梁 兵 朱英杰 劉德華 龔 偉 唐興波 程 姣

（中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦）

川東地區(qū)大斜度、水平井排水采氣措施探討

梁 兵 朱英杰 劉德華 龔 偉 唐興波 程 姣

（中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦）

通過對(duì)已實(shí)施排水工藝措施井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，結(jié)合龍崗打孔氣舉的成功案例，建議采取分階段逐步攻克難題的策略，提出先行解決懸掛封隔器之上的井筒矛盾，懸掛封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點(diǎn)，減緩井筒矛盾的技術(shù)思路，論證了在懸掛封隔器之上的油套環(huán)空實(shí)施排水采氣的適應(yīng)性，并推薦優(yōu)先選擇有一定剩余儲(chǔ)量、地層能量相對(duì)充足、水平段相對(duì)較短、油套連通點(diǎn)至水平段最低點(diǎn)的垂深相對(duì)較小的氣井，開展泡排及氣舉工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)。圖2表3參3

排水采氣大斜度井水平井懸掛封隔器氣舉泡排

0 引言

川東地區(qū)現(xiàn)有50多口大斜度、水平井，其中約25%的井處于關(guān)井或間開狀態(tài)，約25%的井明顯受積液的影響，且受井深、完井方式等的限制，大斜度、水平井的排水采氣難度大，特別是水平段的排水更是難上加難，已嚴(yán)重影響大斜度、水平井的開發(fā)效果，因此迫切需要探索大斜度、水平井排水采氣的新思路。目前主要對(duì)未下懸掛封隔器的大斜度、水平井采取了泡排和氣舉措施。截止2014年7月，川東地區(qū)共有52口大斜度、水平井投入生產(chǎn)，占總投產(chǎn)井?dāng)?shù)的13.2%，目前日均產(chǎn)氣量約242.7×104m3，占日總產(chǎn)氣量的20.09%，日均產(chǎn)水量約97 m3，占日總產(chǎn)水量的10.21%。在已投產(chǎn)的大斜度、水平井中有13口井處于關(guān)井或間隙生產(chǎn)狀態(tài)，39口生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定的氣井中現(xiàn)有7口井實(shí)施泡排工藝，2口井實(shí)施了氣舉工藝，其中13口井井筒帶液矛盾較為突出。

1 大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 川東地區(qū)排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

目前較為成熟的單一排水采氣工藝主要有優(yōu)選管柱、泡排、氣舉、柱塞舉升、機(jī)抽、電潛泵、螺桿泵、射流泵、連續(xù)油管等。復(fù)合工藝主要有優(yōu)選管柱+泡排、泡排+增壓、氣舉+增壓、氣舉+泡排等。在川東氣田應(yīng)用較多的主要有泡沫排水采氣、優(yōu)選管柱+泡排、泡排+增壓、氣舉、氣舉+增壓等工藝。截至2014年7月，共有泡沫排水采氣工藝井171口，增壓機(jī)氣舉排水采氣工藝井16口，螺桿泵排水采氣工藝井1口，電潛泵排水采氣工藝井1口，柱塞排水采氣工藝井2口。

1.2 大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用現(xiàn)狀

（1）大斜度、水平井完井情況

川東地區(qū)目前生產(chǎn)的大斜度、水平井中襯管完井8口，射孔完井3口，油管和油套環(huán)空均連通（表1）；裸眼封隔器完井41口，其中15口井油套不連通，26口井油管和油套環(huán)形空間通過在懸掛封隔器上方安裝篩管或反循環(huán)閥實(shí)現(xiàn)油套連通（圖1），當(dāng)反循環(huán)閥（圖2）內(nèi)壓與外壓壓差達(dá)到設(shè)定值時(shí)銷釘剪斷，活塞下行，過流孔打開，從而油管和油套環(huán)形空間連通。

（2）大斜度、水平井生產(chǎn)情況

截止2014年7月底，川東地區(qū)已投產(chǎn)大斜度、水平井52口，其中出水氣井24口（其中生產(chǎn)過程中出水井15口）。從生產(chǎn)情況看，大斜度、水平井投產(chǎn)后具有以下特征：①投產(chǎn)后壓力、產(chǎn)量下降快，穩(wěn)產(chǎn)期短；②完鉆氣水同產(chǎn)井大部分無法連續(xù)自噴生產(chǎn)；③生產(chǎn)氣井出水后帶水生產(chǎn)困難。

（3）大斜度、水平井排水采氣工藝應(yīng)用分析

目前僅有7口油套連通的大斜度、水平井實(shí)施泡排工藝，2口井開展了氣舉排水采氣工藝。通過泡排及氣舉排水采氣，帶出了井筒積液，使氣井恢復(fù)了正常生產(chǎn)，并達(dá)到增產(chǎn)目的（表2）。此外還試驗(yàn)了UT-6、UT-9型固體泡排試驗(yàn)，泡排效果總體較好。

表1 大斜度、水平井油套連通情況統(tǒng)計(jì)表

圖1 大斜度、水平井裸眼完井示意圖

圖2 反循環(huán)閥示意圖

表2 大斜度、水平井排水采氣效果統(tǒng)計(jì)表

2 大斜度、水平井排水采氣措施優(yōu)選

2.1 排水采氣工藝初選

由于川東地區(qū)大斜度水平井的井斜角大，水平段長(zhǎng)，井下有“懸掛封隔器+裸眼封隔器+滑套”等系列工具串，因而，排水采氣難度大，主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

（1）井深限制

川東地區(qū)井深一般都在5000 m左右，超出了機(jī)抽、射流泵、電潛泵、毛細(xì)管、連續(xù)油管等排水采氣工藝的應(yīng)用深度，且連續(xù)油管下入水平段難度大。

（2）井身結(jié)構(gòu)限制

井眼軌跡特殊，完井管柱復(fù)雜，一般都為一次性復(fù)合管柱，有永久式懸掛封隔器、井下節(jié)流器，產(chǎn)層段有裸眼封隔器、內(nèi)徑逐步變小的投球滑套等，限制了柱塞、機(jī)抽、連續(xù)油管、電潛泵等工藝的應(yīng)用，油套環(huán)空不連通的氣井限制了連續(xù)泡排、氣舉工藝的實(shí)施。

（3）現(xiàn)場(chǎng)條件限制

多數(shù)新建單井站無水無電，周邊高壓氣舉氣源缺乏，導(dǎo)致新上排水采氣措施成本大幅增加，效益難保證。

由于受完井管柱及現(xiàn)有排水采氣技術(shù)適應(yīng)性的限制，目前適用于川東地區(qū)大斜度、水平井的排水采氣工藝以泡排和氣舉工藝為主，可先解決封隔器之上的井筒矛盾，即先排出懸掛封隔器之上的井筒積液，封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點(diǎn)，以減緩井筒矛盾。

2.2 大斜度、水平井排水采氣適應(yīng)性分析

目前川東地區(qū)大斜度、水平井中有37口井油套管已連通，水平段長(zhǎng)度在116~1074 m，而懸掛封隔器至水平段最低點(diǎn)垂深在57~550 m，一般在150 m左右，平均垂深約200 m，懸掛封隔器以下液柱對(duì)井底回壓較小，這就為在懸掛封隔器之上開展泡排、氣舉排水采氣創(chuàng)造了有利條件。

龍崗001-18井產(chǎn)層中深6430 m，井深5657 m有永久式封隔器，2012年3月在井深5233~5235 m處對(duì)油管打孔，有效孔數(shù)10孔，有效孔徑6~7 mm/孔。氣舉進(jìn)氣點(diǎn)距離產(chǎn)層中部1196 m，氣舉復(fù)產(chǎn)初期最高產(chǎn)氣量15.38×104m3/d，最高產(chǎn)水量271 m3/d，目前注氣壓力24.00~26.00 MPa，油壓6.00~10.00 MPa，產(chǎn)氣量1.5×104~3.0×104m3/d，產(chǎn)水量160.0~200.0 m3/d，氣舉生產(chǎn)平穩(wěn)。龍崗001-3井產(chǎn)層中深6112 m，井深3202 m有永久式封隔器，2013年2月在3000m打孔實(shí)施氣舉成功復(fù)產(chǎn)，復(fù)產(chǎn)初期最高產(chǎn)氣量3.4×104m3/d、產(chǎn)水量124 m3/d，目前產(chǎn)氣量2.5×104~4.0×104m3/d，產(chǎn)水量30.0~50.0 m3/d，一直連續(xù)生產(chǎn)至今，累計(jì)增產(chǎn)天然氣1766.7×104m3，產(chǎn)水18205.5 m3。油管射孔是一項(xiàng)成熟的工藝，在油管上均勻布孔后其作用就如同篩管，可作為泡排或緩蝕劑加注、氣舉的通道。油管打孔后使用凈化氣作為氣舉氣源，在龍崗礁灘氣藏成功實(shí)施了連續(xù)氣舉工藝，為油套環(huán)空不連通的氣井實(shí)施排水采氣提供了參考。

2.3 大斜度、水平井排水采氣試驗(yàn)井優(yōu)選

（1）選井條件

從懸掛封隔器之上的油套環(huán)空實(shí)施排水采氣主要存在以下風(fēng)險(xiǎn)：①氣舉時(shí)，進(jìn)氣點(diǎn)位置固定且深度大，硬舉需要的啟動(dòng)壓力高，液面太高易導(dǎo)致硬舉失??；②泡排時(shí)，若油套環(huán)空存在積液，從油套環(huán)空加注起泡劑將由于氣流擾動(dòng)小甚至不存在氣流擾動(dòng)，導(dǎo)致泡排難見效；③隨著地層壓力的降低，排水采氣效果可能會(huì)越來越差。因此，要保證工藝的成功，需要考慮滿足以下地質(zhì)及工程條件：氣井有一定的剩余儲(chǔ)量；地層壓力足夠高，地層壓力建議大于13 MPa；進(jìn)氣點(diǎn)至水平段垂深盡量小，建議控制在300 m以內(nèi)；水平段相對(duì)較短。

（2）試驗(yàn)井優(yōu)選

從保護(hù)氣藏和維持甚至恢復(fù)氣井產(chǎn)能的角度，重點(diǎn)針對(duì)間開井和受積液影響的氣井，綜合地質(zhì)及工程因素，初步推薦天東017-H5、天東017-H6井直接在現(xiàn)有生產(chǎn)管柱基礎(chǔ)上分別開展氣舉、泡排試驗(yàn)，七里013-H1油管打孔后實(shí)施氣舉排水采氣，建議井基本情況見表3。

表3 建議井基本情況表

2.4 下步措施建議

①試驗(yàn)之前要摸清氣井的動(dòng)靜液面深度；②地面氣舉工藝流程最好具備油套連通功能，以降低氣舉啟動(dòng)壓力；③氣舉之前可提前加入適量起泡劑，輔助氣舉，以確保復(fù)產(chǎn)成功；④在以后新完鉆的大斜度、水平井中如果鄰井有出水氣井，那么在新井完井時(shí)可以預(yù)先安裝同心投撈式氣舉閥工作筒，在工作筒內(nèi)部安裝盲閥，在需要實(shí)施氣舉工藝時(shí)采用繩索作業(yè)更換盲閥為氣舉閥，便可實(shí)施氣舉排水采氣。

（續(xù)上表）

3 認(rèn)識(shí)及建議

（1）大斜度、水平井雖然能提高單井產(chǎn)能，因受管串結(jié)構(gòu)影響，排水采氣難度大。

（2）由于受完井管柱及現(xiàn)有排水采氣技術(shù)水平的限制，目前適用于川東地區(qū)大斜度、水平井的排水采氣工藝仍以泡排和氣舉工藝為主。

（3）雖然大斜度、水平井的排水采氣難度大，一次性解決水平段的排水存在技術(shù)瓶頸，建議采取分階段逐步攻克難題的策略，先對(duì)封隔器之上的井筒逐步開展排水采氣探索試驗(yàn)。

（4）優(yōu)先選擇有一定剩余儲(chǔ)量、地層能量相對(duì)充足、水平段相對(duì)較短、油套連通點(diǎn)至水平段最低點(diǎn)的垂深相對(duì)較小的氣井開展泡排或氣舉工藝，先行排出封隔器之上的井筒積液，封隔器之下依靠氣井自身能量將積液帶至油套連通點(diǎn)。

（5）下步新完鉆的大斜度、水平井完井時(shí)需提前考慮后期排水采氣工藝的要求。

1陳林.龍崗礁灘氣藏試采區(qū)排水采氣現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)[R].川中氣礦，2012.6.

2張偉.大天池氣田五百梯區(qū)塊石炭系氣藏水侵特征及出水機(jī)理研究[R].重慶氣礦，2012.12.

3徐曉峰.川西氣田水平井排水采氣技術(shù)及應(yīng)用[J].新疆石油天然氣，2013.3.

（修改回稿日期2014-09-20編輯文敏）

梁兵，男，1976年出生，碩士；現(xiàn)在從事天然氣開發(fā)工作。地址：（400021）重慶市江北區(qū)大慶村中石油西南油氣田公司重慶氣礦氣田開發(fā)工藝研究所。電話：（023）67313503。E-mail：lbing@petrochina.com.cn