丁萬貴，劉金海，劉世界，王群超，董建宏.

(1.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務分公司，天津 300452；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；4.中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200030)

鄂爾多斯盆地東緣臨興區(qū)塊屬于典型的致密砂巖氣藏，具有低孔、低滲、低壓、高含水等特征，大部分氣井生產過程產地層水，且其產氣量遠低于臨界攜液氣量，造成井筒液體滑脫、井底積液嚴重，氣井正常生產受到嚴重影響。徐廣鵬、余淑明[1-5]等對四川盆地、鄂爾多斯盆地進行了排水采氣技術研究，認為泡沫排液、速度管排液、柱塞排液可作為致密氣田排水采氣的有效技術手段。趙童[6]通過巖心實驗、地質建模等手段，分析了臨興區(qū)塊生產井高產水的原因，提出了下一步井筒積液治理措施方向，但對泡沫排液效果及適用性評價的介紹稍顯不足。本文針對致密氣藏氣井生產出水特征，開展泡排藥劑進行評價，進行現(xiàn)場試驗及注劑參數(shù)優(yōu)化；根據試驗效果，對泡排技術在本區(qū)的適用界限進行評價，為下步泡排選井、選層提供評價依據。

1 氣藏開發(fā)基本特征

1.1 氣藏地質特征

臨興區(qū)塊為致密氣藏，縱向上發(fā)育多套氣層，主要包括太2段、盒8段、盒6段、盒4段、盒2段等，單井鉆遇主力氣層平均2層，其孔隙度主要介于5%～10%，有效滲透率主要介于0.1～1 mD之間[7-10]。各層的滲透率變異系數(shù)普遍高于0.7，突進系數(shù)大于4.0，屬于強非均質性?？紫督Y構特征差異大、孔喉窄小，喉道中值半徑為0.01～0.374 μm；儲集層單層厚度小，平均單層含氣厚度僅2.5 m?？偟膩碚f，本區(qū)塊具有典型的低滲致密氣藏特征：氣藏儲層物性差，非均質性強，儲集層單層厚度小。

1.2 出水生產特征

(1)本區(qū)氣井普遍產水，且生產初期即見水，出水主要以束縛水、凝析水為主[6]。統(tǒng)計有水計量井的數(shù)據，見表 1，本區(qū)產水量一般小于10 m3/d，平均單井日產水5.0 m3/d，水氣比較大，約3 m3/104m3。

表1 氣井生產初期的產狀數(shù)據Table 1 Data of initial production attitude of gas wells

(2)本區(qū)氣井產水呈現(xiàn)產水量、水氣比逐步下降的特征(圖1)。主要由4個階段組成：①初期受壓裂殘液影響，產水量大；②隨著壓裂液不斷排出，產水量及水氣比逐漸趨于穩(wěn)定，反映出地層出水特征；③由于長時間積液的影響，井筒附近含水飽和度高，排液措施初期產水量較大，水氣比高；④隨著措施時間延長，產水量和水氣比逐漸降低，且逐漸趨于穩(wěn)定，反映出地層的產水特征。

圖1 臨興區(qū)塊典型井生產曲線Fig.1 Production curves of a typical well in Linxing block

(3)氣井積液嚴重影響生產。大部分氣井生產1年以后即開始受積液影響，積液后嚴重影響氣井正常生產，大部分以間歇開關井方式生產。如何維持氣井后期正常生產是提高氣藏采收率的關鍵。

2 泡沫排水工藝研究及應用效果

針對本區(qū)的地質特征、氣井產水特征及管柱結構，結合國內排水采氣技術應用情況[11-18]，2019年本區(qū)引入泡沫排水采氣技術進行重點試驗。

2.1 起泡劑性能評價

本文針對目前國內應用效果最好的ZX型納米起泡劑進行試驗，評價該藥劑對本區(qū)的適用情況。

2.1.1 地層水配伍性

一些陰離子表面活性劑與 Ca2+、 Mg2+反應發(fā)生沉淀，甚至完全沉淀，嚴重影響起泡劑的起泡能力及穩(wěn)定性，因此必須測定起泡劑與地層水的配伍性。本次取臨興區(qū)塊主力層位水樣，將其與ZX型起泡劑混合均勻后，放置于烘箱中(地層條件50 ℃)，觀察8 h后無沉淀、絮狀等雜質產生，配伍性良好(圖2)。

圖2 ZX型起泡劑與地層水配伍性測試Fig.2 Compatibility test of ZX foaming agent with formation water

2.1.2 起泡性能

采用羅氏米爾泡沫測定儀測定ZX型起泡劑(濃度0.3%)的起泡能力和穩(wěn)泡性[19]。用模擬油氣井形成泡沫過程的泡沫流體裝置，測定起泡劑的攜液能力。ZX型起泡劑在XX 井地層水中性能指標測試結果見表2，各項指標均高于標準要求。

表2 ZX型起泡劑性能測試表Table 2 Testing table for the properties of ZX foaming agent

2.2 排液參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 注劑濃度

使用不同濃度的起泡劑溶液，測定其起泡性能、攜液能力，如圖3、圖4所示。由兩圖可看出，當藥劑濃度大于0.1%以后泡沫體積不再增加，而攜液率大于0.3%以后達到最大。為保障排液效果，優(yōu)選0.3%作為泡排注劑濃度。

圖3 不同起泡劑濃度下的泡沫高度Fig.3 Foam height under different foaming agent concentration

圖4 不同起泡劑濃度下的攜液率Fig.4 The liquid-carrying rate at different foaming agent concentration

2.2.2 注劑量

注劑量初期根據井筒積液量、日產水量計算，后期根據壓力、液面變化情況優(yōu)化。以XX井為例，本井喇叭口深度為1 591.9 m，措施前油管內液柱高度為588.9 m，油套環(huán)空液柱高度為181.9 m，套管尺寸為5-1/2 in，油管尺寸為2-7/8 in，井筒內液量為3.2 m3，本井日產水1.5 m3，因此根據本井積液量、日產水量，結合注劑濃度，設計初期藥劑加注量為15 L/次。

本井2019年3月24日開展泡排作業(yè)，注劑8個周期后測試環(huán)空液面深度為1 590 m，接近喇叭口位置，油套壓差最低達0.4 MPa，說明已基本排出了井筒積液。由于該區(qū)產水無法計量，為了摸索該井最佳注劑量與其產水優(yōu)化匹配，以達到穩(wěn)定增產的效果和節(jié)約成本的目的，2019年4月11日人為調整注劑量由設計的15 L/次減少為10 L/次，調整后日產氣量為0.35×104m3/d左右，增產效果穩(wěn)定(圖5)。試驗表明初期注劑量可適當大些，隨著井筒積液逐漸排出，其注劑量的大小可與單井產水量大小進行優(yōu)化匹配，以達到穩(wěn)定增產、節(jié)約成本的效果。

圖5 XX井泡排注劑量優(yōu)化Fig.5 Optimization of bubble drainage dose for well XX

2.2.3 注劑周期

泡排初期借鑒長慶油田的經驗，采用2 d/次注劑周期進行排液，后期根據壓力、產量變化情況優(yōu)化注劑周期。以XX井為例，初期以2 d/次進行注劑，注劑1月內產量穩(wěn)定為0.36×104m3/d，套壓由5.4 MPa降低為3.0 MPa，油套壓基本平衡，分析認為該井產水量在注劑周期內基本完全采出，由于該區(qū)無法準確計量單井產水，摸索該井注劑周期與其產水最優(yōu)匹配，于2019年5月7日人為調整注劑周期由2 d/次延長為3 d/次，變化后油套壓基本無壓差，產氣量增產效果也基本穩(wěn)定，只是隨著生產時間的延長增產效果逐步下降，分析這是措施增產效果的自然規(guī)律(圖6)。試驗表明泡沫排水的周期也可隨著井筒積液的排出，其周期長短可與單井產水量大小進行優(yōu)化匹配，以達到穩(wěn)定增產節(jié)約成本的效果。

圖6 XX井注劑周期優(yōu)化Fig.6 Optimized injection cycle for well XX

2.3 排水采氣效果

2019年3月以來，臨興區(qū)塊相繼在LX-101-2D、LX-104-3D等8口井開展泡沫排水采氣工藝現(xiàn)場試驗，取得良好效果，各井試驗效果見表3。作業(yè)后平均套壓由5.8 MPa降低為3.7 MPa，平均日產氣由3.69×104m3/d提高至7.92×104m3/d，平均單井日增氣0.39×104m3/d，截至2019年8月底累計增氣量130.37×104m3/d。從表3可看出，本區(qū)泡沫排水采氣增產效果差異較大，5口井增產顯著，平均日增氣大于0.50×104m3/d；2口井增產效果一般，日增氣(0.24～0.26)×104m3/d；1口井措施后無效果。

表3 臨興區(qū)塊泡排試驗效果統(tǒng)計表Table 3 Statistical table of foam drainage and gas recovery results in Linxing block

3 影響增產的關鍵因素分析

根據泡沫排水采氣應用效果，各井措施后增產氣量差異較大。為提高排液措施的效率，以下進行泡沫排水采氣的影響因素分析，劃分各關鍵因素的適用界限，以形成措施選井、選層的依據。

以泡沫排水采氣效果數(shù)據為基礎，以措施增產氣量為指標，儲層物性、壓力、儲量等為影響因素，使用灰色關聯(lián)分析方法，計算各影響因素與增產氣量間的相關系數(shù)，評價其影響程度。

經計算，措施前產氣量、百米液柱壓力、油套壓差為影響措施增氣量的關鍵因素，其影響大小順序為：措施前產量>百米液柱壓力>油套壓差(圖7)。

圖7 措施增產氣量與影響因素間相關程度圖Fig.7 The correlation degree chart between increasing gas production and influencing factors

針對關鍵影響因素，開展進一步分析，以期獲得適用于臨興區(qū)塊的泡沫排水采氣的適用界限。

(1)措施前日產氣量：氣井具備一定自噴能力才可見效。措施前日產量越高，氣體攜泡能力越強，積液攜出越徹底。經試驗，本區(qū)塊措施前日產氣量大于0.2×104m3/d，泡沫排水采氣后平均日增氣可達0.2×104m3/d以上(圖8)，具有較好的措施效果。

圖8 措施前日產氣量與措施后增氣量關系圖Fig.8 The relationship between daily gas production before and after measures

(2)百米液柱壓力：百米液柱壓力定義為氣井生產時流壓梯度測試時求取的每百米液柱壓力。氣井生產過程中，當攜液能力下降到臨界攜液能力以下時，氣井井筒不斷有液體回落至井筒底部，隨著生產能力下降，井筒內積液的液柱密度逐步增大，百米液柱壓力增大。故百米液柱壓力反映了氣井的自噴能力，百米液柱壓力越大說明氣井自噴能力越弱，當百米液柱壓力為1 MPa時為純水柱壓力，氣井不會有自噴能力(水淹)。分析認為只有井筒百米液柱壓力適當時泡沫排采才會有效果。就目前5口井泡排效果資料統(tǒng)計可知，百米液柱壓力小于0.7 MPa/100 m時泡排效果相對較好(圖9)。

圖9 措施前百米液柱壓力與措施后增氣量關系圖Fig.9 The relationship between the pressure of the 100 meters liquid column and the increasing gas production after the measure

(3)措施前油套壓差越大，見效越明顯。油套壓差是反映氣井積液程度大小的參數(shù)，油套壓差越大，井筒積液程度越嚴重，反之井筒積液程度越輕。只有氣井井筒積液達到一定程度時，利用泡沫排水采氣措施才能有效果，但是當井筒積液嚴重到不能自噴生產時泡沫排采也不會有效果，所以井筒積液程度對泡排效果有很大的影響。經分析，措施前油套壓差大于2 MPa的氣井見效明顯(圖10)。

圖10 措施前油套壓差與措施后增氣量關系圖Fig.10 The relationship between pressure difference of oil jacket and the increasing gas production after the measure

如上所述，總結出本區(qū)塊影響增產的關鍵影響因素：措施前產氣量、油套壓差、百米液柱壓力。目前臨興區(qū)塊泡沫排水采氣的選井條件初步確定為：措施前產氣量大于0.2×104m3/d、油套壓差大于2 MPa、百米液柱壓力小于0.7 MPa/100 m。

4 結論及認識

(1)臨興區(qū)塊致密氣井投產即見水，生產后產水量相對較小，泡沫排采措施效果較好，平均單井日增氣量達0.39×104m3/d，可作為臨興區(qū)塊將來新投產水氣井常規(guī)增產措施。

(2)ZX型納米起泡劑比較適合臨興區(qū)塊的致密砂巖氣藏排水采氣措施，與其生產水配伍性良好，初始泡高105 mm，攜液量130 mL，起泡性能與攜液性能都達到標準要求。

(3)泡沫排水采氣工藝參數(shù)(注劑量、注劑周期)在實施過程中，可視單井日產水量大小、油套壓差變化、增產效果高低等進行優(yōu)化調整，以達到穩(wěn)定增產的效果、降本增效的目的。

(4)通過泡排措施效果影響因素分析，初步確定臨興區(qū)塊下步泡沫排水采氣的選井原則：措施前產氣量大于0.2×104m3/d、油套壓差大于2 MPa、百米液柱壓力小于0.7 MPa/100 m。