南川区块气举工艺研究与应用

2022-12-01季宝林杨修直

广州化工 2022年20期

季宝林，杨修直

(中石化重庆页岩气有限公司，重庆 408400)

随着南川区块页岩气开采时间的增加和开发程度的加深，气田开发面临一个较严峻的问题，就是产水气层和气井不断增加，它严重地威胁气井生产稳定，使产气量急剧下降，严重时气井水淹停产，大大地降低气田和气井采收率[1]。因此，了解气田水的来源、气井出水原因、产水对气井生产的影响和危害，掌握消除和延缓水害的工艺措施，掌握气井带水生产工艺和气井排水采气工艺，对于提高气田和气井最终采收率是很有必要的[2]。在国外，俄罗斯、美国油田现场应用气举技术最为广泛；国内自20世纪80年代起在辽河油田和中原油田相继采用了气举工艺，随后在四川部分气田、吐哈油田等进行了完善与推广，取得了较好的效果。

本文通过对气藏地质特征和开发现状进行分析的基础上，利用自喷井临界携液模型深入分析南川区块井筒积液原因，并采用井筒已有生产管柱，建立天然气增压气举数学模型，利用临近井反输气进行气举作业，形成了适合南川区块页岩气井气举助排采气生产模式。

1 地质特征及开发现状

1.1 气藏地质特征

南川区块是2011年全国第一个招投标区块，区块面积1603.9 km2，构造位置位于四川盆地东南缘，发育平桥、东胜、阳春沟、石门四个构造带，其中平桥南位于平桥西断层与平桥东2号断层所夹持的狭长断背斜，气藏类型为：中深层-深层、高压、干气、页岩气藏。主要目的层龙下志留统龙马溪组-上奥陶五峰组，埋深相对适中，整体在2700～4200 m，含气页岩段主要含气为1～5小层；厚度由北往南略有减薄，整体发育稳定，通过取芯显示该段优质页岩平均厚约108 m，主要为灰黑色粉砂质炭质页岩，深水陆棚相沉积，富有机质，有利于页岩气富集；页岩地震波组连续，反射能量强，稳定，有利于页岩气勘探。

1.2 气藏开发现状

按照“评建一体、滚动开发”的工作模式，“管好一期平桥南，建好二期焦页10区、评价三期东胜背斜、战略新区新层系”的思路，有序推进南川气田产能建设。2017年先后在195、194、200平台投产7口井。2018-2019年相继在195、197、198、199、201、205平台投产22口井。通过分析完钻井注入/压降测试结果，平桥南区块地层压力系数为1.30～1.32，甲烷含量98%。水平井经过压裂改造后，随着开发程度加深，地层压力迅速下降，后期无法完全实现自喷，必须要借助人工举升或机械举升方式进行排采。

目前南川区块共计62口在生产页岩气井，仅有30%页岩气井实行自喷生产，其余大部分页岩气井依靠井口增压或泡排连续排液生产，随着生产的不断进行，地层能量进一步减弱，产气量出现间断性急剧降低，导致井筒积液，严重影响正常生产。

2 天然气增压气举助排工艺

2.1 气举工艺流程

天然气气举助排工艺基于“U”型管原理[3]，当地层能量降低，无法达到临界携液流量时，造成井筒积液；通过地面将高压气体注入油套环空(反举)或油管(正举)，使之与井筒流体混合，降低举升管中的流压梯度(气液混合物密度)和对井底的回压，排采积液，从而恢复气井产能、提高气井产量，气举流程如图1所示。

图1 气举流程示意图

从图1可以看出，气举过程中，临近井天然气经压缩机增压后，从油套环空中注入井筒，达到气举阀打开压力后，天然气经气举阀进入油管，将井筒中的积液一起带出，气液混合物经分离器分离，气举过程中重点关注套压、油压、产气量和产液量变化。

2.2 气举管柱结构

为降低成本，提高气井采收率[4]，南川区块气举助排都是利用气井已有管柱气举助排。一般都是2.7寸油管+喇叭口。

3 现场应用

3.1 压缩机选型

通过对气举过程中注气压力和注气量等注气参数敏感性分析，综合考虑使用范围、使用时间和地面配套等诸多因素，车载式压缩机选出口压力25 MPa或35 MPa的Cameron CFA34天然气压缩机。具体参数见表1。

表1 压缩机具体参数

3.2 气举过程分析

焦页202-3井气举作业(反举)共持续时间约10 h。气举施工过程中，套压逐渐升高至19.4 5 MPa并保持稳定一段时间，后缓慢下降至16.56 MPa，油压由初期0 MPa(该井气举前处于水淹导致关井停产状态)逐步上升至12 MPa后放喷排液，放喷期间因油管气液混相间隙出液导致油压变化起伏较大。

焦页202-3井采用25 MPa的Cameron CFA34车载式天然气压缩机套管注气反举施工，通过选取气举过程中代表性时间段的油套压参数为依据(见表2)，可以看出随着气举过程的进行，套压缓慢上升，当套压上升至可以和油管内的液柱压力持平时，套压保持一定稳定，后期随着套管内高压天然气气体缓慢进入油管内，降低油管液柱密度，从而导致油管液柱压力降低产生油套压差，随着油套压差越来越大，油压上升明显，此时油套已完全连通，可以放喷排液。为尽可能多的排出井筒积液，排液过程中压缩机禁止停机，待套压下降至最低点并保持一段时间后视现场情况可以导入流程实行气举助排生产。由表2施工压力参数表可以得到油套连通时的临界油管压力为19.45 MPa。

表2 代表性时间段的气举参数

气举助排进流程生产后产气量与产液量总体表现：气举助排进流程生产达到动态平衡，瞬时产气量间隔半小时呈现一个高峰值达到4000～5000 m3/h，持续10～15 min左右降至2000～3000 m3/h；瞬时产液量在产气低峰时出现，达8.6～9.3 m3/h，平均每次排液1.5 m3左右。气举助排过程中产气量与产液量变化曲线如图2所示。

图2 气举过程产气量与产液量变化曲线

从图2可以看出，(1)气举进流程生产后产气量与产液量循环波动：井筒存在段塞流；(2)地层供液能力较足，气举作业期间共排液11.2 m3，分析可知，由于设备额定流量限制，注气量甚至小于该条件下临界携液流量，导致积液无法完全排出；(3)气体从油套环空注入后进入油管，高压气体沿油管向上，降低了油管内流体密度，气体携液能力增强，停机前由于注入压力恒定导致油管持续自喷，套压降低，油压上升；(4)助排生产一段时间后，产量逐渐下降至稳定：目前套压15 MPa左右并呈现缓慢下降趋势，产气量3000～3500 m3/h，液量在2.5～3.5 m3/h。前期撬装式压缩机正常增压生产时套压4.5 MPa左右，日产气量40000～50000 m3左右，日产液3.5 m3左右。

3.3 气举效果对比分析

焦页202-3井气举作业之前的生产方式为低成本自喷生产，但随着生产的不断进行，地层能量减弱，后期采取地面撬装式压缩机增压排液生产方式，同时辅助泡沫排液生产工艺。但随着地层能量进一步降低，产气量急剧下降[5]，压缩机和泡排剂工艺也已无法正常携液，导致井筒积液，随着井筒积液的不断加深，井底压力增加，严重影响正常生产，势必进行气举或助排施工，为进一步分析气举作业效果，将气举作业前后该井产气量和产液量进行对比，如图3所示。

图3 焦页202-3井气举前后生产曲线

从图3可以看出，焦页202-3井从2019年6月2日至9月15日，维持自喷生产，日产气量下降明显，从60000～38000 m3/d；9月16日进压缩机增压生产后，日产气量与日产液量先提升后缓慢下降，11月6日进行泡排工艺生产，日产气量继续缓慢下降，日产液量初期变化较大，后期下降至3.2 m3/d左右，至2020年1月11日水淹关井前日产气量32000 m3/d，日产液量2.9 m3/d，油套压差2.8 MPa左右；2月27日气举作业后，产气量与产液量都有明显提升，日均产气量为80000 m3/d左右，产液量18m3/d，油套压差下降至1.5 MPa左右，从生产曲线来看井筒基本没有积液，气举效果明显。