宁夏气田气藏生产特征及稳产技术对策探索

2021-12-27陈宏涛周冰欣金学国张召召

石油化工应用 2021年11期

陈宏涛，周冰欣，金学国，张召召

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

气田或区块产量递减率是气田开发工作者普遍关注的重要问题之一，也是油气藏工程学科经常性的研究课题。宁夏气田具有地层埋深较深、油藏物性差、地层压力系数低、气井产水量高的特点，造成该区明显的“低渗、低压、低产”特征，生产过程中具体表现为气井产量低，压力下降快，稳产期短或无稳产期[1]。依据现场生产资料，通过对储层改造效果、气井生产动态、工艺技术应用等方面进行分析，提出相应稳产措施，为下步气藏开发制定合理的技术政策，实现气藏长期稳产，具有非常重要的实际意义。

1 气田地质特征

宁夏气田主要位于宁夏盐池县青石峁地区，毗邻苏里格大气田，属苏里格气田的西南延伸，为典型的陆相三角洲前缘沉积；主要产气层为上古生界盒8下、山11、山12、太原组，是多层系发育纵向叠合的规模气藏；平均埋深4 000～4 500 m。目前区域内共完钻探井77 口，完试69 口，获工业气流井17 口，控制储量2 000×108m3，探明储量1 000×108m3。

1.1 砂体展布

受物源控制，青石峁地区盒8 段砂体平面上呈北西-南东向展布，宽10～15 km。垂向上盒8下砂体厚度大、连续性好，为主力层系，可分为中上砂和底砂两套砂体；平面上砂体展布范围广，含气性好，试气产量高（5 口井大于10×104m3），为该区优势砂体。

1.2 岩性性质

石盒子组盒8 段储层岩性主要为中-粗粒石英砂岩，岩屑组成以石英岩、火成岩、变质岩为主。孔隙类型主要有粒间孔、岩屑溶孔和晶间孔。与苏里格气田相比，宁夏气田粒间孔含量较高。

1.3 储层物性

盒8 储层物性统计结果表明，储层孔隙度主要为6%～8%，渗透率0.5～1.0 mD，储层物性好（见图1，图2）。

图1 盒8 储层渗透率频率分布图

图2 盒8 段储层孔隙度频率分布图

2 储层产能

2.1 储层改造

统计7 口井9 段储层改造参数（见表1），采用胍胶液携带陶粒，平均单层加入陶粒51 964 kg，平均铺砂浓度270.5 kg/m3，平均停泵压力29.2 MPa，采用液氮助排气举排液，平均伴注液氮13.8 m3，液氮排量120 L/min，平均入地总液量342.1 m3，平均排出总液量279.0 m3，返排率78.9%。

表1 宁夏气田储层改造参数统计表

2.2 试气成果

根据试气产量，采取孔板流量计计量，针形阀控制，顶产量生产的方式试气。地面工艺流程主要由加热炉、三相分离器、孔板流量计、针形阀等设备仪表构成。现场建设有自动化加测软件，可随时录取压力、温度等参数，根据孔板流量计工作原理，计算出瞬时流量、累计流量，试气工艺流程（见图3）。

图3 试气现场工艺流程简图

平均地层压力30.16 MPa，平均矿化度30.7 g/L，平均地层温度123.43 ℃，天然气相对密度0.575 5，压缩因子0.973，依据长庆气井无阻流量计算公式，计算7 口井的无阻流量，最大无阻流量16.801 6×104m3/d，最小无阻流量1.559 6×104m3/d，平均无阻流量6.906 3×104m3/d。目前采用的气层改造工艺技术，可提高储层的产能，储层改造的适应性较好，试气成果（见表2）。

表2 宁夏气田试气成果统计表

2.3 产能分析

统计目前进气网连续生产气井的生产情况（见表3），采用油管节流控压生产，其特征表现为低产、压降速率大、含水率高的特点。累计平均单井产气265.657 7×104m3，平均单井日产气量0.528 7×104m3，仅为试气无阻流量的7.67%，含水率0.13‰，油压压降率0.05 MPa/104m3，套压压降率0.03 MPa/104m3，油压下降速度比套压下降速度快，接近套压下降的两倍，井筒积液是影响产能正常发挥的主要因素。

表3 宁夏气田气井生产情况统计表

3 采气工艺技术

通过分析，要实现宁夏气田经济开发，必须在简化地面工艺流程，减少井筒积液对气井产能发挥等方面开展现场工艺技术试验。针对宁夏气田生产特征，目前主要试验了井下节流阀和氮气气举两项工艺试验，并取得阶段性的试验效果。

3.1 井下节流阀工艺技术

通过井下节流器的使用，可以大幅度降低地面系统压力，可以直接采用中低压管线集气流程，降低了地面管线的压力等级，从而简化地面流程，大幅度降低建设投资。井下节流可以根据气井生产数据，通过设计合理的节流嘴直径及其下入深度，达到防止水合物形成的目的。压力对水合物的形成具有较高的敏感性，宁夏气田与苏里格气田的天然气组分相近，均在开发初期井筒及地面管线易形成天然气水合物[2]，气井压力与形成天然气水合物的临界温度关系（见表4）。

表4 苏里格气田气井压力与形成水合物临界温度关系

为防止水合物的形成，节流后的气流温度必须高于节流后压力条件下的水合物形成初始温度，而节流后气流温度与临界压力和井下节流器位置的井温有关，井下节流器的下入最小深度可用下式计算[3]。

式中：Lmin－节流器最小下入深度，m；M0－地温增率，m/℃；P1、P2－分别是井下节流前后的压力，MPa；T2－水合物形成温度，K；K－天然气的绝热指数，一般为1.25～1.30；t0－井口平均气流温度，℃。

以L5 井为例，气举后关井井口压力6.40 MPa，节流后压力控制到4.0 MPa，井口平均温度按-10 ℃计算，节流后压力下水合物形成温度10.69 ℃，天然气的绝热指数1.3，地温增率31 m/℃，可根据上述公式计算节流器下入深度1 618.54 m，该井实际下入深度1 750.68 m，油压2.58 MPa，套压9.11 MPa，日产气量0.461 9×104m3，累计产气156.089 2×104m3，已正常生产374 d。累计推广应用18 井次，节流器平均下深1 650 m，最大下入深度1 950 m，平均有效生产天数489 d，取得较好的应用效果。

3.2 氮气气举工艺技术

气举采油（气）作为机械采油（采气）方式的一种，低成本、无复杂的机械装置，具有不受砂、石蜡及盐的影响，易维护等优点。结合宁夏气田开发特征，为降低开发成本，提高经济效益，井下管柱组合既要满足储层改造的需要，也要满足后期排水采气工艺的要求。因此，现场利用PIPSIM 气举设计软件，结合COMACO 图片对设计结果进行校正（见表5），提高方案设计的针对性，满足气井气举的需要。

表5 氮气气举工艺设计参数表

氮气气举工艺设计方案：采用1200 型50 MPa 制氮车，连续气举生产。启动注气压力15.5～17.5 MPa，要求初期注气量1 200 m3/h，气举开始后计量排液量，待举通后，地面判断气举阀工作位置，根据井口防喷情况决定是否结束气举作业。

现场开展油管生产井氮气气举工艺试验3 口井（见表6）。注入氮气平均排量1 142 m3/h，单井平均累计注入19 637 m3，平均排出井内积液12.3 m3，油套压基本平衡，特别是油压恢复较为明显，平均油压由1.67 MPa 上升到7.70 MPa，平均单井产气量由0.264 5×104m3/d 上升到0.520 9×104m3/d，为气举前产气量的2.1 倍。