白庙、桥口气田低渗凝析气藏挖潜工艺技术

马青印 （中石化中原油田分公司采油六厂，山东 菏泽 274511）

白庙、桥口气田属典型的低孔、低渗、非均质严重的凝析气藏，地露压差小，采用衰竭式开发方式，地层压力下降快，经过10余年的开发，气田已进入低压开采期，产量呈加速下降趋势，稳产难度逐年加大。一方面由于气田渗透率低、层位分散、井距大，相当多的储量难以有效动用；另一方面由于地露压差小，反凝析污染导致气井积液日益加剧，严重影响到气井正常生产，传统的工艺措施已不能完全适应气田的开发现状，必须研究适合气田低压开采阶段的采气工艺技术。

1 气田概况

白庙、桥口气田含气面积59.41km2，探明天然气地质储量200.5×108m3，凝析油地质储量538.28×104t。共有气井78口，开发地质储量72.7×108m3，可采储量30.89×108m3；主要含气层系为古近系沙河街组二段下亚段至三段下亚段 （EsL2～EsL3），气藏埋深2630～4360m，储层孔隙度4.81%～17.17%，渗透率0.1～15mD，气藏原始地层压力26.5～62.79MPa，露点压力20.08～61.6MPa。截止到2012年12月，日产气11.6654×104m3，采气速度0.58%，采出程度14.56%。

2 开发中存在的问题

2.1 气藏构造复杂，动用程度低

白庙、桥口气田凝析气藏埋藏深，构造复杂，断块破碎，单块面积小，砂体横向变化大，且单井控制储量小，储量动用程度低，至2012年12月，动用程度仅36.3%。

2.2 储层物性差，储量动用难度大

白庙、桥口气田平均渗透率为0.72mD，属致密砂岩储层。储层物性垂向差异比较明显，随埋深增加，物性逐渐变差，大部分储层需压裂改造才能获得产能，储量动用难度大。

2.3 层系多、层位散，压裂改造难度大

白庙、桥口气田主要含气层系为EsL2、Esu3、Esm3、EsL3（上标字母u，m表示上亚段，中亚段）4套层系，气藏埋深2630.0～4360.0m，4套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征。由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。

2.4 地露压差小，反凝析污染严重

白庙、桥口凝析气藏地露压差小，随着压力的不断降低，地层反凝析和井筒积液严重，气井普遍存在积液现象，井筒积液增加了对气层的回压，限制了气井的生产能力［1］，造成气井产能下降快，稳产难度大。表1给出了白庙、桥口气田各层系压力的统计结果。

表1 白庙、桥口气田各层系压力统计表

2.5 随着气田压力的下降，排液采气效果逐渐变差

随着地层压力的降低，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。一方面造成增压气举排液效果逐渐变差，排液效率不断下降，另一方面对低渗气藏，地层压力恢复时间更长［2］，既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。表2给出了白庙、桥口气田部分低能井气举情况。

表2 白庙、桥口气田部分低能井气举情况表

3 挖潜对策

3.1 配套完善排液采气工艺

为了满足凝析气田低压开采阶段的开发需要，配套完善了排液采气工艺。一是优化增压气举排液采气工艺，减少生产过程中的储层伤害，提高气井的排液效率，延长气举周期，提高气井的稳定生产能力；二是做好作业过程中的储层保护，减少地层伤害。

3.2 配套完善水平井多段压裂工艺

为有效提高储量动用程度，配套完善了水平井多段压裂工艺。致密砂岩气藏普遍存在单井日产量低、低产期长以及生产压差大的问题［3］，而高含油凝析气藏的地层压力下降较快［4］，采用水平井开发深层低渗凝析气藏，既可提高储量控制程度，又可改变近井凝析油气的渗流模式。水平井生产压差小，地层压力下降慢，可有效延缓反凝析的影响，延长稳产期。通过实施水平井并进行多段压裂改造，可有效提高白庙、桥口气田水平井控制储量，提高开发效果。

3.3 配套完善分层压裂工艺

为有效动用薄差层，配套完善了分层压裂工艺。一是在剩余气研究的基础上，优选压裂层，做到有的放矢；二是通过完善分层压裂工艺，提高压裂的针对性；三是提高压裂规模，立足造长缝，扩大单井有效动用储量，改善压裂效果①王乐之，陈天钢.深层凝析气藏潜力分析及挖潜技术.中原油田二○○九年开发技术座谈会材料汇编.。

4 工艺配套研究与应用

4.1 补孔气举一体化管柱

将射孔和气举工艺有机结合，在射孔管柱上配套气举阀，采用补孔气举一体化管柱 （图1），先气举降液，后投杆点火，实现负压射孔，改善射孔效果；同时对射孔后有自喷能力的井，通过气举增强携液能力，可延长自喷期；对射孔后无自喷能力的井，通过及时气举排液，起到恢复产能的作用。实施补孔气举一体化技术，既可有效避免射孔后不喷的二次作业，降低作业成本，又可减少作业施工对地层的污染伤害。

2009年以来，共实施补孔气举一体化管柱26井次，工艺成功率100%。截至2013年2月累计增气732×104m3，增油2170t。平均单井增气28.2×104m3，平均单井增油83.5t。

图1 补孔气举一体化管柱

图2 改进的闭式气举管柱

4.2 闭式气举工艺

随着凝析气田地层能量的逐渐降低，积液现象日益严重，传统的开式气举工艺气举时气液倒灌入低压层，影响排液效率，造成高压气浪费［5］，气举时间长，在地面增压机负荷一定的情况下，影响整个气田气举工作的正常开展；同时井内液体的倒灌造成地层二次污染。针对以上问题，2009年以来持续开展增压气举管柱的工艺配套，相继配套半闭式气举、闭式气举工艺。

由于传统闭式气举管柱仅靠油管空间储存液体，容积小，气举频繁，既增加气举工作量，又会造成气举阀疲劳而缩短使用寿命。通过研究，在封隔器上部油管增加液流通道，形成改进的闭式气举管柱（图2），使油管与套管环空连通，增加储液空间，既可缩短气举时间，提高气举效率，延长气举周期，又可减缓气举阀疲劳，从而延长使用寿命。

2011年以来，实施闭式气举8井次，工艺成功率100%，截至2013年2月累计增气117.5×104m3，增油1088.5t。平均单井增气14.69×104m3，平均单井增油136.1t。

与开式气举相比，平均单次注气量减少941m3，平均单次气量增加1397m3，平均单次液量增加3.7m3，排液效率提高1.2，提高幅度达120% （表3）。

表3 闭式气举与开式气举参数对比表

如白40井，该井生产井段2661.5～3341.4m，地层压力仅9.7MPa，气举倒灌现象严重，每次气举损失气量0.1076×104m3，排液量为0，因泡排、气举无效而关井。经分析研究实施闭式气举，措施后采用φ3mm气嘴生产，油压4.4MPa，套压4.9MPa，日产气0.6209×104m3，无需排液正常生产。

4.3 水平井多段压裂工艺

由于凝析气藏低渗、非均质，井段长，单层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。

4.3.1 压裂管柱

由于泵送桥塞工艺施工周期长，易污染地层，且不能满足裸眼井需要；水力喷射压裂施工压力高，排量受限。因此，在综合考虑多段压裂工艺的基础上，优选封隔器＋滑套，顶部悬挂密封的水平井多段压裂管柱 （图3）实施多段压裂。

4.3.2 压裂设计

根据气藏特征和水平井的特点，为改善压裂效果，提高压裂成功率，压裂设计方面的做法如下：1）根据深层低渗凝析气田的特点，压裂改造以造长缝为原则，同时综合考虑储层展布、物性、地应力、井距、成本等因素，最大缝长控制在200m左右。

2）对套管完井水平井，为避免因射孔段过长压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2～4m；对裸眼完井水平井，滑套位置对应物性较好的层。通过优化滑套位置，既有利于主缝的形成，又可提高液体效率，提高压裂成功率。

3）采取 “低砂比、造长缝”的原则，结合 “低起步、小台阶加砂”技术，采用粒径300～600μm陶粒，合理控制砂比，降低人工裂缝对砂浓度的敏感性。

4）正式压裂前进行小型压裂测试，获取裂缝延伸压力、闭合压力、闭合时间、压裂液滤失系数、液体效率等相关参数，为正式施工提供技术依据，进一步提高压裂成功率，改善压裂效果。

白庙平1井和白－平2HF井分别于2011年10月和2012年8月成功实施多段压裂，截至2013年2月，累计产气630.0147×104m3，累计产油3937.5t。

4.4 直井多级分层压裂工艺

对井距大、层系多、井段长、层位分散、层间差异大，采用笼统压裂改造不彻底的气井，借鉴套管完井水平井多段压裂工艺，形成直井多级压裂管柱 （图4），在剩余气研究的基础上，合理选层，精细分段，实现直井多级分层压裂。

为了改善压裂效果，一是对改造不彻底的层，通过加大压裂规模，实施重复压裂，挖掘层内潜力。二是对薄差层实施扩射，降低施工难度。

如白66井，通过评价该井剩余天然气可采储量1.50×108m3，可采储量采出程度为11.1%；剩余凝析油可采储量1.20×104t，可采储量采出程度为20.68%，剩余油气可采储量基数大，但由于该井层系多、井段长、层位分散、层间差异大，笼统压裂无法一次改造，而多次改造成本高，污染严重，因此，2012年5月对Esm3的4砂组～EsL3的5砂组 （井段3623.4～4063.1m，共24层44.3m），分7段实施压裂。

措施前油压3.2MPa，套压10.0MPa，日产气0.4676×104m3，日产液1.8t，日产油0.8t；措施后初期油压17.7MPa，套压22.1MPa，日产气2.9533×104m3，日产液24.6t，日产油4.0t。截至2013年2月，油压10.1MPa，套压13.8MPa，日产气1.7425×104m3，日产液4.6m3，日产油1.7t；累计增气423.78×104m3，累计增油694.2t，且产量持续稳定。

4.5 分层压裂工艺

对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，合理选择目的层并进行精细分层，研究推广分层压裂工艺，提高压裂针对性。

根据不同的井况和压裂要求，采用Y221或Y211封隔器与Y241、Y341、Y111封隔器配套组合，实现卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三压裂，同时对压裂管柱进行完善，提高压裂成功率。

1）改进喷锚一体工具，将滑套置于封隔器和水力锚之间 （图5），降低沉砂段高度，增大沉砂段环空间隙，减缓压实效应，消除了水力锚封闭压力 ，压后易于解封。

2）应用油管伸缩补偿器起到逐级解封、震击解卡的作用，降低压裂后解封难度。

图3 水平井多段压裂管柱

图4 直井多级压裂管柱

图5 喷锚一体工具改进

2011年以来，共实施分层压裂8井次，工艺成功率100%。截至2013年2月累计增气607×104m3，增油8039t，平均单井增气76×104m3，增油1005t。

5 实施效果

通过加强工艺技术集成与创新，形成了一系列适合白庙、桥口气田低渗凝析气藏有效开发的挖潜工艺技术，保持了气田生产的相对稳定。2009年以来白庙、桥口气田日产气量稳定在10.5×104m3左右，自然递减控制在18%以下，2012年自然递减降至13.11%。

6 结论

1）在气田低压开采阶段，搞好储层保护，不断完善高效的气举排液工艺，提高排液效率，是低渗凝析气田开发的有效途径。

2）采用水平井多段压裂工艺技术是提高储量动用程度，改善低渗致密砂岩气藏开发效果的有效方法。

3）通过分层压裂，充分挖掘未有效动用储量的潜力，是老井挖潜的有效手段。

4）多级分层压裂一次性投入高，产能高，稳产期长，可避免重复作业，从长远看，可提高开发效益。

［1］杨文明，王明，周梦秋，等 .预测气井临界携液产量新方法及应用 ［J］.西南石油大学学报，2009，31（6）：113～115.

［2］卜彩霞，林丽娜，王永恒 .积液倒灌和水锁效应对气井生产的危害 ［J］.天然气与石油，2011，29（5）：53～56.

［3］李景明，李剑，谢增业，等 .中国天然气资源研究 ［J］.石油勘探与开发，2005，32（2）：15～18.

［4］李蒋军，陈婕 .浅析水平井在凝析气藏开发中的应用 ［J］.中国石油和化工标准与计量，2012，（4）：198.

［5］郭强，袁晓贤，宋少良，等 .白庙凝析气田增压气举排液规律研究 ［J］.中国石油和化工标准与计量，2012，（8）：140.

［编辑］ 萧雨