高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

罗 炫 张文彪 严 鸿 杨通水 雷一文

1.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 四川泸州 646000

2.天府永兴实验室 四川成都 610213

0 引言

四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏储层物性较差，砂体横向不连续，局部裂缝发育，气藏整体连通性差，气井稳产能力较弱[1-3]。在生产过程中，气井普遍产地层水，凝析油不断析出并在近井地带聚集，造成储层渗透率下降，凝析油采收率降低[4]。由于气井地层能量供给不足，单井控制储量普遍较小，同时受产水不规律、复杂井身结构、地面油气水混输等因素制约，气藏不具备开展大规模强排水工艺的地质条件。因此，基于气藏储层物性、流体及产液动态特征，有针对性地选择工艺措施稳产。

1 气藏概况及稳产制约因素

1.1 气藏概况

安岳气田位于四川盆地川中—川南过渡带华蓥山西侧的单斜构造上，构造形态为一自南西向北东下倾的平缓斜坡，区内发育多个圈闭面积小、闭合度低的小规模潜高。工业产气层为上三叠统须家河组二段，沉积厚度80～200 m，中部平均埋深2 200 m。储层岩性以岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主，孔隙度介于6%～10%，平均孔隙度为7.45%；渗透率介于0.01～1.00 mD，平均渗透率为0.31 mD。储集空间类型以粒间孔、粒内溶孔为主，裂缝局部较发育，储层类型为孔隙型和裂缝—孔隙型。储层厚度变化较大，介于1～18 m，单层厚度主要分布在2～7 m，平均厚度5.39 m；纵向上多层，钻遇层数主要分布在1～4层，平均钻遇2～3层，横向连续性差，呈透镜状展布。产出流体以天然气为主，伴生凝析油，普遍产少量地层水。

1961年发现安岳气田须二段气藏，截至2022年底共获工业气井128口，井均动态储量小于0.45×108m3，产气18×104m3/d，产油15 t/d，产水123 m3/d，气藏累积产气33.04×108m3，累积产油41.9×104t，累积产水91.6×104m3，综合油气比1.27 t/104m3，综合水气比2.77 m3/104m3。

早期受技术条件限制，钻井获气成功率不到30%，气藏获气井少，产量较低。从2004年开始，随着四川盆地须家河组低孔、低渗砂岩钻、试、采工艺技术不断提高，通过部署三维地震勘探，须家河组勘探获得重大突破，气藏从2006年开始投入规模勘探开发，勘探成功率稳步提升，至2013年新钻井获气成功率已提高到96%。2012年开展车载压缩机氮气气举排液，拉开了气藏工艺措施挖潜的帷幕。目前已开展完成电潜泵、车载式气举、柱塞气举、注气吞吐等49口井稳产措施作业。

1.2 气井稳产制约因素

1.2.1 地质条件

安岳气田须二段气藏储层纵横向分布变化大，非均质性强，横向连续性差，呈透镜状展布。砂体物性变化导致生产井油气水产量差异大，油气水关系复杂，除西南部威东区块外，气藏整体连通性差。气井储层物性条件差，地层能量供给不足，单井控制储量普遍较小，井筒存在积液，水体能量较强，气藏不具备开展大规模强排水工艺的地质条件。

1.2.2 气井携液自喷能力下降

气井生产初期压力高、产量大，但递减较快，储层存在反凝析现象，油气比与近井区气相渗透率降低明显。Y101-X12井生产10 mon，油气比由0.8 t/104m3降至0.5 t/104m3；Y101井投产1 a，远井区气相渗透率0.35 mD，近井区降至0.25 mD。目前产气量低于2×104m3/d的气井占比高于90%，产水量低于20 m3/d的气井占比也达到90%以上。

1.2.3 井型多样、井下管柱复杂

安岳气田须二段气藏85%的气井为斜井与水平井，其余为直井，井下生产管柱复杂，套管尺寸有Ø139.7 mm、Ø177.8 mm加Ø127.0 mm尾管等，大部分管柱带有封隔器和节流器，制约了后期工艺增产措施的选择和实施。

2 单井注气吞吐应用

在低渗凝析气藏开发过程中，凝析油会在近井区析出、堆积，降低气相渗透率，导致气井产量降低甚至停产，一般采用注气吞吐来解除近井区的凝析油污染。其作用机理主要依靠注气将凝析油挤往深部地层，扩大气相渗流通道，以及注入气与地下湿气混合，增加地层的气体干度，从而达到凝析油超临界抽提与多级接触近混相驱替，降低近井区凝析油饱和度，使得反凝析现象减弱甚至消失[5-6]。

2.1 注气吞吐工艺实施的选井原则

1）试井解释、取样分析等资料证实近井区存在较严重反凝析污染，产能明显降低；

2）与邻井不连通，产水量低于20 m3/d；

3）剩余动态储量大于1 000×104m3，生产具有经济效益；

4）地面工程及井筒状况经小幅改动能满足注气需要，生产历史清楚，能准确计量。

2.2 Y101井注气吞吐实施情况

2.2.1 第1次注气吞吐实施情况

①2012年10月11日至25日为注气阶段。从油管向井底注气，注气前关井，油压11.89 MPa，26日注气完成，关井压力升至13.16 MPa；②10月26日至11月20日进行焖井；③11月21日开井复产，定产为 1×104m3/d；④截至12月9日，共返排气20×104m3，生产套压由13.46 MPa降至11.60 MPa，生产油压由 11.77 MPa降至9.5 MPa；⑤12月9日关井进行压恢试井（表1）。

表1 Y101井第1次注气吞吐实施主要参数表

Y101井第1次注气前进行了24 d关井复压，压力恢复试井解释近井区25 m范围内渗透率仅为0.034 mD，焖井结束生产17 d后再次进行压力恢复试井，试井曲线显示近井区曲线整体下移，表现出近井区物性变好的特征，近井区渗透率提高到0.357 mD，相较注气前相同产量，油套压比注气前提高5 MPa（表2）。

表2 Y101井第1次注气前后试井解释参数对照表

2.2.2 第2次注气吞吐实施情况

2013年10月实施第2次注气吞吐，相较注气前，日产气由0.5×104m3升至1.0×104m3，生产油套压由注气前4.1 MPa提高到了注气后7.0 MPa。由注气前后2次压力恢复试井解释来看，近井区渗流能力得到较为明显改善（表3）。两次注气吞吐作业净增产天然气527×104m3，净增产凝析油150 t。

表3 Y101井第2次注气前后压力恢复解释结果对照表

2.2.3 效果评价

气藏从2012年至2019年进行了 6井次注气吞吐，其中有5井次实现增产。其近井区的渗透率明显得到恢复，增加天然气产量约1 200×104m3，增加凝析油产量约1 300 t。单井注气吞吐施工作业成本较低，增产效果明显。

3 气藏排水采气对策思路调整及工艺应用

安岳气田须二段气藏早期在威东区块的Y101-X10井和Y101-14-X1井采取整体强排水，其他区块采取单井治水的对策。但通过工艺试验和对气藏深化认识后，认为气藏整体横向连通性差，底水能量充足，应分析井间连通关系，优选剩余储量较大的气井，实施“边控边采、控水和采气并重”的气藏排水采气对策[7-10]。

3.1 电潜泵排水工艺应用及评价

威东区块出水时间较早，日产水和累产水量大，气井生产处于中后期，地层能量较低，底水沿裂缝水侵至产层，井底存在不同程度的积液。Y101-X12井须二段测井解释为气层，试油测试产气94.49×104m3/d，未见地层水，2010年9月投产，10月产气30×104m3/d，产水30 m3/d。由于裂缝水侵，水产量日趋增大，到2011年3月产水量达到100 m3/d，产气量下降到10×104m3以下。Y101-14-X1井须二段测井解释为气水同层，试油测试产气25.2×104m3/d，产水235.2 m3/d，由于水体能量较大，在生产过程中出现水淹停产。

Y101-14-X1井于2012年4月8日开始投产，投产当月生产套压15.76 MPa，生产油压8.97 MPa，产气9.62×104m3/d，产水91.7 m3/d，产油6.4 t/d。生产至2014年4月水淹停产，生产套压降至11.70 MPa，生产油压降至3.46 MPa，产气量0.15×104m3/d。2014年6月实施电潜泵机组入井施工，泵挂垂深1 838 m（斜深2 070 m，井斜角43°）。运行初期，受气体供给波动大的干扰，电潜泵出现频繁欠载停机，改变电潜泵运行模式，由频率控制模式转变为“电流限制+降频躲气”模式，降低了因“气锁”引起的停机次数，实现排水50～60 m3/d，产气9 000 m3/d。2015年2月，产水80～90 m3/d，产气约2 400 m3/d，水处理和用电成本高，没有经济效益而关井。

工艺效果评价：电潜泵排水采气工艺能有效排出井底积液，恢复气井产能。但由于投资大，运行故障多，耗电量大，不利于水体能量较大的底水气藏控水采气，容易造成气井严重水淹停产，在此类气藏应用效果较差。

3.2 车载压缩机气举应用及评价

车载压缩机气举是该气藏最早采用的排水采气工艺。

Y110井于2011年4月30日投产，投产初期生产套压26.5 MPa，油压6.8 MPa，产气10.0×104m3/d，产凝析油5～15 t/d，产水2 m3/d。连续自喷生产至2012年2月，产水上升至40～70 m3/d，产气降至2.8×104m3/d，降至0.5×104m3/d后水淹关井；关井复压后于9月10日开井，间歇生产至11月21日再次水淹关井。2012年11月27日，利用车载压缩机配合制氮车对该井实施氮气气举排液，12月4日恢复正常生产，产气4.5×104m3/d，产水100 m3/d。

Y101-76-H1井于2012年12月13日投产，2013年9月7日油压降至5.1 MPa，和输压持平，水淹停产。2013年9月30日测得地层压力16.2 MPa，液面井深1 705.5 m，液注高度632.5 m；于同年11月12日在油管2 240 m处射孔，连通油套管；18日通过2台氮气车与1台压缩机氮气气举复活，初期产气7×104m3/d，产油7 t/d，产水30 m3/d。

2021年至2022年，总共对该气藏29口井实施了车载压缩机气举排水作业，共计增加气产量约1 535×104m3，增加油产量约1 786 t。

工艺效果评价：车载压缩机气举能够有效清除井底积液，在实际生产应用中效果好，是目前该气藏的主要排水采气措施。但受到压缩机数量和储层低渗特征的制约，气田开发生产中无法连续气举，主要适用于停产井的复产作业。

3.3 柱塞气举排液应用及评价

柱塞气举工艺作为一种经济、环保、操作维护简单方便的排水采气工艺，在该气藏有较长应用历史，老井稳产方面具有良好应用前景[11-14]。

Y101-45-H1井于2012年12月28日正式投产，初期产气20×104m3/d，产凝析油5～8 t/d，产水2～3 m3/d；2014年8月底，气井因携液困难关井。此后采用每月开井2次的生产制度，每次产气约0.1×104m3。

2015年6月对Y101-45-H1井完成了通井、座放卡定器缓冲弹簧总成、安装井口柱塞流程等工艺施工，成功运用模拟通井规进行通井作业，确保卡定器缓冲弹簧成功坐放；柱塞气举措施后增产天然气1 048.5×104m3、油138 t，成为川渝地区中含凝析油气藏第1口实施柱塞气举工艺的水平井。

全气藏通过柱塞气举工作制度优化[15]（主要采用流速优化模式、时间优化模式和压力优化模式进行柱塞运行调试），成功实施了5口柱塞气举工艺井。

工艺效果评价：柱塞气举工艺在该取得了较好排水采气效果，截至2022年底，累计增产气量约2 064×104m3，累计增产油量1 053 t。

4 间歇气井自动化开关井技术应用及评价

针对低产低压、边远无人值守气井，采用间歇气井自动化开关井技术可以解决人工开关井工作强度大、管理不方便等突出问题[16]。为进一步挖掘安岳气田须家河组气藏间歇井生产潜力，优化站外无人值守井管理模式[17]，提高气井生产效率，降低生产成本，采用结合气动薄膜阀与自动化控制器的方式，对Y101-72-X2等井实施自动化开关井工艺[18-20]。

Y101-72-X2井实施自动化开关井工艺前产气2 000～3 000 m3/d，不产水。2016年5月采取人工间开方式生产1 h后，油压降至2.8 MPa，与输压持平，关井12 h，油压恢复到9～10 MPa。将开井制度改为油压10 MPa，关井改为油压3 MPa，该井产气量相比工艺前略有提升，产水量在3～7 m3，并伴有少量凝析油产出。目前工艺制度在节省人工方面效果明显。

5 结论

1）安岳气田须二段气藏为中含凝析油有水砂岩气藏，储层物性较差，单井控制储量普遍较小，底水能量大，气藏不具备开展大规模强排液工艺地质条件。通过工艺试验和对该气藏深化认识后，认为气藏整体横向连通性差，应根据区块内井间连通关系，优选剩余储量较大的气井，实施“边控边采、控水和采气并重”的气藏排水采气对策。

2）针对气井反凝析污染特征，通过单井注气吞吐技术现场应用，表明注气吞吐具有明显增产效果；车载压缩机气举排水采气具有机动灵活的优势，能够有效清除井底积液，在实际生产中应用效果好，是目前该气藏的主要排水采气措施；通过柱塞气举排液工艺现场试验，优化了油、气、水三相介质条件下柱塞气举工作制度，并在产水凝析气井中得到较好推广应用；针对间歇生产井采用智能化间歇开关井工艺，提高了气井稳产效率，节省了人工成本。

3）通过对安岳气田须二段气藏稳产技术的应用和评价，为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。