裂工藝，提高壓裂針對性。

根據不同的井況和壓裂要求，采用Y221或Y211封隔器與Y241、Y341、Y111封隔器配套組合，實現卡一壓二、卡二壓二、卡二壓三、卡三壓二和卡三壓三壓裂，同時對壓裂管柱進行完善，提高壓裂成功率。

1）改進噴錨一體工具，將滑套置于封隔器和水力錨之間 （圖5），降低沉砂段高度，增大沉砂段環(huán)空間隙，減緩壓實效應，消除了水力錨封閉壓力 ，壓后易于解封。

2）應用油管伸縮補償器起到逐級解封、震擊解卡的作用，降低壓裂后解封難度。

圖3 水平井多段壓裂管柱

圖4 直井多級壓裂管柱

圖5 噴錨一體工具改進

2011年以來，共實施分層壓裂8井次，工藝成功率100%。截至2013年2月累計增氣607×104m3，增油8039t，平均單井增氣76×104m3，增油1005t。

5 實施效果

通過加強工藝技術集成與創(chuàng)新，形成了一系列適合白廟、橋口氣田低滲凝析氣藏有效開發(fā)的挖潛工藝技術，保持了氣田生產的相對穩(wěn)定。2009年以來白廟、橋口氣田日產氣量穩(wěn)定在10.5×104m3左右，自然遞減控制在18%以下，2012年自然遞減降至13.11%。

6 結論

1）在氣田低壓開采階段，搞好儲層保護，不斷完善高效的氣舉排液工藝，提高排液效率，是低滲凝析氣田開發(fā)的有效途徑。

2）采用水平井多段壓裂工藝技術是提高儲量動用程度，改善低滲致密砂巖氣藏開發(fā)效果的有效方法。

3）通過分層壓裂，充分挖掘未有效動用儲量的潛力，是老井挖潛的有效手段。

4）多級分層壓裂一次性投入高，產能高，穩(wěn)產期長，可避免重復作業(yè)，從長遠看，可提高開發(fā)效益。

［1］楊文明，王明，周夢秋，等 .預測氣井臨界攜液產量新方法及應用 ［J］.西南石油大學學報，2009，31（6）：113～115.

［2］卜彩霞，林麗娜，王永恒 .積液倒灌和水鎖效應對氣井生產的危害 ［J］.天然氣與石油，2011，29（5）：53～56.

［3］李景明，李劍，謝增業(yè)，等 .中國天然氣資源研究 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32（2）：15～18.

［4］李蔣軍，陳婕 .淺析水平井在凝析氣藏開發(fā)中的應用 ［J］.中國石油和化工標準與計量，2012，（4）：198.

［5］郭強，袁曉賢，宋少良，等 .白廟凝析氣田增壓氣舉排液規(guī)律研究 ［J］.中國石油和化工標準與計量，2012，（8）：140.

［編輯］ 蕭雨