武衛(wèi)鋒, 劉樹鞏, 成濤, 李茂文, 羅宇維, 李疾翎

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司, 北京 100027; 2.中國海洋伊拉克有限公司, 北京 100027; 3.中海油湛江分公司, 廣東 湛江 524057; 4.中海油田服務(wù)股份有限公司, 廣東 湛江 524057)

0 引 言

本文介紹的是一口高含水停產(chǎn)數(shù)年高溫氣井復(fù)產(chǎn)的啟示。調(diào)研結(jié)果顯示油氣井含水將造成其產(chǎn)量降低,高含水時(shí)甚至造成油氣井停產(chǎn),油氣井產(chǎn)水的原因包括射孔段產(chǎn)水[1-3]和管外竄[4-8],通常高含水停產(chǎn)井的復(fù)產(chǎn)通過堵水措施實(shí)現(xiàn)[9-10]。通過對×井出水原因的分析,確定了該井射孔井段不產(chǎn)水,出水原因是管外竄,且出水層位于氣層下部的高壓水層。根據(jù)出水原因?qū)Χ滤桨高M(jìn)行了仔細(xì)篩選和可行性研究,認(rèn)為堵水措施風(fēng)險(xiǎn)高且成功率低,建議放棄堵水改為側(cè)鉆復(fù)產(chǎn)并提出了側(cè)鉆方案建議。在油藏高部位側(cè)鉆了產(chǎn)氣井,并保留原井眼使之成為該斷塊的一口注水井,側(cè)鉆取得了非常好的效果。該井復(fù)產(chǎn)成功經(jīng)驗(yàn)對類似井的復(fù)產(chǎn)具有借鑒意義。

1 出水原因分析

2001年2月×井投產(chǎn),射孔井段為×105.4～×210.3 m,射孔段長度為104.9 m,生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示該井投產(chǎn)初期即含水,水樣分析資料顯示產(chǎn)出水為地層水。2001年5月采集了產(chǎn)液剖面測井、水流測井和IPR測試,隨著投產(chǎn)時(shí)間延長,日產(chǎn)水量直線增加,日產(chǎn)氣量直線減少,直至2001年8月停產(chǎn)并關(guān)井(見圖1),2002年、2004年分別對該井進(jìn)行了氣舉復(fù)產(chǎn)和下橋塞堵水作業(yè),但均未成功。

利用該井裸眼井測井資料和套管井測井資料對出水機(jī)理進(jìn)行了研究,經(jīng)過綜合分析開井和關(guān)井狀態(tài)資料找到了出水原因并確定了出水層位。

圖1 ×井生產(chǎn)曲線圖

1.1 裸眼井測井資料分析射孔段為氣層

裸眼井測井資料處理結(jié)果顯示射孔井段內(nèi)氣層的含氣飽和度在40%～93%(見圖2),局部含泥夾層,泥質(zhì)重(束縛水飽和度較高)的井段含氣飽和度低40%左右,水層的含氣飽和度只有10%左右,常規(guī)測井資料顯示該井射孔段為氣層。

地層壓力資料顯示射孔段的氣層為2個(gè)壓力系統(tǒng),用地層壓力資料計(jì)算的地層流體密度分別為244.5 kg/m3和122.9 kg/m3(見圖2),說明該井段地層孔隙中的可動(dòng)流體為氣;用下部水層地層壓力計(jì)算的地層流體密度為1 006 kg/m3,下部水層的地層壓力比射孔段氣層的地層壓力高約5.92 MPa。

該井在×124.6、×198.1和×228.1 m處進(jìn)行的地層流體取樣,在3個(gè)深度都取到了氣樣(見圖2)。從3個(gè)氣樣資料看,三者基本一致,取樣資料顯示3個(gè)取樣深度均在氣層段,×228.1 m處的地層含氣飽和度小于40%為氣層,射孔井段內(nèi)氣層的含氣飽和度在40%～93%之間,取樣資料證明射孔井段儲(chǔ)層為氣層。

1.2 套管井資料證實(shí)存在管外竄

固井質(zhì)量資料顯示射孔層至下部高壓水層之間井段的固井質(zhì)量較差,固井質(zhì)量資料顯示該段套管與地層之間有液體存在,從固井資料看存在管外竄的通道;產(chǎn)液剖面資料顯示存在管外竄。

(1) 開井狀態(tài)存在管外竄。開井的流量曲線顯示流體全部產(chǎn)出于射孔井段,射孔井段之下流量計(jì)轉(zhuǎn)速為0(見圖3),說明射孔井段之下井筒內(nèi)沒有流體流動(dòng)。

開井密度和壓力資料顯示井筒內(nèi)的氣水界面在×196 m處,井筒的氣水界面之上沒有明顯的產(chǎn)水特征,水主要產(chǎn)自射孔段底部;從射孔段底部到氣水界面有幾處密度值降低,低密度值為氣體產(chǎn)出顯示,表明射孔段底部氣水同出。

圖2 ×井裸眼井測井組合圖*非法定計(jì)量單位, 1 mD=9.87×10-4 μm,下同

開井溫度資料顯示×210～×303 m井段溫度的變化趨勢不一致,×273 m以下井段溫度為一個(gè)變化率,它反映地層的地溫梯度;×273 m以上井段溫度偏離下部的地溫梯度線,呈現(xiàn)向上溫度偏高的趨勢,到射孔井段底部溫度大幅度增加,射孔井段底部井筒流體溫度與×273 m處的溫度接近,說明×273 m以下地層有流體產(chǎn)出,因其溫度比上部地層高,流體向上流動(dòng)過程中與×210～×273.0 m的地層、套管和套管內(nèi)的流體交換熱量,使該井段井筒內(nèi)流體溫度升高而偏離地溫梯度線,熱流體從射孔井段底部流入井筒并使井筒內(nèi)流體溫度大幅度升高,所以溫度曲線顯示×273 m以下有流體產(chǎn)出并從射孔段底部流入井筒。

關(guān)井狀態(tài)仍然存在管外竄。從關(guān)井密度、壓力資料看,井筒的氣水界面在×180 m處,關(guān)井氣水界面比開井狀態(tài)下升高了16 m;從關(guān)井溫度資料看,×210～×303 m井段溫度的變化與開井曲線相比基本一致,所以在關(guān)井狀態(tài)下,×273 m以下水層仍然有水產(chǎn)出,產(chǎn)出的水流入氣層射孔井段。

氧活化水流測井驗(yàn)證存在管外竄。氧活化水流測井資料在射孔井段之下檢測到向上流動(dòng)的水流,水流動(dòng)速度為1.5～1.7 m/min(見圖3),進(jìn)入射孔段后水流動(dòng)速度逐漸增大,在×198 m井段處水流速度增大至23.1 m/min。

圖3 ×井測井資料組合圖

開井產(chǎn)液剖面測井的流量曲線顯示×210～×303 m井段井筒內(nèi)沒有流體流動(dòng),說明流體流動(dòng)的通道在地層和套管之間,所以射孔井段之下存在管外竄。

1.3 出水原因?yàn)楣芡飧Z

固井質(zhì)量測井資料顯示該井的固井質(zhì)量差,裸眼井測井資料顯示射孔段為氣層并且高壓水層與氣層之間存在約5.93 MPa壓差,該地層之間的壓力差可能是造成固井質(zhì)量差的主要原因;氧活化水流測井、產(chǎn)液剖面測井資料證明該井存在管外竄現(xiàn)象。

綜合分析認(rèn)為該井射孔井段為氣層,出水層位是下部的高壓水層,在開井狀態(tài)下,高壓水層水在水層與氣層之間的壓差作用下通過套管與地層之間的空隙向上流動(dòng),通過射孔井段流入井筒產(chǎn)出(見圖4),且這種流動(dòng)(管外竄現(xiàn)象)在關(guān)井狀態(tài)下也存在,在關(guān)井狀態(tài)下高壓水層水通過射孔段流入氣層。

圖4 ×井(竄槽)一側(cè)鉆井關(guān)系示意圖

該井眼在關(guān)井期間實(shí)際上起到了一口注水井的作用,射孔段的近井地帶地層可動(dòng)孔隙中全部為水,這是該井實(shí)施氣舉復(fù)產(chǎn)未成功的原因。

2 復(fù)產(chǎn)方案分析

2.1 堵水復(fù)產(chǎn)方案風(fēng)險(xiǎn)高且成功率低

該井射孔段地層溫度為175～182.78 ℃,常用的堵水方法主要有擠水泥堵水、機(jī)械堵水和化學(xué)調(diào)剖堵水,現(xiàn)有成熟的化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù)及相關(guān)配套技術(shù)只適宜溫度在120 ℃以下的井進(jìn)行層內(nèi)調(diào)剖堵水,所以化學(xué)堵水不適合在管外竄的井中應(yīng)用。機(jī)械堵水方法主要采用封隔器封隔水層和油氣層,封隔器只能密封封隔器與套管內(nèi)壁的環(huán)形空間,對于管外竄無效。

調(diào)研結(jié)果顯示唯一可能采用的辦法就是擠水泥堵水。通過近幾年的科研攻關(guān),現(xiàn)有的高溫膠乳水泥漿體系已經(jīng)成功應(yīng)用在200 ℃以上的高溫深井固井作業(yè)中。該水泥漿體系不但具有耐高溫的能力,而且具有較強(qiáng)的防串能力,完全可以滿足高溫井的堵水作業(yè)要求。

在根據(jù)資料進(jìn)行擠水泥堵水竄的設(shè)計(jì)時(shí)發(fā)現(xiàn)該井?dāng)D水泥堵水作業(yè)存在一些風(fēng)險(xiǎn)和問題,對作業(yè)成功影響較大。

(1) 套管變形且修復(fù)難度大。擠水泥作業(yè)前,應(yīng)先下鉆刮管,徹底清除氣層射孔段可能存在的毛刺。如果套管存在變形,需要設(shè)法進(jìn)行修復(fù)。套管內(nèi)徑為148.7 mm,目前射孔段套管已經(jīng)變形,最大通徑為95.25 mm,修復(fù)變形的套管難度較大。

(2) 高壓水層與射孔段氣層之間的壓力差易導(dǎo)致作業(yè)失敗。進(jìn)行擠水泥堵水作業(yè)要求高壓水層與射孔段氣層之間的壓力已經(jīng)平衡(或小于0.34 MPa),如果壓力差大于0.34 MPa,將造成擠水泥作業(yè)的失敗。裸眼井資料顯示高壓水層與射孔段氣層的壓力差約為5.93 MPa,目前沒有測量竄槽條件下的層間壓力差的技術(shù)。在不確定高壓水層與射孔段氣層之間壓力差的情況下擠水泥作業(yè)失敗的風(fēng)險(xiǎn)較大。

(3) 擠水泥作業(yè)將造成氣層的污染。擠水泥作業(yè)擠入地層和套管之間的水泥漿在高壓水層水的稀釋和上述壓差的作用下流入氣層,被稀釋的泥漿流入氣層將造成氣層的污染,影響后續(xù)氣層的產(chǎn)能。

(4) 排水工作量大。關(guān)井期間大量的水竄入了氣層的射孔段內(nèi),如果擠水泥堵水復(fù)產(chǎn),井筒附近有大量的水需要排出才能實(shí)現(xiàn)復(fù)產(chǎn)的目的,排水工作量將非常大。

2.2 側(cè)鉆復(fù)產(chǎn)方案可行

高壓水層水上竄至氣層段,使得該井眼成為該斷塊向地層補(bǔ)充能量的一口注水井,如果能在該斷塊的高部位側(cè)鉆1口井則是一個(gè)較好選擇,進(jìn)行側(cè)鉆井作業(yè)必須滿足以下2點(diǎn)。

(1) 該斷塊的剩余氣儲(chǔ)量必須足夠大,可采出氣的價(jià)值大于側(cè)鉆井所需的費(fèi)用。

(2) 該斷塊必須具有距離井眼足夠遠(yuǎn)并位于斷塊較高位置的側(cè)鉆井井位條件。

剩余氣儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果顯示該斷塊可采出氣的價(jià)值大于鉆側(cè)鉆井所需的費(fèi)用,并且在該斷塊油藏高部位具有滿足上述鉆側(cè)鉆井條件的井位,所以鉆側(cè)鉆井可行。

為避免固井質(zhì)量再次出現(xiàn)問題,側(cè)鉆井只鉆穿射孔段對應(yīng)的井段,而避開下部的高壓水層段,側(cè)鉆井選在該斷塊的高部位,并對水平井的軌跡進(jìn)行了設(shè)計(jì)[11]。

3 側(cè)鉆復(fù)產(chǎn)效果評價(jià)

2010年8月(停產(chǎn)9年后)在該氣藏的高部位小井眼側(cè)鉆井獲得了氣產(chǎn)量(不含地層水),側(cè)鉆井鉆穿氣層段長度為180 m。從生產(chǎn)曲線看,2013年6月前后日產(chǎn)氣量的變化趨勢不同(見圖5),之前日產(chǎn)氣量遞減比較快稱為快速遞減段,之后日產(chǎn)氣量不遞減稱為穩(wěn)產(chǎn)段。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析認(rèn)為該井所在斷塊與其他斷塊存在局部連通,造成該斷塊地層壓力與原始地層壓力相比有所降低,但因?yàn)閭?cè)鉆前該斷塊沒有采氣井并存在自流注水的情況,地層壓力高于其他斷塊。當(dāng)側(cè)鉆井投產(chǎn)后,側(cè)鉆井采氣和地層流體向局部連通斷塊(地層壓力相對較低)流動(dòng)的雙重因素的作用下,地層壓力快速下降造成側(cè)鉆井產(chǎn)量遞減得較快。此時(shí),該斷塊的流體流出量大于高壓水層自流注入氣層流體的量,對應(yīng)生產(chǎn)曲線的快速遞減段。當(dāng)該斷塊的流體流出量與高壓水層自流注入氣層流體的量大致相等時(shí),為該斷塊的注采平衡期,對應(yīng)生產(chǎn)曲線的穩(wěn)產(chǎn)段。

圖5 側(cè)鉆井生產(chǎn)曲線圖

在沉睡了數(shù)年的斷塊上重新獲得氣產(chǎn)量,保留原水竄井眼成為該斷塊給地層補(bǔ)充能量的一口注水井,該斷塊由一口采氣井和一口注水井組成注采井網(wǎng),這樣的結(jié)果有利于開采,獲得了很好效果。

4 結(jié) 論

(1) 搞清楚引起問題的原因和當(dāng)前井的狀態(tài)是解決問題的關(guān)鍵。對水竄原因和井的現(xiàn)狀不清楚是氣舉復(fù)產(chǎn)和下橋塞堵水作業(yè)失敗的原因,放棄堵水并選擇側(cè)鉆方案則是根據(jù)水竄原因和井的現(xiàn)狀優(yōu)選的成果,通過綜合研究引起問題的原因和當(dāng)前井的狀態(tài)是措施優(yōu)選和科學(xué)決策的基礎(chǔ)。

(2) 用溫度資料分析地層之間的竄流方法是有效的。地層流體與對應(yīng)深度地層的溫度是一致的,并且地層及流體溫度隨著所在深度的增加而增加。地層流體通過近井地帶向下流動(dòng)將引起流經(jīng)之處井筒的低溫異常,反之則引起高溫異常,應(yīng)用這些異?？梢耘袛鄬娱g竄流的存在,該方法已在在許多油田得到了成功應(yīng)用。

(3) 保留原井眼實(shí)現(xiàn)對氣層的自流注水功能有利于氣田開發(fā)。研究保留原水竄井眼成為一口向地層補(bǔ)充能量的自流注水井,在油藏高部位側(cè)鉆小井眼水平井采氣,在該斷塊由1口采氣井和1口注水井組成注采井網(wǎng)有利于氣藏開發(fā),該方案對類似井的復(fù)產(chǎn)具有參考意義。

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