川西中浅层气藏泡沫排水采气工艺技术研究与应用

2020-06-04王旭

钻采工艺 2020年2期

王旭

(中国石油化工股份有限公司西南油气分公司)

川西气田中浅层气藏主要包括沙溪庙组(J2s)、遂宁组(J3s)及蓬莱镇组(J3p)，储层含水饱和度较高、气井普遍产水。地层水主要以层间束缚水、凝析水为主，单井平均产水0.18 m3/d，水气比0.42 m3/104m3，其中沙溪庙组气井产凝析油，凝析油含量5%～71%。气井生产特征表现为低压低产阶段生产时间长，平均65%的天然气储量在井口压力低于3.5 MPa阶段采出，因此，维护气井低压阶段的稳产是提高气藏采收率的关键。低压阶段气井井口压力及日产量仍随着生产时间的增加逐渐降低，至2017年底气井平均井口油压1.4 MPa、单井日均产气0.43×104m3，总体呈现低压低产、流体特征差异大、排液稳产难度越来越大的特点。为了探索与气井生产动态变化相适应的泡沫排水采气工艺技术，笔者在川西气田经过长期的实践—总结—再实践，形成了一套基于产水气井多元化积液诊断技术的泡沫排水采气工艺技术。

一、气藏开发基本特征

1. 气藏储层物性及含水饱和度特征

川西气田中浅层气藏储层总体表现为孔渗性差、含水饱和度较高的特点。沙溪庙组、遂宁组及蓬莱镇组气藏，基质孔隙度9.71%～12.2%，有效渗透率0.16～1.85 mD，含水饱和度40.3%～48.3%。气藏储层物性差，有效渗透率低；孔隙结构特征差异大、孔喉窄小；含水饱和度较高，储层敏感性较强[1]。

2. 气井生产动态特征

(1)气井产量、压力低。川西中浅层致密砂岩气藏气井自然产能低，绝大多数气井需经过加砂压裂改造后才能获工业产能。气藏平均单井动态储量2 890×104m3，气井稳产期短，低压低产生产时间长。气井在井口压力大于3.5 MPa的生产阶段的动态储量采出程度仅35%，大部分可采储量是在低压低产阶段采出的。目前井口压力低于3.5 MPa气井占总井数的95.61%，产量低于0.5×104m3/d气井占总井数的77.73%。

(2)流体特征差异大。川西中浅层气井均产水，不同气藏或同一气藏不同区块气井产水量差异较大(表1)。各气藏生产井产出液体的温度、矿化度、凝析油含量明显不同，沙溪庙组气藏产出液中凝析油含量最高达71%(表2)。水平井产水量较直井、定向井高，如新场沙溪庙组气藏水平井平均产水量为直井、定向井的4倍(图1)，这种产出流体特征的差异性，不同程度的影响泡排剂的排液效果。

表1 各气藏单井产水及水气比统计表

表2 各气藏生产井产液特征统计表

图1 水平井与直井、定向井产水量对比图

(3)产水气井不同阶段表现出不同的流态特征。因气井产气、水量及压力变化，导致井筒流态差异较大。当气井压力及产气量较高时，携液能力强，整个井筒压降梯度稳定，为单一流态，流动稳定(图2a)；随着压力及产气量降低，气井无法实现连续携液时，井筒压力梯度呈两段式分布，上部呈雾状流，下部气液滑脱严重，呈段塞流(图2b)；后期气井能量衰竭，井筒压力梯度达1 MPa/100 m，积液严重(图2c)。由此可见，气井不同生产阶段的生产特征导致了不同的井筒流态，显然单一的、一成不变的泡沫排水采气工艺技术无法满足气井的排液采气需求。因此，持续探索总结与气井不同阶段动态特征相适应的泡沫排水采气工艺技术措施是实现气井稳产的关键。

图2 川西中浅层气藏气井井筒压力梯度特征曲线图

二、泡沫排水采气工艺技术

就产水气井而言，井筒的流态诊断是制定泡排工艺技术措施的重要依据。如果要制定出与不同气井或同一气井不同生产阶段的流态相适应的泡沫排水采气工艺技术措施，那么，首先必须要准确掌握气井井筒流态，分析井筒是否积液，然后才能“对症下药”。

1. 井下多元化积液诊断技术

川西中浅层气藏不同区域、不同层位的气井产水差异较大，且以大斜度井和水平井开发为主，导致井筒流态复杂，井筒流态认识不清。为此，通过研究和实践相结合，优化形成了压力计实测、回声仪液面监测、模型预测和矿场经验法等井下积液诊断技术，可满足不同井身结构和井下工况的诊断要求，能够较准确分析井筒流态，判断井筒滑脱、积液位置。为及时开展泡沫排水采气工艺药剂类型、药剂用量、药剂浓度、加注周期、辅助排液方式的优化调整提供依据，确保泡排工艺技术措施的“针对性”。研究结果表明，井筒压力梯度(0.3～0.5) MPa/100 m时，井筒流态呈段塞流，液相明显滑脱，必须对药剂类型、用量、周期、加注方式、排液方式等进行优化，有针对性的制定“一井一制”泡排工艺技术措施。

2. 泡沫排水采气技术

2.1 常规气井泡沫排水采气工艺技术

常规气井是指产气量>0.5×104m3/d、压力>2 MPa、矿化度<4×104mg/L、凝析油含量<10%的气井。对此类井，通过室内评价及现场试验，优选出起泡和携液能力较好的泡排剂XHY-2、XHY-2-8A。根据气井不同阶段的流态特征，制定与流态特征相匹配的药水比例、加注周期、加注量,形成“一井一制”的泡排方案，并不定期根据气井流态变化特征进行动态调整优化。近7年来实施66余万井次，累计增产天然气6.3×108m3(图3)。

图3 低压低产井泡排应用情况及效果图

2.2 高含凝析油气井泡沫排水采气工艺技术

高含凝析油气井是指所产液体中凝析油含量>10%的井。油具有消泡性，当油渗入泡沫液膜后，在气—液界面上铺展，将原本吸附在液膜表面的起泡剂分子排挤出去，同时在液膜通道形成小油滴，使部分起泡剂分子转移至油滴表面，二者共同作用导致气液界面膜黏弹性下降，加快了泡沫排液和聚并速度，导致泡沫破裂(图4)。针对这一难题，通过凝析油消泡机理分析及实验评价，优选出抗凝析油含量50%的XH、UT、SCU系列泡排剂。近7年实施7.16×104井次，累计增产天然气0.68×108m3(图5)。

2.3 低压低产井泡沫排水采气工艺技术

低压低产气井分为两类：一类是指压力<2 MPa，产量(0.5～0.1)×104m3/d的井；另一类是压力<2 MPa，产量<0.1×104m3/d或下层水淹的井。

图4 显微镜下含油与不含油的泡沫形态图

图5 高含凝析油井泡排剂应用效果图

2.3.1 低密度、低表面张力泡沫排水采气工艺技术

对于产量<0.5×104m3/d、压力<2 MPa的气井，因自身能量低、产量低，用常规泡排剂，气流对泡排剂的搅拌作用和对含水泡沫的举升作用减弱，从而导致排液效果变差[2-3]。泡沫排水采气就是利用起泡剂降低水的表面张力与液相密度，最终降低临界携液流量，达到连续携液的目的。基于此原理，通过室内及现场试验评价，优选出XHY-4L、XHY-4M两种低密度、低表面张力泡排剂，表面张力可由常规泡排剂32 mN/m降至24 mN/m，泡沫密度由0.02 g/cm3降至0.014 g/cm3。在不同压力下，临界携液流量均有不同程度降低(表3)，进一步拓展泡排工艺应用范围[4-5]。

表3 泡排剂在不同压力下的气井临界携液量对比表

低密度低表面张力药剂与常规药剂的各项实验指标对比表明,XH-4L的起泡及携液能力较常规药剂强，最佳药剂浓度为0.5%，适用于凝析油含量<10%的井；XHY-4M抗油能力较强，适用于凝析油含30%的井。近3年来，低密度低表面张力泡排工艺技术在什邡等区块实施1.55×104井次，增产天然气866.7×104m3，有效率由84.3%提升至90.6%。

2.3.2 自生能量型泡沫排水采气工艺技术

对于产气量<0.1×104m3/d和下层水淹井，受其能量及井身结构限制，采用低密度低表面张力泡排技术及气举作业仍无法有效解决排液问题。对此，通过室内评价及现场试验，优选出XHY-16、XHY-16B自生能量型泡排剂，药剂在井底反应，生热、生气，引起气液扰动，产生泡沫，提高排液能力，克服了常规泡排药剂必须依靠天然气扰动才能起泡的局限性。

自生能量型泡排的A、B剂比例及使用浓度是影响排液效果的主要因素，实验表明，A、B剂配比为4∶1时，起泡效果最好，随着比例增加，起泡效果逐渐变差，因此优选此配比作为现场应用的指标。A、B剂按4∶1配好后，与待排液体的比例达50%时，泡排携液率最高达98%。近4年来，自生能量型泡排技术在产量极低的积液井和下层水淹井应用61口井效果较好，累计增产天然气755.35×104m3。

三、泡沫排水配套工艺技术

泡排药剂的加注和排液是决定泡沫排水采气工艺技术效果的最后两个关键环节，如果实施不好将极大影响泡排效果。因此，优选与气井特点相适应的加注方式和排液方式至关重要。

1. 多样化的加注方式

能否把泡排剂加注到积液或可能容易形成积液的位置，是决定泡排效果的关键环节之一。对此，根据不同气井产气、产水、压力特征及井场条件、井身结构等因素进行综合分析，经过长期的实践、总结，优选了泡排车、撬装泵、平衡罐、投药筒、毛细管等五种加注方式，并明确了各种加注方式的应用条件和范围，满足了川西气田各类中浅层气井药剂加注需求。

2. 多样化的排液方式

泡排药剂加注后，排液方式有时决定排液量的多少，对泡排效果影响较大。能量较高的气井加药后能自动排液，而能量低的气井加药后不能自动排液。如何将井底积液排出，通过长期的实践、总结，形成了提产带液、站内过分离器放喷排液、井场移动罐、井场固定罐放喷排液等工艺技术措施，应用这些排液方式，通过提高气井瞬时流量来提高泡排工艺效果，近7年作业14.2×104余井次，确保了气井的有效排液。