一口高含水停产气井复产的启示

2015-05-09武卫锋刘树巩成涛李茂文罗宇维李疾翎

测井技术 2015年4期

武卫锋, 刘树巩, 成涛, 李茂文, 罗宇维, 李疾翎

(1.中海油能源发展股份有限公司, 北京 100027; 2.中国海洋伊拉克有限公司, 北京 100027; 3.中海油湛江分公司, 广东湛江 524057; 4.中海油田服务股份有限公司, 广东湛江 524057)

0 引言

本文介绍的是一口高含水停产数年高温气井复产的启示。调研结果显示油气井含水将造成其产量降低,高含水时甚至造成油气井停产,油气井产水的原因包括射孔段产水[1-3]和管外窜[4-8],通常高含水停产井的复产通过堵水措施实现[9-10]。通过对×井出水原因的分析,确定了该井射孔井段不产水,出水原因是管外窜,且出水层位于气层下部的高压水层。根据出水原因对堵水方案进行了仔细筛选和可行性研究,认为堵水措施风险高且成功率低,建议放弃堵水改为侧钻复产并提出了侧钻方案建议。在油藏高部位侧钻了产气井,并保留原井眼使之成为该断块的一口注水井,侧钻取得了非常好的效果。该井复产成功经验对类似井的复产具有借鉴意义。

1 出水原因分析

2001年2月×井投产,射孔井段为×105.4～×210.3 m,射孔段长度为104.9 m,生产数据显示该井投产初期即含水,水样分析资料显示产出水为地层水。2001年5月采集了产液剖面测井、水流测井和IPR测试,随着投产时间延长,日产水量直线增加,日产气量直线减少,直至2001年8月停产并关井(见图1),2002年、2004年分别对该井进行了气举复产和下桥塞堵水作业,但均未成功。

利用该井裸眼井测井资料和套管井测井资料对出水机理进行了研究,经过综合分析开井和关井状态资料找到了出水原因并确定了出水层位。

图1 ×井生产曲线图

1.1 裸眼井测井资料分析射孔段为气层

裸眼井测井资料处理结果显示射孔井段内气层的含气饱和度在40%～93%(见图2),局部含泥夹层,泥质重(束缚水饱和度较高)的井段含气饱和度低40%左右,水层的含气饱和度只有10%左右,常规测井资料显示该井射孔段为气层。

地层压力资料显示射孔段的气层为2个压力系统,用地层压力资料计算的地层流体密度分别为244.5 kg/m3和122.9 kg/m3(见图2),说明该井段地层孔隙中的可动流体为气;用下部水层地层压力计算的地层流体密度为1 006 kg/m3,下部水层的地层压力比射孔段气层的地层压力高约5.92 MPa。

该井在×124.6、×198.1和×228.1 m处进行的地层流体取样,在3个深度都取到了气样(见图2)。从3个气样资料看,三者基本一致,取样资料显示3个取样深度均在气层段,×228.1 m处的地层含气饱和度小于40%为气层,射孔井段内气层的含气饱和度在40%～93%之间,取样资料证明射孔井段储层为气层。

1.2 套管井资料证实存在管外窜

固井质量资料显示射孔层至下部高压水层之间井段的固井质量较差,固井质量资料显示该段套管与地层之间有液体存在,从固井资料看存在管外窜的通道;产液剖面资料显示存在管外窜。

(1) 开井状态存在管外窜。开井的流量曲线显示流体全部产出于射孔井段,射孔井段之下流量计转速为0(见图3),说明射孔井段之下井筒内没有流体流动。

开井密度和压力资料显示井筒内的气水界面在×196 m处,井筒的气水界面之上没有明显的产水特征,水主要产自射孔段底部;从射孔段底部到气水界面有几处密度值降低,低密度值为气体产出显示,表明射孔段底部气水同出。

图2 ×井裸眼井测井组合图*非法定计量单位, 1 mD=9.87×10-4 μm,下同

开井温度资料显示×210～×303 m井段温度的变化趋势不一致,×273 m以下井段温度为一个变化率,它反映地层的地温梯度;×273 m以上井段温度偏离下部的地温梯度线,呈现向上温度偏高的趋势,到射孔井段底部温度大幅度增加,射孔井段底部井筒流体温度与×273 m处的温度接近,说明×273 m以下地层有流体产出,因其温度比上部地层高,流体向上流动过程中与×210～×273.0 m的地层、套管和套管内的流体交换热量,使该井段井筒内流体温度升高而偏离地温梯度线,热流体从射孔井段底部流入井筒并使井筒内流体温度大幅度升高,所以温度曲线显示×273 m以下有流体产出并从射孔段底部流入井筒。

关井状态仍然存在管外窜。从关井密度、压力资料看,井筒的气水界面在×180 m处,关井气水界面比开井状态下升高了16 m;从关井温度资料看,×210～×303 m井段温度的变化与开井曲线相比基本一致,所以在关井状态下,×273 m以下水层仍然有水产出,产出的水流入气层射孔井段。

氧活化水流测井验证存在管外窜。氧活化水流测井资料在射孔井段之下检测到向上流动的水流,水流动速度为1.5～1.7 m/min(见图3),进入射孔段后水流动速度逐渐增大,在×198 m井段处水流速度增大至23.1 m/min。

图3 ×井测井资料组合图

开井产液剖面测井的流量曲线显示×210～×303 m井段井筒内没有流体流动,说明流体流动的通道在地层和套管之间,所以射孔井段之下存在管外窜。

1.3 出水原因为管外窜

固井质量测井资料显示该井的固井质量差,裸眼井测井资料显示射孔段为气层并且高压水层与气层之间存在约5.93 MPa压差,该地层之间的压力差可能是造成固井质量差的主要原因;氧活化水流测井、产液剖面测井资料证明该井存在管外窜现象。

综合分析认为该井射孔井段为气层,出水层位是下部的高压水层,在开井状态下,高压水层水在水层与气层之间的压差作用下通过套管与地层之间的空隙向上流动,通过射孔井段流入井筒产出(见图4),且这种流动(管外窜现象)在关井状态下也存在,在关井状态下高压水层水通过射孔段流入气层。

图4 ×井(窜槽)一侧钻井关系示意图

该井眼在关井期间实际上起到了一口注水井的作用,射孔段的近井地带地层可动孔隙中全部为水,这是该井实施气举复产未成功的原因。

2 复产方案分析

2.1 堵水复产方案风险高且成功率低

该井射孔段地层温度为175～182.78 ℃,常用的堵水方法主要有挤水泥堵水、机械堵水和化学调剖堵水,现有成熟的化学调剖堵水技术及相关配套技术只适宜温度在120 ℃以下的井进行层内调剖堵水,所以化学堵水不适合在管外窜的井中应用。机械堵水方法主要采用封隔器封隔水层和油气层,封隔器只能密封封隔器与套管内壁的环形空间,对于管外窜无效。

调研结果显示唯一可能采用的办法就是挤水泥堵水。通过近几年的科研攻关,现有的高温胶乳水泥浆体系已经成功应用在200 ℃以上的高温深井固井作业中。该水泥浆体系不但具有耐高温的能力,而且具有较强的防串能力,完全可以满足高温井的堵水作业要求。

在根据资料进行挤水泥堵水窜的设计时发现该井挤水泥堵水作业存在一些风险和问题,对作业成功影响较大。

(1) 套管变形且修复难度大。挤水泥作业前,应先下钻刮管,彻底清除气层射孔段可能存在的毛刺。如果套管存在变形,需要设法进行修复。套管内径为148.7 mm,目前射孔段套管已经变形,最大通径为95.25 mm,修复变形的套管难度较大。

(2) 高压水层与射孔段气层之间的压力差易导致作业失败。进行挤水泥堵水作业要求高压水层与射孔段气层之间的压力已经平衡(或小于0.34 MPa),如果压力差大于0.34 MPa,将造成挤水泥作业的失败。裸眼井资料显示高压水层与射孔段气层的压力差约为5.93 MPa,目前没有测量窜槽条件下的层间压力差的技术。在不确定高压水层与射孔段气层之间压力差的情况下挤水泥作业失败的风险较大。

(3) 挤水泥作业将造成气层的污染。挤水泥作业挤入地层和套管之间的水泥浆在高压水层水的稀释和上述压差的作用下流入气层,被稀释的泥浆流入气层将造成气层的污染,影响后续气层的产能。

(4) 排水工作量大。关井期间大量的水窜入了气层的射孔段内,如果挤水泥堵水复产,井筒附近有大量的水需要排出才能实现复产的目的,排水工作量将非常大。

2.2 侧钻复产方案可行

高压水层水上窜至气层段,使得该井眼成为该断块向地层补充能量的一口注水井,如果能在该断块的高部位侧钻1口井则是一个较好选择,进行侧钻井作业必须满足以下2点。

(1) 该断块的剩余气储量必须足够大,可采出气的价值大于侧钻井所需的费用。

(2) 该断块必须具有距离井眼足够远并位于断块较高位置的侧钻井井位条件。

剩余气储量计算结果显示该断块可采出气的价值大于钻侧钻井所需的费用,并且在该断块油藏高部位具有满足上述钻侧钻井条件的井位,所以钻侧钻井可行。

为避免固井质量再次出现问题,侧钻井只钻穿射孔段对应的井段,而避开下部的高压水层段,侧钻井选在该断块的高部位,并对水平井的轨迹进行了设计[11]。

3 侧钻复产效果评价

2010年8月(停产9年后)在该气藏的高部位小井眼侧钻井获得了气产量(不含地层水),侧钻井钻穿气层段长度为180 m。从生产曲线看,2013年6月前后日产气量的变化趋势不同(见图5),之前日产气量递减比较快称为快速递减段,之后日产气量不递减称为稳产段。

生产数据分析认为该井所在断块与其他断块存在局部连通,造成该断块地层压力与原始地层压力相比有所降低,但因为侧钻前该断块没有采气井并存在自流注水的情况,地层压力高于其他断块。当侧钻井投产后,侧钻井采气和地层流体向局部连通断块(地层压力相对较低)流动的双重因素的作用下,地层压力快速下降造成侧钻井产量递减得较快。此时,该断块的流体流出量大于高压水层自流注入气层流体的量,对应生产曲线的快速递减段。当该断块的流体流出量与高压水层自流注入气层流体的量大致相等时,为该断块的注采平衡期,对应生产曲线的稳产段。