临兴先导试验区泡沫排水采气实践及认识

丁万贵，刘金海，刘世界，王群超，董建宏.

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100011；2.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司，天津 300452；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；4.中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200030)

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块属于典型的致密砂岩气藏，具有低孔、低渗、低压、高含水等特征，大部分气井生产过程产地层水，且其产气量远低于临界携液气量，造成井筒液体滑脱、井底积液严重，气井正常生产受到严重影响。徐广鹏、余淑明[1-5]等对四川盆地、鄂尔多斯盆地进行了排水采气技术研究，认为泡沫排液、速度管排液、柱塞排液可作为致密气田排水采气的有效技术手段。赵童[6]通过岩心实验、地质建模等手段，分析了临兴区块生产井高产水的原因，提出了下一步井筒积液治理措施方向，但对泡沫排液效果及适用性评价的介绍稍显不足。本文针对致密气藏气井生产出水特征，开展泡排药剂进行评价，进行现场试验及注剂参数优化；根据试验效果，对泡排技术在本区的适用界限进行评价，为下步泡排选井、选层提供评价依据。

1 气藏开发基本特征

1.1 气藏地质特征

临兴区块为致密气藏，纵向上发育多套气层，主要包括太2段、盒8段、盒6段、盒4段、盒2段等，单井钻遇主力气层平均2层，其孔隙度主要介于5%～10%，有效渗透率主要介于0.1～1 mD之间[7-10]。各层的渗透率变异系数普遍高于0.7，突进系数大于4.0，属于强非均质性。孔隙结构特征差异大、孔喉窄小，喉道中值半径为0.01～0.374 μm；储集层单层厚度小，平均单层含气厚度仅2.5 m。总的来说，本区块具有典型的低渗致密气藏特征：气藏储层物性差，非均质性强，储集层单层厚度小。

1.2 出水生产特征

(1)本区气井普遍产水，且生产初期即见水，出水主要以束缚水、凝析水为主[6]。统计有水计量井的数据，见表 1，本区产水量一般小于10 m3/d，平均单井日产水5.0 m3/d，水气比较大，约3 m3/104m3。

表1 气井生产初期的产状数据Table 1 Data of initial production attitude of gas wells

(2)本区气井产水呈现产水量、水气比逐步下降的特征(图1)。主要由4个阶段组成：①初期受压裂残液影响，产水量大；②随着压裂液不断排出，产水量及水气比逐渐趋于稳定，反映出地层出水特征；③由于长时间积液的影响，井筒附近含水饱和度高，排液措施初期产水量较大，水气比高；④随着措施时间延长，产水量和水气比逐渐降低，且逐渐趋于稳定，反映出地层的产水特征。

图1 临兴区块典型井生产曲线Fig.1 Production curves of a typical well in Linxing block

(3)气井积液严重影响生产。大部分气井生产1年以后即开始受积液影响，积液后严重影响气井正常生产，大部分以间歇开关井方式生产。如何维持气井后期正常生产是提高气藏采收率的关键。

2 泡沫排水工艺研究及应用效果

针对本区的地质特征、气井产水特征及管柱结构，结合国内排水采气技术应用情况[11-18]，2019年本区引入泡沫排水采气技术进行重点试验。

2.1 起泡剂性能评价

本文针对目前国内应用效果最好的ZX型纳米起泡剂进行试验，评价该药剂对本区的适用情况。

2.1.1 地层水配伍性

一些阴离子表面活性剂与 Ca2+、 Mg2+反应发生沉淀，甚至完全沉淀，严重影响起泡剂的起泡能力及稳定性，因此必须测定起泡剂与地层水的配伍性。本次取临兴区块主力层位水样，将其与ZX型起泡剂混合均匀后，放置于烘箱中(地层条件50 ℃)，观察8 h后无沉淀、絮状等杂质产生，配伍性良好(图2)。

图2 ZX型起泡剂与地层水配伍性测试Fig.2 Compatibility test of ZX foaming agent with formation water

2.1.2 起泡性能

采用罗氏米尔泡沫测定仪测定ZX型起泡剂(浓度0.3%)的起泡能力和稳泡性[19]。用模拟油气井形成泡沫过程的泡沫流体装置，测定起泡剂的携液能力。ZX型起泡剂在XX 井地层水中性能指标测试结果见表2，各项指标均高于标准要求。

表2 ZX型起泡剂性能测试表Table 2 Testing table for the properties of ZX foaming agent

2.2 排液参数优化

2.2.1 注剂浓度

使用不同浓度的起泡剂溶液，测定其起泡性能、携液能力，如图3、图4所示。由两图可看出，当药剂浓度大于0.1%以后泡沫体积不再增加，而携液率大于0.3%以后达到最大。为保障排液效果，优选0.3%作为泡排注剂浓度。

图3 不同起泡剂浓度下的泡沫高度Fig.3 Foam height under different foaming agent concentration

图4 不同起泡剂浓度下的携液率Fig.4 The liquid-carrying rate at different foaming agent concentration

2.2.2 注剂量

注剂量初期根据井筒积液量、日产水量计算，后期根据压力、液面变化情况优化。以XX井为例，本井喇叭口深度为1 591.9 m，措施前油管内液柱高度为588.9 m，油套环空液柱高度为181.9 m，套管尺寸为5-1/2 in，油管尺寸为2-7/8 in，井筒内液量为3.2 m3，本井日产水1.5 m3，因此根据本井积液量、日产水量，结合注剂浓度，设计初期药剂加注量为15 L/次。

本井2019年3月24日开展泡排作业，注剂8个周期后测试环空液面深度为1 590 m，接近喇叭口位置，油套压差最低达0.4 MPa，说明已基本排出了井筒积液。由于该区产水无法计量，为了摸索该井最佳注剂量与其产水优化匹配，以达到稳定增产的效果和节约成本的目的，2019年4月11日人为调整注剂量由设计的15 L/次减少为10 L/次，调整后日产气量为0.35×104m3/d左右，增产效果稳定(图5)。试验表明初期注剂量可适当大些，随着井筒积液逐渐排出，其注剂量的大小可与单井产水量大小进行优化匹配，以达到稳定增产、节约成本的效果。

图5 XX井泡排注剂量优化Fig.5 Optimization of bubble drainage dose for well XX

2.2.3 注剂周期

泡排初期借鉴长庆油田的经验，采用2 d/次注剂周期进行排液，后期根据压力、产量变化情况优化注剂周期。以XX井为例，初期以2 d/次进行注剂，注剂1月内产量稳定为0.36×104m3/d，套压由5.4 MPa降低为3.0 MPa，油套压基本平衡，分析认为该井产水量在注剂周期内基本完全采出，由于该区无法准确计量单井产水，摸索该井注剂周期与其产水最优匹配，于2019年5月7日人为调整注剂周期由2 d/次延长为3 d/次，变化后油套压基本无压差，产气量增产效果也基本稳定，只是随着生产时间的延长增产效果逐步下降，分析这是措施增产效果的自然规律(图6)。试验表明泡沫排水的周期也可随着井筒积液的排出，其周期长短可与单井产水量大小进行优化匹配，以达到稳定增产节约成本的效果。

图6 XX井注剂周期优化Fig.6 Optimized injection cycle for well XX

2.3 排水采气效果

2019年3月以来，临兴区块相继在LX-101-2D、LX-104-3D等8口井开展泡沫排水采气工艺现场试验，取得良好效果，各井试验效果见表3。作业后平均套压由5.8 MPa降低为3.7 MPa，平均日产气由3.69×104m3/d提高至7.92×104m3/d，平均单井日增气0.39×104m3/d，截至2019年8月底累计增气量130.37×104m3/d。从表3可看出，本区泡沫排水采气增产效果差异较大，5口井增产显著，平均日增气大于0.50×104m3/d；2口井增产效果一般，日增气(0.24～0.26)×104m3/d；1口井措施后无效果。

表3 临兴区块泡排试验效果统计表Table 3 Statistical table of foam drainage and gas recovery results in Linxing block

3 影响增产的关键因素分析

根据泡沫排水采气应用效果，各井措施后增产气量差异较大。为提高排液措施的效率，以下进行泡沫排水采气的影响因素分析，划分各关键因素的适用界限，以形成措施选井、选层的依据。

以泡沫排水采气效果数据为基础，以措施增产气量为指标，储层物性、压力、储量等为影响因素，使用灰色关联分析方法，计算各影响因素与增产气量间的相关系数，评价其影响程度。

经计算，措施前产气量、百米液柱压力、油套压差为影响措施增气量的关键因素，其影响大小顺序为：措施前产量>百米液柱压力>油套压差(图7)。

图7 措施增产气量与影响因素间相关程度图Fig.7 The correlation degree chart between increasing gas production and influencing factors

针对关键影响因素，开展进一步分析，以期获得适用于临兴区块的泡沫排水采气的适用界限。

(1)措施前日产气量：气井具备一定自喷能力才可见效。措施前日产量越高，气体携泡能力越强，积液携出越彻底。经试验，本区块措施前日产气量大于0.2×104m3/d，泡沫排水采气后平均日增气可达0.2×104m3/d以上(图8)，具有较好的措施效果。

图8 措施前日产气量与措施后增气量关系图Fig.8 The relationship between daily gas production before and after measures

(2)百米液柱压力：百米液柱压力定义为气井生产时流压梯度测试时求取的每百米液柱压力。气井生产过程中，当携液能力下降到临界携液能力以下时，气井井筒不断有液体回落至井筒底部，随着生产能力下降，井筒内积液的液柱密度逐步增大，百米液柱压力增大。故百米液柱压力反映了气井的自喷能力，百米液柱压力越大说明气井自喷能力越弱，当百米液柱压力为1 MPa时为纯水柱压力，气井不会有自喷能力(水淹)。分析认为只有井筒百米液柱压力适当时泡沫排采才会有效果。就目前5口井泡排效果资料统计可知，百米液柱压力小于0.7 MPa/100 m时泡排效果相对较好(图9)。

图9 措施前百米液柱压力与措施后增气量关系图Fig.9 The relationship between the pressure of the 100 meters liquid column and the increasing gas production after the measure

(3)措施前油套压差越大，见效越明显。油套压差是反映气井积液程度大小的参数，油套压差越大，井筒积液程度越严重，反之井筒积液程度越轻。只有气井井筒积液达到一定程度时，利用泡沫排水采气措施才能有效果，但是当井筒积液严重到不能自喷生产时泡沫排采也不会有效果，所以井筒积液程度对泡排效果有很大的影响。经分析，措施前油套压差大于2 MPa的气井见效明显(图10)。

图10 措施前油套压差与措施后增气量关系图Fig.10 The relationship between pressure difference of oil jacket and the increasing gas production after the measure

如上所述，总结出本区块影响增产的关键影响因素：措施前产气量、油套压差、百米液柱压力。目前临兴区块泡沫排水采气的选井条件初步确定为：措施前产气量大于0.2×104m3/d、油套压差大于2 MPa、百米液柱压力小于0.7 MPa/100 m。

4 结论及认识

(1)临兴区块致密气井投产即见水，生产后产水量相对较小，泡沫排采措施效果较好，平均单井日增气量达0.39×104m3/d，可作为临兴区块将来新投产水气井常规增产措施。

(2)ZX型纳米起泡剂比较适合临兴区块的致密砂岩气藏排水采气措施，与其生产水配伍性良好，初始泡高105 mm，携液量130 mL，起泡性能与携液性能都达到标准要求。

(3)泡沫排水采气工艺参数(注剂量、注剂周期)在实施过程中，可视单井日产水量大小、油套压差变化、增产效果高低等进行优化调整，以达到稳定增产的效果、降本增效的目的。

(4)通过泡排措施效果影响因素分析，初步确定临兴区块下步泡沫排水采气的选井原则：措施前产气量大于0.2×104m3/d、油套压差大于2 MPa、百米液柱压力小于0.7 MPa/100 m。