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(zhì)嚴(yán)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(jīng)過10余年的開發(fā),氣田已進入低壓開采期,產(chǎn)量呈加速下降趨勢,穩(wěn)產(chǎn)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(dāng)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(dǎo)致氣井積液日益加劇,嚴(yán)重影響到氣井正常生產(chǎn),傳統(tǒng)的工藝措施已不能完全適應(yīng)氣田的開發(fā)現(xiàn)狀,必須研究適合氣田低壓開采階段的采氣工藝技術(shù)。
白廟、橋口氣田含氣面積59.41km2,探明天然氣地質(zhì)儲量200.5×108m3,凝析油地質(zhì)儲量538.28×104t。共有氣井78口,開發(fā)地質(zhì)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(chǎn)氣11.6654×104m3,采氣速度0.58%,采出程度14.56%。
白廟、橋口氣田凝析氣藏埋藏深,構(gòu)造復(fù)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%。
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(chǎn)能,儲量動用難度大。
白廟、橋口氣田主要含氣層系為EsL2、Esu3、Esm3、EsL3(上標(biāo)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(tǒng)壓裂工藝不能有效改造物性差的儲層,使相當(dāng)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。
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(yán)重,氣井普遍存在積液現(xiàn)象,井筒積液增加了對氣層的回壓,限制了氣井的生產(chǎn)能力[1],造成氣井產(chǎn)能下降快,穩(wěn)產(chǎn)難度大。表1給出了白廟、橋口氣田各層系壓力的統(tǒng)計結(jié)果。
表1 白廟、橋口氣田各層系壓力統(tǒng)計表
隨著地層壓力的降低,大部分氣井低產(chǎn)、低能,作業(yè)時洗井液和氣舉時井液、高壓氣回流地層的現(xiàn)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(fù)時間更長[2],既污染傷害地層,又損失高壓氣,嚴(yán)重影響到氣井正常生產(chǎn)。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
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(chǎn)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(chǎn)能力;二是做好作業(yè)過程中的儲層保護,減少地層傷害。
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(chǎn)量低、低產(chǎn)期長以及生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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。
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(chǔ)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(shù).中原油田二○○九年開發(fā)技術(shù)座談會材料匯編.。
將射孔和氣舉工藝有機結(jié)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(xiàn)負(fù)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(fù)產(chǎn)能的作用。實施補孔氣舉一體化技術(shù),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
隨著凝析氣田地層能量的逐漸降低,積液現(xiàn)象日益嚴(yán)重,傳統(tǒng)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(fù)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(nèi)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(tǒng)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(shù)對比表
如白40井,該井生產(chǎn)井段2661.5~3341.4m,地層壓力僅9.7MPa,氣舉倒灌現(xiàn)象嚴(yán)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(guān)井。經(jīng)分析研究實施閉式氣舉,措施后采用φ3mm氣嘴生產(chǎn),油壓4.4MPa,套壓4.9MPa,日產(chǎn)氣0.6209×104m3,無需排液正常生產(chǎn)。
由于凝析氣藏低滲、非均質(zhì),井段長,單層壓裂地層壓力下降快,反凝析現(xiàn)象嚴(yán)重,穩(wěn)產(chǎn)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(chǔ)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(shè)計
根據(jù)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(shè)計方面的做法如下:1)根據(jù)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(yīng)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(chǎn)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(yīng)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(jié)合 “低起步、小臺階加砂”技術(shù),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(shù)、液體效率等相關(guān)參數(shù),為正式施工提供技術(shù)依據(jù),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(chǎn)氣630.0147×104m3,累計產(chǎn)油3937.5t。
對井距大、層系多、井段長、層位分散、層間差異大,采用籠統(tǒng)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(chǔ)上,合理選層,精細分段,實現(xiàn)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(fù)壓裂,挖掘?qū)觾?nèi)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(shù)大,但由于該井層系多、井段長、層位分散、層間差異大,籠統(tǒng)壓裂無法一次改造,而多次改造成本高,污染嚴(yán)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(chǎn)氣0.4676×104m3,日產(chǎn)液1.8t,日產(chǎn)油0.8t;措施后初期油壓17.7MPa,套壓22.1MPa,日產(chǎn)氣2.9533×104m3,日產(chǎn)液24.6t,日產(chǎn)油4.0t。截至2013年2月,油壓10.1MPa,套壓13.8MPa,日產(chǎn)氣1.7425×104m3,日產(chǎn)液4.6m3,日產(chǎn)油1.7t;累計增氣423.78×104m3,累計增油694.2t,且產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)定。
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(jù)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(xiàn)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(yīng),消除了水力錨封閉壓力 ,壓后易于解封。
2)應(yīng)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。
通過加強工藝技術(shù)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(shù),保持了氣田生產(chǎn)的相對穩(wěn)定。2009年以來白廟、橋口氣田日產(chǎn)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%。
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(shù)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(chǎn)能高,穩(wěn)產(chǎn)期長,可避免重復(fù)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(yù)測氣井臨界攜液產(chǎn)量新方法及應(yīng)用 [J].西南石油大學(xué)學(xué)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(yīng)對氣井生產(chǎn)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(yīng)用 [J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)與計量,2012,(8):140.
[編輯] 蕭雨