高含硫产水气井长时间关井复产技术

2023-11-30陈刚吴晓磊陶敏韩静静蒋光迹刘红磊刘爱华冯金燕

断块油气田 2023年6期

陈刚，吴晓磊，陶敏，韩静静，蒋光迹，刘红磊，刘爱华，冯金燕

（中国石化中原油田普光分公司采气厂，四川达州 635000）

川东北某气田（以下简称川东北气田）是全国首个正式投入开发的高含硫气田，天然气中硫化氢平均体积分数在15%左右。高含硫对气田生产管理提出了更高要求。地质评价认为气田存在边底水，评价水体活跃。目前30%的气井产出地层水，气田投入开发12 a，气藏地层压力降低了50%，水侵和地层压降导致气田产能大幅降低，对气田开发造成了严重影响。

高含硫气田受设备检修、下游生产运行等因素影响，产水气井被迫长时间关井，关井时间长达一个月甚至更久。产水气井关井后，井筒积液在反渗吸作用下侵入地层，在近井地带形成水锁效应，含水饱和度的增加对产水气井的复产造成了困难。

高含硫气井井下环境复杂，对油套管综合性能要求高。为满足长期安全生产同时降低成本的要求，油管和套管下部选用抗腐蚀的耐蚀合金，上部套管降低材质等级，油套环空之间安装封隔器，防止硫化氢气体进入上部的油套环空［1-2］。气体高含硫化氢且油套不连通，共同限制了常规产水气井措施的实施。

调研产水气井复产技术后发现，对于油套连通的产水气井，若要降低近井地带高含水饱和度，提高气井的携液能力，排除井底积液，主要方法有泡沫排水采气、气举、机械抽吸等［3-4］。但是对于高含硫产水气井，受井筒管柱结构不可动、储层较深和安全生产要求等因素的限制，机械抽吸、小管径泡排等措施［3，5］均无法开展。因此，需要开展针对性的产水气井复产技术研究，形成适合高含硫产水气井的复产技术对策。

利用全气田气井关井的时机，组织开展了产水气井静压、产出剖面、压力恢复等动态监测工作，同时系统录取各产水气井油压变化情况。根据关井期间气井动态监测成果及动态变化情况，可更加直观地分析气井积液、储层反渗吸等状况，进一步完善产水气井复产方案。

笔者首先建立复产模型，通过节点分析确定了产水气井顺利复产的条件；再进行地质工程一体化研究，分析了影响气井复产的因素；最后基于关井期间的动态监测，进一步完善了产水气井复产方案，提出了井筒注液氮保压、控压差放空带液等措施。川东北气田于2016 年和2022 年进行了2 次全气田关井，应用上述复产对策，所有产水气井均正常复产。

1 气井自然复产能力

天然气从地层采出至地面的过程中，主要经历从地层到井底的渗流、井底至井口的管流2 个过程。根据地层渗流和井筒管流理论可知，气井产量越大，井底流压越小，井筒内的压力损失越大，剩余井口压力越小，过大的产量可能导致井口油压不能满足外输要求［6-7］。因此，气井能够自然复产的条件应该是，在满足井口油压大于外输压力的前提下，气井能稳定生产，流入流出曲线具有协调点［3］。

为研究气井自然复产能力，首先，采用数值模拟进行产水气井关井后的气藏压力、饱和度场变化研究，并结合产水气井生产动态，预测产水气井开井初期的液气比；其次，通过IPM 软件平台，建立单井流入流出模型，根据井口油压及预测液气比，开展节点分析，诊断复产时的生产状态，确定气井自然复产能力；最后，基于关井气井的动态监测资料，再次对气井积液情况、自然复产能力进行复核完善。

1.1 开井初期生产参数预测

以数值模拟方法为主，通过理论研究与气藏实际数值模型模拟相结合，并辅以生产数据分析及类比法，开展开井初期液气比的预测。

建立以川东北气田实际地质参数为基础的单井机理模型，结合目前气井带水生产时长、气藏水体类型及能量，按照带水生产4 a 后关井30 d 的设计，开展关停期间气藏压力、饱和度场变化规律研究。机理模型基本参数为：1）底水气藏模型。径向网格，井周10 m 内网格加密至1 m，径向渗透率KR和垂向渗透率KT相等，均为1.5× 10-3μm2，水体倍数为1。2）边水气藏模型。角点网格，井周10 m 内网格加密至1 m，x 方向渗透率Kx和y方向渗透率Ky相等，均为1.5×10-3μm2，水体倍数为6。

模拟结果表明，关井30 d 后，底水气藏由于重力压锥作用，水侵层平均含气饱和度上升，预测井周10 m 范围内上升1.0～1.3 百分点（见图1）。边水气藏近井范围内不同方向含气饱和度均呈下降趋势，其中，向水方向含气饱和度降幅最大，最高为3.2 百分点；平行于气水界面方向及高部位方向含气饱和度降幅较小，井周10 m 范围内降幅小于1.0 百分点（见图2）。

图1 底水气藏关井后含气饱和度变化曲线Fig.1 Gas saturation change curve of bottom water gas reservoir after well shut-in

图2 边水气藏关井后含气饱和度变化曲线Fig.2 Gas saturation change curve of edge water gas reservoir after well shut-in

基于机理模型计算结果，建立考虑边界流动的单井模型并进行局部网格加密，开展全气藏数值模拟，同时引入产水气井历史生产数据，包括气井历次关井前后油压、气量、液气比等生产数据，进行数值模型校正，提高预测准确度。产水气井关井30 d 后再次开井，底水水侵气井开井初期液气比下降0.1～0.5 倍，边水水侵气井开井初期液气比增加0.7～2.1 倍。

1.2 单井节点分析

应用IPM 平台的PROSPER 模块建立单井流入流出模型。根据气井产能测试结果和生产动态数据的拟合，准确建立IPR 模型。基于理论研究和现场实际，气井在不同液气比时要采用不同的管流模型，以适应产水气井不同生产阶段的管流计算［8］。应用川东北气田2 口产水气井从无水生产阶段到带液生产全过程永置式井下压力计连续监测数据，建立考虑液气比的分区VLP 管流模型优选标准（见表1）。气井整体拟合程度达到90%以上，满足不同液气比下的气井流出曲线模拟精度要求。

表1 不同液气比时的管流模型选择Table 1 Selection of pipe flow models at different liquid-gas ratios

根据建立的流入流出模型，使用预测的液气比，以井底为节点开展节点分析，当IPR 流入曲线和VLP 流出曲线有交点（协调点）则可正常复产（见图3），无交点则不能正产复产。

图3 气井节点系统分析曲线Fig.3 Analysis curve of gas well node system

1.3 动态监测优化预测结果

关井期间，优选部分气井开展静压、产能、产液剖面测试、压力恢复等生产作业，同时录取气井关井后油压的变化情况。根据监测结果，相较于未见水气井在1 d 内即达到稳定油压，产水气井在关井后油压恢复较慢，需要3 d 甚至更长的时间才能达到稳定（见图4）。

图4 产水气井关井后油压恢复曲线Fig.4 Oil pressure recovery curve after shut-in in water-producing gas well

根据关井油压和地层压力，对产水气井关井后的井筒积液情况进行分析，明确了关井后存在井筒积液的气井，并计算气井井筒积液高度。应用生产测井解释结果，对单井流入流出曲线进行拟合校正，结合气井井筒积液情况，重新开展气井节点分析，对产水气井协调点进行复核完善，进一步准确分析气井的自然复产能力，为制定产水气井复产对策提供指导。

2 产水气井复产影响因素

产水气井检维修关井期间，井筒易出现井筒积液、储层反渗吸等影响气井复产的情况，且气井开井初期井口附近及地面容易产生水合物冰堵，进一步增加气井复产难度。

2.1 井筒积液情况计算

当产水气井关井后，由于重力分异作用，液滴回落，可能在井筒内造成积液。气井井筒积液会增大井底回压，增加井筒压力损失，降低气井产能，加大气井开井复产的难度［9-12］。常规气井油套连通，根据连通器原理，可通过生产及关井期间的油压、套压的差值进行井筒积液高度的计算。但对于高含硫气井，因存在油套环空下入封隔器导致油套不连通的问题，无法通过油套压差计算井筒的积液情况。

受井筒内积液液柱影响，关井后的油压将低于正常值。针对油套不连通气井，利用单井地层压力和关井油压，给定液柱初值，进行气井管流模型计算，采用试凑法预测井筒积液高度（见图5），为制定复产工艺措施提供必要依据。

图5 试凑法预测井筒中积液高度流程Fig.5 Trial and error method for predicting the height of liquid accumulation in the wellbore

2.2 反渗吸对储层的伤害

井筒积液期间，液相会在井筒回压和生产层中微毛细管力的自吸作用下，以缓慢的反向渗吸方式侵入气层，增加井周液相饱和度，降低气相渗透率。侵入的液相聚集后，封闭部分孔隙喉道，圈闭气相，形成水锁效应，气井的复产难度增加［13-14］。

川东北气田×井见水后于2015 年因携液困难导致井筒积液关井，关井后井筒积液反渗吸，储层含水饱和度增加，增大了气相渗流阻力，储层启动压力明显增加（见图6、表2）。

2.3 水合物生成

在影响天然气水合物生成条件中，温度和压力是相互关联的热力学条件，但温度的影响远比压力的影响大得多。压力越高，形成水合物的温度越高。在同样的压力下，温度越低越易形成水合物；而同一温度的气体，压力越高越易形成水合物［15-17］（见图7）。

图7 水合物相图Fig.7 Hydrate phase diagram

根据川东北气田天然气基础数据，利用Pipesim软件模拟了井筒不同工作制度、不同油管尺寸以及不同生产时期水合物生成预测情况（见表3）。结果显示，川东北气田58 口单井中的12 口气井在开井过程中，井筒和地面节流后会产生水合物，可能形成冰堵，导致开井困难，但在稳定生产时不会产生水合物。

3 产水气井复产对策

针对上述影响产水气井自然复产的因素，从防止水合物生成、降低近井地带含水饱和度、提高携液能力3 个方面提出复产对策：1）开井前加注水合物抑制剂，运行电伴热及加热炉进行加热，确保天然气温度高于水合物形成温度；2）关井前注液氮，在近井地带形成高压气区，将井筒积液驱离近井地带，同时防止地层水侵入井筒，降低近井地带含水饱和度；3）通过泡排剂、液氮气举、大压差放喷排液，提高气井携液能力。

3.1 水合物防治

现场最常用的防治措施是在天然气中加注水合物抑制剂，尤其是甲醇和乙二醇更是目前现场主要使用的抑制剂。此方法既能提前预防水合物的生成，也可以分解已经生成的水合物，效果显著［18］。

川东北气田高含硫气井在生产过程中，气井生产温度高于水合物生成温度，不易生成水合物。井口产出天然气在地面将经过三级节流，但在开井初期因井口初始温度较低，容易在节流后生成水合物；开采后期产量降低到一定程度时，井口温度也可能低于水合物生成温度，在井筒上部和井口生成水合物。

川东北气田采取加注抑制剂及加热的方式防止水合物的产生。在开井初期，井口加注水合物抑制剂甲醇，防止水合物生成，同时在站内酸性气管线上缠绕电伴热带，增加保温层，并开启加热炉对天然气进行加热，保证管线内气体温度高于水合物形成的温度，待气井生产正常，温度稳定后，停止加热和加注抑制剂。

3.2 液氮保压控水

3.2.1 可行性分析

应用气藏工程、数值模拟方法计算可知，产水气井渗流压降损失主要位于近井地带0～5 m 内。关井后立即注入液氮，可快速提高井筒及井周5 m 内的地层压力，防止井筒积液，减缓地层水续流效应，降低近井地带含水饱和度，提高复产成功率。

建立液氮保压模型，进行注液氮保压后地层压力场、含水饱和度场和地层水流向的模拟。模拟结果表明：注液氮后，2～3 d 井底压力扩散降低且基本稳定，井底压力高于关井后无措施的情况；同时，地层水流向改变，由井筒向远端流动，井筒附近的含水饱和度由开井生产时的52%降低至26%，液相相对渗透率降低，同时减少了井筒积液。

3.2.2 参数设计

综合考虑不同井型、储层厚度、物性参数、地层压力、产液状况等因素，建立液氮保压模拟数值模型，优化确定液氮用量和注入排量等参数。

1）液氮用量。开井初期，气井在近井地带3～5 m 内地层压降较大，并随着向远端扩散，压降趋缓（见图8）。因此，注液氮保压主要是减缓气井近井地带3～5 m 内的压降。斜直井按照保压半径3～5 m 确定液氮用量。水平井井段长，泄流面积大，按照快速提高井底压力、防止井筒积液，同时保证经济型的思路确定液氮用量。

图8 开井初期近井压力场分布曲线Fig.8 Distribution curve of near wellbore pressure field in the early stage of well opening

2）液氮注入排量。采用Fluent 软件分别模拟0.1，0.2，0.4，0.8，1.2 m3/min 排量下的液氮驱替沟通效果，模拟结果表明，当排量为0.2 m3/min 时，液氮驱替近井地层水，沟通地层效果较好。

3.3 控压差放喷排液

控压差放喷是通过控制井口油压来放大生产压差的方式，可排除井底积液，快速建立井筒与地层气相流通道，恢复气井生产。通过ROCX-OLGA 建立地层-井筒一体化模型，计算放喷时间（3～6 h），确定放喷制度（大压差放喷），有效指导气井放喷排液复产。根据不同气井实际情况，模拟开井放喷至产液量稳定所需时间为3～6 h；采用大压差放喷，回压越小，出液时间越早，稳定时间越早，则所需放喷时间越短，产水速度峰值越高（见图9）。

图9 不同放喷回压下出液时间模拟Fig.9 Simulation of liquid discharge time under different blowout backpressure

3.4 液氮激动诱喷

对于井筒积液严重、无法放喷排液的气井，可笼统泵注液氮，降低井筒液面和近井地带含水饱和度，沟通地层天然气渗流通道（见图10）。泵注完成后，快速大压差放喷，加快井底气液交换，提高复产成功率［19-20］。建立地层渗流与井筒多相流耦合模型，设计临界液氮用量，缩短焖井时间，提高液氮诱喷成功率。综合考虑积液量、储层厚度、渗透率等参数，模拟计算确定临界液氮用量50～70 m3/井次。模拟计算结果表明，焖井时间越短，前期放喷液体返排率越大。

3.5 复产技术对策制定

考虑水平井受造斜段影响，其携液能力较斜直井差，复产难度更高［21］，应分井型制定气井复产对策。

3.5.1 斜直井

采取 “液氮保压+液氮激动放喷” 方式复产（见图11），复产措施步骤为：1）停产后注液氮保压；2）开井复产时，放喷放大井口与井底压差，提升携液能力，稳定后进流程生产；3）若不能复产，则采用液氮激动放喷方式，迅速建立大的井筒管压降，实现复产。

图11 斜直井复产对策Fig.11 Strategies for resuming production of inclined vertical wells

3.5.2 水平井

采取 “液氮保压+泡排+液氮激动放喷+连续油管氮举” 方式复产（见图12），复产措施步骤为：1）停产后注液氮保压；2）开井前加注泡排剂，降低界面张力，提高携液能力；3）泡排后无法复产，则进行液氮激动放喷方式复产；4）若仍无法复产，则采用连续油管氮举方式，逐段排除井筒积液，降低井筒回压，实现复产。

图12 水平井复产对策Fig.12 Strategies for resuming production of horizontal wells

4 应用效果

4.1 液氮保压+放喷复产

川东北气田×1H 井为水平井，生产层位为飞仙关组，套管射孔完井。该井于2010 年投产，投产初期日产气量为50×104m3，油压为35.2 MPa，因边水水侵，于2018 年见水。该井于2022 年5 月因全气田检修关井，关井前稳定生产油压为9.3 MPa，日产气量为20×104m3，日产液量为44 m3，液气比为2.2 m3/104m3，地层压力为21.66 MPa。

1）井筒管流模型计算，确定该井关井后无法自然复产。根据数值模拟结果，开井初期液气比为3.8 m3/104m3，较关井前增加0.7 倍。应用IPM 平台建立井筒流入流出模型，根据液气比选择Gray 模型为井筒管流计算模型。井口压力为9.3 MPa 时，流入流出模型无协调点，气井关井后无法自然复产。

2）液氮保压。采用水平井复产对策，关井后对×1H井进行注液氮保压，防止地层水在近井地带聚集，提高气井复产成功率。根据生产井段斜厚、孔隙度、井筒容积等参数计算注入保压液氮用量为60 m3（见表4）。

表4 川东北气田×1H 井注液氮量计算参数Table 4 Calculation parameters of liquid nitrogen injection rate for Well×1H in Northeast Sichuan gasfield

2022 年5 月12 日关井后通过井筒注入液氮60 m3，油压有一定程度升高，保压效果较好，且在井筒内均未监测到液面，泵注液氮使井底压力有较大幅度上升，较无措施关井升高6.6 MPa，形成高压带；无措施关井含水饱和度52%，泵注液氮后下降至28%，开井前为49%（近井0.3 m 范围内），含水饱和度明显降低，降低了水侵对气井复产的影响。

2022 年5 月检修完成后，通过控制压差放喷开井，开井前油压14.0 MPa，控制气量在20×104m3/d，从火炬放空50 min 后进入系统生产，一次性开井成功，复产后油压9.1 MPa，日产气量为22×104m3，日产液量为55.7 m3。

4.2 放喷+液氮助排复产

川东北气田×5 井为斜直井，生产层位为飞仙关组，套管射孔完井。该井于2010 年投产，投产初期日产气量为90×104～100×104m3，油压为34.5 MPa，2015 年见水。该井于2022 年5 月因全气田检修关井，关井前稳产油压为9.1 MPa，日产气量为65×104m3，日产液量为59 m3，液气比为1.03 m3/104m3，地层压力为20.65 MPa。

应用IPM 平台建立井筒流入/流出模型，根据液气比选择Gray 模型为井筒管流计算模型。计算井口压力为9.1 MPa 时，流入/流出模型有协调点，该井可自然开井复产。但关井期间，油压恢复至11.2 MPa，根据地层压力20.65 MPa，运用试凑法计算井筒积液高度2 450 m，在开井油压9.1 MPa 下无协调点，无法自然复产。

关井24 d，期间估算进入近井地带液量约750 m3，制定了开井初期大排量放喷排液后复产的措施。历经1 次液氮助排，9 次放喷，历次放喷累计时长35 h 复产成功。放喷过程生产状况逐渐变好，整个放喷过程共计出液800 m3，与关井期间水侵预测情况基本一致。复产初期呈段塞流，产液量100 m3/d，进一步携带出近井地带地层水，产液量逐渐降至停产前水平，气井生产逐渐恢复稳定。