泡排辅助增压开采工艺应用效果分析

2020-12-10陈晓宇姜宇玲李凌君杜家澄

复杂油气藏 2020年3期

陈晓宇，姜宇玲，李牧，李凌君，杜家澄

（1.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆408014；2.中国石化江汉油田勘探开发研究院，湖北武汉430223）

涪陵页岩气田焦石坝区块开发已逾7年，部分区块气井进入了产量递减阶段［1-2］。为了气田长期稳定发展，工区在不断开发部署新井维持产量同时，也不断对排水采气工艺进行深入探索［3］。2017年，工区第一台天然气压缩机在M区块投入运行，开启了增压开采模式。 2018年，泡沫排水、柱塞先导性试验陆续分别在Y、W区块展开，并各自取得了良好效果［4-5］。但随着气井开采程度的增加，受气田水干扰的低压井会越来越多。鉴于气田泡排辅助气举已取得的良好效果，对组合排水采气工艺进行更多的探索十分必要［6-10］。

1 增压效果变差原因分析

气井增压开采效果受多种因素综合影响，大致有气井自身（能量、井眼轨迹、产水量等）、气井生产制度、压缩机能力、地面增压模式等因素。涪陵页岩气田M区块有7个集气站点，目前全部进行集气站增压开采［11］，即各气井采出气经输气管线到集气站，经水套炉、汇管、分离器，最后到压缩机后进外输管网。每个集气站根据站上总产气量配置相应数量压缩机组，满足每日处理需求。各集气站所属气井均为中低压产水气井，敞放生产。

对于M区块而言，增压效果变差原因主要来自气井自身：页岩气井能量变小，气井产量低于临界携液流量会导致井底积液关井；气井日产水量大，气井无法及时排出会导致水淹关井；井眼轨迹的影响则主要体现在大垂差的气井中。在气井水平段，若垂差较大，水在井筒低位或水平段下部聚积，井下各产气段所受液柱压力不一，从而影响各段产气贡献率［12］。

针对此现状，开展泡排辅助增压开采工艺试验。选取M区块的焦页M-1HF、焦页M-2HF井、焦页M-3HF井、焦页M-4HF、焦页M-5HF和焦页M-6HF六口井，进行现场应用测试。这六口井分属同一区块不同平台，且各气井A—B靶点垂差、无阻流量、日产水量差异性较大，基本情况见表1。

表1 试验井的基本情况

2 泡排辅助增压开采工艺优化

2.1 工艺流程优化

涪陵页岩气田泡沫排水采气工艺现场试验采用的是平台单井起泡、集气站集中消泡流程（见图1）。起泡剂由气井油套环空注入，消泡剂在分离器前、后进行加注。该流程优点是便于调整计量泵排量，实时观察消泡效果。但消泡距离短，且各气井起泡剂加注量不同导致轮换计量时调整频繁、操作复杂［13］。

图1 集气站消泡流程

因此，在现场试验集气站点对泡排流程进行优化，全部采用平台单井起泡、平台单井雾化消泡流程（见图2）。在各气井油管生产端针阀后加装雾化器，消泡剂实现井口雾化加注。该流程虽然增加了井口泡排装置，但消泡距离变长，井口一级消泡效果良好，同时排量调整次数相应变少。

图2 平台单井雾化加注消泡流程

2.2 起泡剂用量优化

为了更好发挥泡排对增压开采的辅助作用，在生产现场对增压气井均做了泡排剂加注优化试验。根据日均产水量，以高产水井、中低产水井为例。

焦页M-2井为低压高产水气井，增压阶段日均产水约15 m3。经过多次试验调整比对（见表2），当起泡剂剂量为50 kg时，周期产气、产水量最多，分别为27×104m3、217 m3。两个试验阶段（50 kg）区别在于3月21日是放喷后开井，5月1日采用提前加注起泡剂方式，后于5月15日因消泡剂泵故障关井。证明开井方式对高产水气井生产状态有所影响。后期加强设备维护，优选开井方式可达到良好的生产效果。

表2 焦页M-2井不同起泡剂剂量对比

焦页M-6井为低压低产水井，增压阶段日均产水均小于2 m3。根据该气井日产水量，结合前期泡排试验所取得经验，该井初始起泡剂剂量为10 kg，后根据现场生产情况进行调节。由表3可知，焦页M-6井在采用泡排后，日均产水量逐渐减少，同时油套压差减小，积液排出效果显著。当起泡剂调至16 kg时，稳产时间最长，产气量与油套压差相对于其他剂量更加合理。

表3 焦页M-6井不同起泡剂剂量对比

3 应用效果分析

6口试验增压气井因井底积液均进入间开阶段。泡排工艺介入后，在井底产生大量低密度含水小泡沫，降低液体表面张力及重力梯度，改善了井筒内气液两相的流动状态。

由表4及图3、图4可知，6口增压气井在泡排工艺介入后因积液影响生产的情况得到极大改善，日均产气、产水量均有不同程度增加，油套压差下降明显，气井稳产时间得到延长。

表4 试验气井措施前后生产概况

图3 气井油套压差变化

图4 气井连续生产天数变化

其中，焦页M-1井在增压、泡排辅助增压开采阶段中日均产气均明显超过临界携液流量值，日均产水也都小于5 m3，且水平段穿行类型为上翘型。泡排工艺介入后，其增产及助排效果不大，两个阶段的油套压差变化值为0.35 MPa，是6口试验气井中变化最小的。稳产时间从9天增长至20天，增加天数仅高于焦页M-2井。所以，焦页M-1井受生产制度影响较大，后期可通过降至合理配产来延长稳产时间。

焦页M-2井连续生产时间较短，泡排介入后稳产期增加5天，为试验井组增幅最小气井。泡排辅助阶段日均产水25.7 m3，较增压开采阶段增加11.15 m3/d，助排效果显著。该井无阻流量为4.0×104m3/d，是低压高产水井，且水平段下倾，A-B靶点垂差451 m。虽然日均产气量在临界携液流量值之上，但后期产气量下降速度较快。统计该井近10次关井，6次为产气量下降井底积液关井，2次为压缩机故障停机水淹关井，其余2次因起泡剂泵故障积液关井。可知焦页M-2井稳产时间较短是受出水量大、气井能量及水平段轨迹综合影响。同时，高产水气井受设备故障影响较大。

焦页M-3、M-4、M-5、M-6井产气量为（2～3.5）×104m3/d，产水量2.5～6.5 m3/d，为中低产水气井，4口气井的日产气量均与临界携液流量值相近，泡排辅助效果较好。其中焦页M-5井下倾垂差585 m，可知当日产水量较少、产气量略大于临界携液流量时，大垂差带来的积液影响很小。