肖慶華 文濤 粟超

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院；2.四川恒溢石油技術(shù)服務(wù)有限公司

隨著蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發(fā)程度不斷提高，主要產(chǎn)氣區(qū)低壓、低產(chǎn)井逐年增多［1-2］，同時由于氣田主要區(qū)塊地層水活躍，氣水同產(chǎn)井多，導(dǎo)致氣井?dāng)y液越來越困難，嚴(yán)重制約氣井正常生產(chǎn)［3］。蘇里格氣田采取“井下節(jié)流、中低壓集氣、廠站增壓”集輸工藝模式，氣井輸壓一般在2 MPa 左右，當(dāng)井口壓力低于輸壓后，氣井將無法正常生產(chǎn)，但此時氣井仍然具有較高剩余可采儲量［4］。為提高低壓、低產(chǎn)且氣水同產(chǎn)氣井產(chǎn)能與采出程度，開展了降低井口壓力［5-6］、提高氣井?dāng)y液能力研究［7］。

鑒于蘇里格氣田泡沫排水、柱塞等常規(guī)排采工藝受井口回壓影響效果有限以及負(fù)壓開采工藝先導(dǎo)性試驗取得了階段性成果的情況［8-10］，提出負(fù)壓開采與泡沫排水復(fù)合采氣工藝，分析了負(fù)壓開采與泡沫排水復(fù)合工藝增產(chǎn)原理以及在蘇里格氣田的適應(yīng)性，制訂了復(fù)合工藝選井原則，并通過現(xiàn)場試驗驗證了復(fù)合工藝應(yīng)用效果，力求為蘇里格氣田老井挖潛提供新的技術(shù)思路，以期進(jìn)一步延長蘇里格氣田致密砂巖氣藏穩(wěn)產(chǎn)時間，提高氣藏采收率。

1 復(fù)合工藝增產(chǎn)原理

負(fù)壓開采工藝通過井口撬裝式壓縮機(jī)降低井口回壓，創(chuàng)建生產(chǎn)壓差更大的采氣系統(tǒng)增加氣井產(chǎn)量和攜液能力［11-12］。泡沫排水采氣技術(shù)通過向井筒內(nèi)注入起泡劑，起泡劑在氣流攪拌下與井筒積液生成大量低密度含水泡沫，泡沫通過氣流帶至地面的方式減少井筒積液［13-14］。

(1)通過降低井口回壓、兩相流動壓降，改變氣液兩相流流型，減小井底流壓，增加氣井產(chǎn)量。氣井產(chǎn)能經(jīng)驗方程為

(2)針對積液氣井，提高氣井產(chǎn)量利于攜液，根據(jù)李閔臨界攜液模型，當(dāng)氣產(chǎn)量大于臨界攜液流量后，氣井能夠正常攜液生產(chǎn)。同時，降低井口回壓、液體密度及表面張力，氣流攜帶液滴所需的最小氣流量和臨界流速降低。

李閔臨界攜液模型為

式中，qsc為氣井產(chǎn)量，104m3/d；pR為平均地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；C為系數(shù)，104m3/d·M Pa?2n；n為指數(shù)，通常在0.5～1.0 之間；qc為氣流攜帶液滴所需的最小氣流量，104m3/d；A為油管截面積，m2；p為井口油壓，MPa；vg為臨界流速，m/s；T為井口氣流溫度，K；Z為井口流壓及溫度下的氣體偏差因子；ρg、ρl分別為氣體、液體密度，kg/m3；σ為表面張力，N/m。

(3)降低井口壓力，可降低廢棄地層壓力，提高氣井最終采收率。

(4)通過井口撬裝式壓縮機(jī)增壓外輸，能夠減輕輸壓波動對氣井產(chǎn)量的影響。

2 負(fù)壓開采適應(yīng)性分析

2.1 單位壓降產(chǎn)量

蘇里格致密砂巖氣田典型區(qū)塊氣井單位壓降產(chǎn)量統(tǒng)計表明：氣井單位壓降產(chǎn)量(42～1 016)×104m3/MPa，平均值(113～210)×104m3/MPa；總體上儲層品質(zhì)越好的區(qū)塊氣井單位壓降產(chǎn)量越高(表1)。單位壓降產(chǎn)量反映氣井生產(chǎn)水平及累產(chǎn)能力，負(fù)壓開采工藝運(yùn)行成本平均約2 000 元/d，因此，優(yōu)選單位壓降產(chǎn)量高的氣井開展負(fù)壓開采工藝，利于在最大限度提高氣井采收率的同時實(shí)現(xiàn)氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益最大化，結(jié)合先導(dǎo)性試驗井增產(chǎn)情況，建議選擇單位壓降產(chǎn)量高于90×104m3/MPa 的氣井實(shí)施。

表1 典型區(qū)塊氣井單位壓降產(chǎn)量Table 1 Gas production per unit drawdown pressure in the representative block

2.2 低壓階段氣井剩余可采儲量

采用產(chǎn)量累計法、壓降法、動態(tài)擬合法、流動物質(zhì)平衡法對蘇里格氣田3 個典型區(qū)塊井口生產(chǎn)套壓不大于3 MPa 的氣井剩余可采儲量進(jìn)行計算，如表2 所示，結(jié)果表明：典型區(qū)塊氣井平均剩余可采儲量1 442×104～3 921×104m3，在低壓階段仍具有較高的剩余可采儲量及較大的挖潛潛力；儲層品質(zhì)越好，氣井在低壓階段剩余可采儲量越高。

表2 典型區(qū)塊低壓氣井剩余可采儲量Table 2 Remaining recoverable reserves of low-pressure gas wells in the representative block

2.3 生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)分析

參考蘇里格氣田氣井動態(tài)分類評價標(biāo)準(zhǔn)，Ⅰ類井無阻流量不小于10×104m3/d，Ⅱ類井無阻流量4×104～10×104m3/d，Ⅲ類井無阻流量小于4×104m3/d，采用軟件對無阻流量10×104m3/d 和4×104m3/d 氣井生產(chǎn)中后期進(jìn)行了節(jié)點(diǎn)分析。蘇里格氣田主體采用?73.02 mm 油管，在模擬泡沫排水對臨界攜液流量的影響時，考慮到臨界攜泡流量約為臨界攜液流量的1/3［15-16］，而?48.26 mm 油管臨界攜液流量約為?73.02 mm 油管臨界攜液流量的1/2～1/3，因此模擬時采用?48.26 mm 油管來分析泡沫排水對攜液的影響。

根據(jù)模擬結(jié)果，針對不產(chǎn)水的氣井，無論是Ⅰ類井還是Ⅱ類井，通過降低井口油壓均能增加氣井IPR 產(chǎn)量，但產(chǎn)量提升幅度不明顯，如圖1、圖2 所示。針對產(chǎn)水氣井，采用典型區(qū)塊SU-1 氣井平均水氣比0.5 m3/104m3進(jìn)行了模擬計算，模擬結(jié)果如圖3、圖4 所示，可以看出，多相流氣液比高時，流入與流出曲線有兩個交點(diǎn)，左交點(diǎn)不穩(wěn)定，右交點(diǎn)為協(xié)調(diào)點(diǎn)。

圖1 Ⅰ類不產(chǎn)水氣井節(jié)點(diǎn)分析曲線Fig.1 Nodal analysis of the Type-Ⅰ gas well failing to discharge water

圖2 Ⅱ類不產(chǎn)水氣井節(jié)點(diǎn)分析曲線Fig.2 Nodal analysis of the Type-Ⅱ gas well failing to discharge water

圖3 水氣比0.5 m3/104 m3 時Ⅰ類井節(jié)點(diǎn)分析曲線Fig.3 Nodal analysis of Type-Ⅰ well with a gas-water ratio of 0.5 m3/104 m3

圖4 水氣比0.5 m3/104 m3 時Ⅱ類井節(jié)點(diǎn)分析曲線Fig.4 Nodal analysis of Type-II well with a gas-water ratio of 0.5 m3/104m3

結(jié)果表明：(1)在井口壓力2 MPa 下，隨著地層壓力的降低，在輔以泡沫排水的情況下，氣井也將逐漸停噴，模擬的Ⅰ類井停噴地層壓力約為8 MPa，對應(yīng)協(xié)調(diào)點(diǎn)產(chǎn)量約為0.43×104m3/d，Ⅱ類井停噴地層壓力約為14 MPa，對應(yīng)協(xié)調(diào)點(diǎn)產(chǎn)量約為0.58×104m3/d。(2)在井口壓力0 MPa 下，模擬的Ⅰ類井地層壓力為8 MPa 時，氣井產(chǎn)量約為0.78×104m3/d；模擬的Ⅱ類井地層壓力為14 MPa 時，氣井產(chǎn)量約為0.94×104m3/d。表明通過降低井口壓力能使停噴井恢復(fù)自噴，且增產(chǎn)明顯。(3)當(dāng)井口壓力下降至0 MPa 時，Ⅰ類井停噴地層壓力可降至約4 MPa，對應(yīng)協(xié)調(diào)點(diǎn)產(chǎn)量約為0.18×104m3/d，Ⅱ類井停噴地層壓力降至約9 MPa，對應(yīng)協(xié)調(diào)點(diǎn)產(chǎn)量約為0.25×104m3/d，說明復(fù)合工藝使氣井產(chǎn)量0.2×104m3/d 左右時仍能攜液生產(chǎn)，在泡沫排水的基礎(chǔ)上可進(jìn)一步將停噴地層壓力降低4～5 MPa。(4)針對低壓、低產(chǎn)、氣水同產(chǎn)的氣井，在地層壓力相差不大的情況下，儲層品質(zhì)越好的氣井其產(chǎn)能越高，復(fù)合工藝效果越好。

3 選井原則

泡沫排水工藝適應(yīng)性較為寬泛，工藝選井主要受井口撬裝式壓縮機(jī)性能制約，井口撬裝設(shè)備關(guān)鍵參數(shù)如表3 所示。

表3 井口撬裝式壓縮機(jī)關(guān)鍵參數(shù)Table 3 Key parameters of the wellhead skid-mounted compressor

根據(jù)復(fù)合工藝技術(shù)增產(chǎn)原理、適應(yīng)性分析結(jié)果，結(jié)合壓縮機(jī)關(guān)鍵參數(shù)和蘇里格典型區(qū)塊氣井特征，制訂以下選井原則。

(1)井身結(jié)構(gòu)要求：氣井內(nèi)無節(jié)流器。

(2)氣井輸壓要求：≤2.8 MPa。

(3)氣井生產(chǎn)特點(diǎn)：氣井低壓、低產(chǎn)、產(chǎn)水，產(chǎn)水量小于15 m3/d，產(chǎn)量受輸壓波動影響較大，具有較高的單位壓降產(chǎn)量與剩余可采儲量。

(4)產(chǎn)量要求：產(chǎn)量低于臨界攜液產(chǎn)量，不能正常攜液生產(chǎn)，且預(yù)測措施期間產(chǎn)量小于2.1×104m3/d。

(5)測試無阻流量：從工藝經(jīng)濟(jì)性考慮，優(yōu)先選擇動態(tài)評價較好的氣井。

(6)天然氣組分要求：不含H2S。

(7)井場要求：滿足現(xiàn)場作業(yè)要求。

4 現(xiàn)場試驗

4.1 試驗井基本情況

根據(jù)復(fù)合工藝選井條件，同時為進(jìn)一步驗證復(fù)合采氣工藝的適應(yīng)性和應(yīng)用條件，現(xiàn)場選取3 口井進(jìn)行了先導(dǎo)性試驗，A 井位于蘇里格中區(qū)南部，B 井、C 井位于蘇里格西區(qū)中部，A 井、B 井、C 井動態(tài)評價分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，氣井基本情況如表4 所示。

表4 復(fù)合采氣工藝先導(dǎo)性試驗井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table 4 Basic data of the pilot testing well of the composite gas production technology

4.2 試驗效果分析

在井口撬裝式壓縮機(jī)加載運(yùn)行前1 天通過油管向A 井、B 井、C 井分別加入泡沫排水棒3 根、4 根、4 根，后續(xù)根據(jù)各氣井生產(chǎn)情況調(diào)整起泡劑加注和壓縮機(jī)運(yùn)行制度。圖5～圖7 分別為A 井、B 井、C 井措施期間生產(chǎn)情況，表5 為3 口井現(xiàn)場試驗效果對比。

圖5 A 井措施期間生產(chǎn)情況Fig.5 Production performance of Well A during testing

圖6 B 井措施期間生產(chǎn)情況Fig.6 Production performance of Well B during testing

圖7 C 井措施期間生產(chǎn)運(yùn)行情況Fig.7 Production performance of Well C during testing

表5 復(fù)合采氣工藝現(xiàn)場試驗效果對比Table 5 Field testing performance comparison of the composite gas production technology

現(xiàn)場試驗表明：(1)復(fù)合工藝能有效排出井筒積液，恢復(fù)低壓、低產(chǎn)、氣水同產(chǎn)井產(chǎn)能，使氣井重新實(shí)現(xiàn)攜液生產(chǎn)。(2)措施期間A 井、B 井、C 井最低將油壓分別降至0.03、?0.05、0.1 MPa，說明工藝能有效降低井口壓力，放大生產(chǎn)壓差。(3) A 井、B 井、C 井措施期間日均增氣量分別為0.50×104m3、0.39×104m3、0.28×104m3，與節(jié)點(diǎn)分析儲層品質(zhì)越好工藝效果越好結(jié)果一致，同時C 井措施期間運(yùn)行狀況也驗證了復(fù)合工藝能使氣井在較低產(chǎn)量下正常攜液生產(chǎn)這一結(jié)論。(4)理論分析與現(xiàn)場試驗表明，負(fù)壓開采與泡沫排水復(fù)合采氣工藝對蘇里格氣田低產(chǎn)、低壓、產(chǎn)水氣井有較好的適應(yīng)性。

5 結(jié)論

(1)負(fù)壓開采與泡沫排水復(fù)合采氣工藝主要通過創(chuàng)建生產(chǎn)壓差更大的采氣系統(tǒng)、降低兩相流動壓降，達(dá)到提高氣井?dāng)y液生產(chǎn)能力以及降低廢棄地層壓力的目的。

(2)蘇里格氣田致密砂巖氣藏氣井在低壓階段具有較大的挖潛潛力，復(fù)合采氣工藝對低壓、低產(chǎn)階段不能正常攜液生產(chǎn)的氣井具有較好的適應(yīng)性，當(dāng)井口油壓降至0 MPa 時，能使氣井產(chǎn)量在0.2×104m3/d 左右時仍正常攜液生產(chǎn)，在泡沫排水的基礎(chǔ)上可進(jìn)一步將停噴地層壓力降低4～5 MPa。

(3)所選動態(tài)評價為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類的3 口試驗井措施期間日均增氣量分別為0.50×104m3/d、0.39×104m3/d、0.28×104m3/d，措施期間井口油壓最低降至?0.05 MPa，認(rèn)為復(fù)合采氣工藝能夠有效提高氣水同產(chǎn)井產(chǎn)能和攜液能力，同時儲層品質(zhì)越好的氣井復(fù)合采氣工藝應(yīng)用效果越好。