延长特低渗气田试气工艺技术研究

李 莉,张国强

(1 西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；2 陕西延长石油天然气有限责任公司，

陕西 延安 716000)



延长特低渗气田试气工艺技术研究

李 莉,张国强

(1 西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；2 陕西延长石油天然气有限责任公司，

陕西 延安 716000)

对延长特低渗气田的试气工艺进行浅析，选取盒8段和山西组山1段，山2段，本溪和太原组作为典型的试气井区，从试气选井、通井、试压、射孔、放喷和测井等方面进行试气研究，同时，再对压裂工艺和数据采集系统进行补充。利用“一点法”测井工艺进行做出无阻流量公式，校对后公式计算无阻流量和延长现用无阻流量计算结果误差在0.9%～5.6%范围之内，最后完成延长特低渗气田的试气研究。

特低渗透;试气;压裂;一点法

延长特低渗气田储层普遍存在(平均孔隙度<8%、平均渗透率<1 mD)、含气饱和度低(平均小于52%)、孔喉细小(平均0.1171 μm)，压力系数低(普遍<1)，地质基础质量差，造成了低的气层产能[1-3]。延长气田纵向上含气层位多，主要分布在石千峰组、石盒子组、山西组和马家沟组等上下古地层中，组合复杂，主要有低孔、低渗、低压、低产的特点，横向上变化大，连片性差。

通过本课题的研究，建立起较完善的、适合该区的试气工艺方案，试气作业技术和规范标准，达到规范和统一认识的目的[4]。对今后该气田的勘探和开发提供有益的参考价值，并为确定科学合理的开发实施方案提供准确、详实的基础资料。

1 试气技术与研究

1.1 试气选井选层

延长气田中石炭统本溪组底部的铁铝岩横向分布稳定、岩性致密，为下古生界风化壳气藏的区域盖层，同时分隔上下两套含气层系。晚二叠世早期沉积的河漫湖相泥岩则构成了上古生界气藏的区域盖层。古生界具有广覆型生烃，储集空间多层系发育，区域性封盖层广泛分布等诸多有利条件，奠定了本区气藏形成的基础。

据对延长气田伊陕斜坡上古生界气层储盖统计，主力气层主要发育在下石盒子组盒8段，山西组山1段、山2段。另外在太原组和本溪组部分井也发育有部分气层。

图1 延长气田试气产量与试气层位关系图

试气日产量大于10000 m3的层位主要均发育在盒8段和山西组山1段，次之为山2段，本溪和太原组石英砂岩储层试气产量也较好。

1.2 通井，洗井，试压

通井规直径小于套管内径6～8 mm, 大于封隔器胶筒外径2 mm，大端长度应大于0.5 m，通井规有效长度大于储层改造措施入井井下工具连接长度。通井深度必须通井至人工井底或设计要求深度，通至井底重复试探2次，深度误差小于0.5 m为合格。

新井作业第一次洗井：正循环冲洗井底沉砂及脏物-反循环清洗井筒携带污物-正循环替入射孔液。打捞油管桥塞或电缆桥塞作业洗井：正循环-反循环交替洗井。

试气按照试气要求标准进行作业。将进出口硬管线连接后，试压至设计泵压的1.5倍，稳压5 min不刺不漏为合格。

1.3 射孔工艺优化

延长气田气井普遍要进行压裂改造，因此，对射孔参数及工艺的优化主要考虑对压裂改造以及后期采气的影响[5]。

通过小型测试压裂的阶梯降排量试验可以获取射孔孔眼摩阻及近井筒裂缝弯曲摩阻。在压裂施工排量2.8 m3/min、平均砂比25%，射孔孔径1.2 cm条件下，找出射孔孔眼数与摩阻之间关系来确定射孔参数。通过实验研究最终得出，一般需要射孔孔眼数大于40个，来保证压裂过程顺利。采用16～20 孔/m的射孔密度，射孔段一般要求大于2.5 m。射孔段3 m左右，一般需要射孔孔眼直径大于1.1 cm。

该区块压力系数均小于1.0 MPa/100m，基于施工简便及低成本等方面的考虑，推荐采用电缆传输射孔工艺。

1.4 放喷工艺

放喷工艺优化：井口与三相分离器间用KQ65/70针阀实现三级降压后，用35 MPa高压三通一路通过KQ65/25四通和楔形闸阀装两只油嘴套和旁通管线进排污坑，另一路进LC30/50三相分离计量装置和测试管线。

1.5 “一点法”测井工艺

“一点法”属于产能试井的一种快速完井方法。气井“一点法”试井是以单一工作制度生产至稳定状态，利用获得的地层压力、产气量和对应井底流动压力，代入相应的经验产能公式计算无阻流量[6-7]。

延长部分气田无阻流量计算公式校核后为：

式中：PD——无因次压力，无因次

通过9口井10个层次，采用以上公式计算无阻流量结果，校对后公式计算无阻流量和延长现用无阻流量计算结果误差在0.9%～5.6%范围之内，该计算无阻流量公式更符合延长气田的实际情况。

对于压裂或酸化措施后能够实现一次性喷通的气井，采用“连续流动法”测试工艺；对于试采井，采用压力降落“修正等时试井”等试井工艺；对于产水井或产气量大于8000 m3/d的气层，用YLC30-50三相分离器孔板流量计测试，选择DDI电子压力计进行压力测试，压力计精度要求在压力单位采用MPa时，小数点后保留6位。

2 压裂工艺

2.1 压井工艺

压井施工排量的选择主要依据气层生产套管规范和施工压力确定，根据气井产量能和产出流体性质、施工工艺特点，确定采用不同的压井井工艺。对于气层压力梯度>0.85 MPa/100 m的储层，测完压恢后首先进行油放，井口针阀控制放喷待井口压力下降致8～7 MPa，再进行反循环压井。

2.2 支撑剂及酸化压裂液体评价

2.2.1 支撑剂评价

延长特低渗气田气层中古生界二叠系石盒子组、山西组和太原组等埋深2280～3200 m，闭合应力在34.55～44.97 MPa之间。

根据室内对国内几个大型厂家生产的支撑剂进行了性能评价从试验结果来看(实验压力条件为52 MPa，远大于本区闭合压力)，四种不同来源支撑剂均能满足延长特低渗气层改造要求。综合考虑，建议选择其中密高强度陶粒，即贵州林海提供的支撑剂。

2.2.2 压裂液评价

按照SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》对优化后的压裂液体系进行了完整的性能评价。体系主配方如下：

基液：0.45%CJ2-6(HPG)+0.5%ZPJ-1+0.1%SJJ-1+0.15%Na2CO3+1.0%SQP-1 +1.0%NWJ-1。

交联剂：50%JL-1有机硼交联剂，JL-1A：JL-1B=100：10 。

对优化后的配方进行了基液性能检测，检测结果见表1。

表1 基液性能检测结果

室内按照配方对添加剂自身配伍性进行了评价，试验结果表明，配方在试验温度下配伍性好，无絮状物或沉淀生成。

配方和地层水配伍性良好，耐高温、高压，耐剪切能力强，体系为中等滤失，不同温度下都能够完全破胶，破胶后粘度均低于10 mPa·s。对优化后的配方进行了破胶液残渣试验评价，破胶温度80 ℃，破胶液残渣为286 mg/L，属于中等残渣含量。对破胶液进行了助排性能评价，破胶液表面张力20.12 mN/m，属于较小表面张力。在6000 r/min下评价破胶液起泡性能，泡沫质量76.7%，半衰期7.3 min。因未能取得地层水资料，室内评价了破胶液与模拟地层水在不同比例下的配伍性能，从试验结果可以看出，优化后体系的破胶液与模拟地层水配伍性良好。

2.2.3 酸液优化

延长特低渗下古勘探储层主要为马家沟碳酸盐岩储层，对于这类低压、低渗、自然产能低的气藏，一般不经过改造难以获得工业气流。通过酸压增产改造措施，形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝，沟通、连接渗流通道和储气空间，才能保证正常投产和高产稳产。

结合酸液添加剂性能评价和储层地质特征，优化出的稠化酸配方如下：

20%HCl+0.3% SCZ-80酸液增稠剂+1.5%SHJ-1缓蚀剂+0.5%SZP-1助排剂+0.15%柠檬酸+1%SQP-1起泡剂。

图2 酸岩反应图

从图2可以看出，反应20 min后普通酸浓度降到了5%以下，基本无溶蚀能力，而此时稠化酸浓度大于16%，因此稠化酸体系能够有效降低酸岩反应。

3 数据自动采集

图3 Oilfairy1.23数据逻辑关系示意图

基于以上关系，根据井号、深度等对应关系，建立了各种数据之间盘根错节的内在联系。数据库可对试气过程中的各类资料进行科学、高效的管理与调用，可对试气效果进行多参数联合评价，且系统运行平稳可靠、科学合理。

4 结论与建议

(1)试气选井选层：优选盒8、山1、山2、太原组和本溪组等主力气层进行压裂试气。

(2)国产中密度高强度陶粒支撑剂能够满足该区块压裂改造的需要；优化的压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能，在90 ℃、170 s-1条件下连续剪切60 min，其粘度保持在200 mPa·s左右，体系在不同温度下破胶性能良好，破胶液粘度小于10 mPa·s，对储层岩心伤害率平均21.5%，具备了携砂及低伤害的需要。形成的酸液体系可以满足马家沟组碳酸盐岩储层深度酸化改造的需要。

(3)诱喷工艺主要采用缝内助排结合安全措施到位前提下的抽吸诱喷、关放排液方式。

(4)对于低产气井无法求得稳定产量时，采用“一点法”试井工艺。

(5)研发了地质-措施-效果紧密联系的、结构开放的网状数据库应用系统OilFairy。

[1] 徐献芝, 况国华. 多层合采试井分析方法[J]. 石油学报, 1999, 20(5):43-47.

[2] 万仁溥,罗英俊. 采油技术手册:第九分册[M].北京:石油工业出版社,1998:45-46.

[3] 唐建荣. 气藏工程技术[M]. 石油工业出版社, 2011: 23-35.

[4] Brill J P. Multiphase Flow in Wells[J]. Journal of Petroleum Technology, 1987, 39(1):15-21.

[5] 黄炳光. 气藏工程分析方法[M]. 北京:石油工业出版社, 2004:56-77.

[6] Hagedorn A R, Brown K E. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits[J]. Journal of Petroleum Technology, 1965, 17(4):475-484.

[7] Houpeurt A. On the flow of gases in porous media[J]. Revue De Linstitut Francais Du Petrole, 1959,14(11):1468-1684.

Study on Test Gas Technology in Extended Extra Low Permeability Gas Field

LILi1,2,ZHANGGuo-qiang1

(1 College of Petroleum Engineering, Xi’an Shiyou University,Shaanxi Xi’an 710065; 2 Shaanxi Petroleum and Natural Gas Co., Ltd., Shaanxi Yan’an 716000, China)

The process of gas testing in extra low permeability gas field was analyzed, the He8 and Shanxi groups of Shan1, Shan2, BENXI and TAIYUAN as the typical test gas wells were selected, from the test gas wells, wells, pressure test, perforation, discharge and logging and other aspects, the test gas was studied. At the same time, the fracturing technology and data acquisition system were added. The “one point method” was used to make logging technology flow formula, checked after formula flow and extended the current calculation results of AOF, error was in the range of 0.9%～5.6%, gas field test study on extended ultra-low permeability was finally completed.

extra low permeability; test gas; fracturing; one point method

李莉(1986-)，女，助理工程师，主要从事天然气化工与技术开发。

TE373

A

1001-9677(2016)022-0134-03