羅 炫 張文彪 嚴(yán) 鴻 楊通水 雷一文

1.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦 四川瀘州 646000

2.天府永興實(shí)驗(yàn)室 四川成都 610213

0 引言

四川盆地安岳氣田上三疊統(tǒng)須家河組二段氣藏儲層物性較差，砂體橫向不連續(xù)，局部裂縫發(fā)育，氣藏整體連通性差，氣井穩(wěn)產(chǎn)能力較弱[1-3]。在生產(chǎn)過程中，氣井普遍產(chǎn)地層水，凝析油不斷析出并在近井地帶聚集，造成儲層滲透率下降，凝析油采收率降低[4]。由于氣井地層能量供給不足，單井控制儲量普遍較小，同時(shí)受產(chǎn)水不規(guī)律、復(fù)雜井身結(jié)構(gòu)、地面油氣水混輸?shù)纫蛩刂萍s，氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排水工藝的地質(zhì)條件。因此，基于氣藏儲層物性、流體及產(chǎn)液動(dòng)態(tài)特征，有針對性地選擇工藝措施穩(wěn)產(chǎn)。

1 氣藏概況及穩(wěn)產(chǎn)制約因素

1.1 氣藏概況

安岳氣田位于四川盆地川中—川南過渡帶華鎣山西側(cè)的單斜構(gòu)造上，構(gòu)造形態(tài)為一自南西向北東下傾的平緩斜坡，區(qū)內(nèi)發(fā)育多個(gè)圈閉面積小、閉合度低的小規(guī)模潛高。工業(yè)產(chǎn)氣層為上三疊統(tǒng)須家河組二段，沉積厚度80～200 m，中部平均埋深2 200 m。儲層巖性以巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖為主，孔隙度介于6%～10%，平均孔隙度為7.45%；滲透率介于0.01～1.00 mD，平均滲透率為0.31 mD。儲集空間類型以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，裂縫局部較發(fā)育，儲層類型為孔隙型和裂縫—孔隙型。儲層厚度變化較大，介于1～18 m，單層厚度主要分布在2～7 m，平均厚度5.39 m；縱向上多層，鉆遇層數(shù)主要分布在1～4層，平均鉆遇2～3層，橫向連續(xù)性差，呈透鏡狀展布。產(chǎn)出流體以天然氣為主，伴生凝析油，普遍產(chǎn)少量地層水。

1961年發(fā)現(xiàn)安岳氣田須二段氣藏，截至2022年底共獲工業(yè)氣井128口，井均動(dòng)態(tài)儲量小于0.45×108m3，產(chǎn)氣18×104m3/d，產(chǎn)油15 t/d，產(chǎn)水123 m3/d，氣藏累積產(chǎn)氣33.04×108m3，累積產(chǎn)油41.9×104t，累積產(chǎn)水91.6×104m3，綜合油氣比1.27 t/104m3，綜合水氣比2.77 m3/104m3。

早期受技術(shù)條件限制，鉆井獲氣成功率不到30%，氣藏獲氣井少，產(chǎn)量較低。從2004年開始，隨著四川盆地須家河組低孔、低滲砂巖鉆、試、采工藝技術(shù)不斷提高，通過部署三維地震勘探，須家河組勘探獲得重大突破，氣藏從2006年開始投入規(guī)模勘探開發(fā)，勘探成功率穩(wěn)步提升，至2013年新鉆井獲氣成功率已提高到96%。2012年開展車載壓縮機(jī)氮?dú)鈿馀e排液，拉開了氣藏工藝措施挖潛的帷幕。目前已開展完成電潛泵、車載式氣舉、柱塞氣舉、注氣吞吐等49口井穩(wěn)產(chǎn)措施作業(yè)。

1.2 氣井穩(wěn)產(chǎn)制約因素

1.2.1 地質(zhì)條件

安岳氣田須二段氣藏儲層縱橫向分布變化大，非均質(zhì)性強(qiáng)，橫向連續(xù)性差，呈透鏡狀展布。砂體物性變化導(dǎo)致生產(chǎn)井油氣水產(chǎn)量差異大，油氣水關(guān)系復(fù)雜，除西南部威東區(qū)塊外，氣藏整體連通性差。氣井儲層物性條件差，地層能量供給不足，單井控制儲量普遍較小，井筒存在積液，水體能量較強(qiáng)，氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排水工藝的地質(zhì)條件。

1.2.2 氣井?dāng)y液自噴能力下降

氣井生產(chǎn)初期壓力高、產(chǎn)量大，但遞減較快，儲層存在反凝析現(xiàn)象，油氣比與近井區(qū)氣相滲透率降低明顯。Y101-X12井生產(chǎn)10 mon，油氣比由0.8 t/104m3降至0.5 t/104m3；Y101井投產(chǎn)1 a，遠(yuǎn)井區(qū)氣相滲透率0.35 mD，近井區(qū)降至0.25 mD。目前產(chǎn)氣量低于2×104m3/d的氣井占比高于90%，產(chǎn)水量低于20 m3/d的氣井占比也達(dá)到90%以上。

1.2.3 井型多樣、井下管柱復(fù)雜

安岳氣田須二段氣藏85%的氣井為斜井與水平井，其余為直井，井下生產(chǎn)管柱復(fù)雜，套管尺寸有?139.7 mm、?177.8 mm加?127.0 mm尾管等，大部分管柱帶有封隔器和節(jié)流器，制約了后期工藝增產(chǎn)措施的選擇和實(shí)施。

2 單井注氣吞吐應(yīng)用

在低滲凝析氣藏開發(fā)過程中，凝析油會在近井區(qū)析出、堆積，降低氣相滲透率，導(dǎo)致氣井產(chǎn)量降低甚至停產(chǎn)，一般采用注氣吞吐來解除近井區(qū)的凝析油污染。其作用機(jī)理主要依靠注氣將凝析油擠往深部地層，擴(kuò)大氣相滲流通道，以及注入氣與地下濕氣混合，增加地層的氣體干度，從而達(dá)到凝析油超臨界抽提與多級接觸近混相驅(qū)替，降低近井區(qū)凝析油飽和度，使得反凝析現(xiàn)象減弱甚至消失[5-6]。

2.1 注氣吞吐工藝實(shí)施的選井原則

1）試井解釋、取樣分析等資料證實(shí)近井區(qū)存在較嚴(yán)重反凝析污染，產(chǎn)能明顯降低；

2）與鄰井不連通，產(chǎn)水量低于20 m3/d；

3）剩余動(dòng)態(tài)儲量大于1 000×104m3，生產(chǎn)具有經(jīng)濟(jì)效益；

4）地面工程及井筒狀況經(jīng)小幅改動(dòng)能滿足注氣需要，生產(chǎn)歷史清楚，能準(zhǔn)確計(jì)量。

2.2 Y101井注氣吞吐實(shí)施情況

2.2.1 第1次注氣吞吐實(shí)施情況

①2012年10月11日至25日為注氣階段。從油管向井底注氣，注氣前關(guān)井，油壓11.89 MPa，26日注氣完成，關(guān)井壓力升至13.16 MPa；②10月26日至11月20日進(jìn)行燜井；③11月21日開井復(fù)產(chǎn)，定產(chǎn)為 1×104m3/d；④截至12月9日，共返排氣20×104m3，生產(chǎn)套壓由13.46 MPa降至11.60 MPa，生產(chǎn)油壓由 11.77 MPa降至9.5 MPa；⑤12月9日關(guān)井進(jìn)行壓恢試井（表1）。

表1 Y101井第1次注氣吞吐實(shí)施主要參數(shù)表

Y101井第1次注氣前進(jìn)行了24 d關(guān)井復(fù)壓，壓力恢復(fù)試井解釋近井區(qū)25 m范圍內(nèi)滲透率僅為0.034 mD，燜井結(jié)束生產(chǎn)17 d后再次進(jìn)行壓力恢復(fù)試井，試井曲線顯示近井區(qū)曲線整體下移，表現(xiàn)出近井區(qū)物性變好的特征，近井區(qū)滲透率提高到0.357 mD，相較注氣前相同產(chǎn)量，油套壓比注氣前提高5 MPa（表2）。

表2 Y101井第1次注氣前后試井解釋參數(shù)對照表

2.2.2 第2次注氣吞吐實(shí)施情況

2013年10月實(shí)施第2次注氣吞吐，相較注氣前，日產(chǎn)氣由0.5×104m3升至1.0×104m3，生產(chǎn)油套壓由注氣前4.1 MPa提高到了注氣后7.0 MPa。由注氣前后2次壓力恢復(fù)試井解釋來看，近井區(qū)滲流能力得到較為明顯改善（表3）。兩次注氣吞吐作業(yè)凈增產(chǎn)天然氣527×104m3，凈增產(chǎn)凝析油150 t。

表3 Y101井第2次注氣前后壓力恢復(fù)解釋結(jié)果對照表

2.2.3 效果評價(jià)

氣藏從2012年至2019年進(jìn)行了 6井次注氣吞吐，其中有5井次實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。其近井區(qū)的滲透率明顯得到恢復(fù)，增加天然氣產(chǎn)量約1 200×104m3，增加凝析油產(chǎn)量約1 300 t。單井注氣吞吐施工作業(yè)成本較低，增產(chǎn)效果明顯。

3 氣藏排水采氣對策思路調(diào)整及工藝應(yīng)用

安岳氣田須二段氣藏早期在威東區(qū)塊的Y101-X10井和Y101-14-X1井采取整體強(qiáng)排水，其他區(qū)塊采取單井治水的對策。但通過工藝試驗(yàn)和對氣藏深化認(rèn)識后，認(rèn)為氣藏整體橫向連通性差，底水能量充足，應(yīng)分析井間連通關(guān)系，優(yōu)選剩余儲量較大的氣井，實(shí)施“邊控邊采、控水和采氣并重”的氣藏排水采氣對策[7-10]。

3.1 電潛泵排水工藝應(yīng)用及評價(jià)

威東區(qū)塊出水時(shí)間較早，日產(chǎn)水和累產(chǎn)水量大，氣井生產(chǎn)處于中后期，地層能量較低，底水沿裂縫水侵至產(chǎn)層，井底存在不同程度的積液。Y101-X12井須二段測井解釋為氣層，試油測試產(chǎn)氣94.49×104m3/d，未見地層水，2010年9月投產(chǎn)，10月產(chǎn)氣30×104m3/d，產(chǎn)水30 m3/d。由于裂縫水侵，水產(chǎn)量日趨增大，到2011年3月產(chǎn)水量達(dá)到100 m3/d，產(chǎn)氣量下降到10×104m3以下。Y101-14-X1井須二段測井解釋為氣水同層，試油測試產(chǎn)氣25.2×104m3/d，產(chǎn)水235.2 m3/d，由于水體能量較大，在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)水淹停產(chǎn)。

Y101-14-X1井于2012年4月8日開始投產(chǎn)，投產(chǎn)當(dāng)月生產(chǎn)套壓15.76 MPa，生產(chǎn)油壓8.97 MPa，產(chǎn)氣9.62×104m3/d，產(chǎn)水91.7 m3/d，產(chǎn)油6.4 t/d。生產(chǎn)至2014年4月水淹停產(chǎn)，生產(chǎn)套壓降至11.70 MPa，生產(chǎn)油壓降至3.46 MPa，產(chǎn)氣量0.15×104m3/d。2014年6月實(shí)施電潛泵機(jī)組入井施工，泵掛垂深1 838 m（斜深2 070 m，井斜角43°）。運(yùn)行初期，受氣體供給波動(dòng)大的干擾，電潛泵出現(xiàn)頻繁欠載停機(jī)，改變電潛泵運(yùn)行模式，由頻率控制模式轉(zhuǎn)變?yōu)椤半娏飨拗?降頻躲氣”模式，降低了因“氣鎖”引起的停機(jī)次數(shù)，實(shí)現(xiàn)排水50～60 m3/d，產(chǎn)氣9 000 m3/d。2015年2月，產(chǎn)水80～90 m3/d，產(chǎn)氣約2 400 m3/d，水處理和用電成本高，沒有經(jīng)濟(jì)效益而關(guān)井。

工藝效果評價(jià)：電潛泵排水采氣工藝能有效排出井底積液，恢復(fù)氣井產(chǎn)能。但由于投資大，運(yùn)行故障多，耗電量大，不利于水體能量較大的底水氣藏控水采氣，容易造成氣井嚴(yán)重水淹停產(chǎn)，在此類氣藏應(yīng)用效果較差。

3.2 車載壓縮機(jī)氣舉應(yīng)用及評價(jià)

車載壓縮機(jī)氣舉是該氣藏最早采用的排水采氣工藝。

Y110井于2011年4月30日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期生產(chǎn)套壓26.5 MPa，油壓6.8 MPa，產(chǎn)氣10.0×104m3/d，產(chǎn)凝析油5～15 t/d，產(chǎn)水2 m3/d。連續(xù)自噴生產(chǎn)至2012年2月，產(chǎn)水上升至40～70 m3/d，產(chǎn)氣降至2.8×104m3/d，降至0.5×104m3/d后水淹關(guān)井；關(guān)井復(fù)壓后于9月10日開井，間歇生產(chǎn)至11月21日再次水淹關(guān)井。2012年11月27日，利用車載壓縮機(jī)配合制氮車對該井實(shí)施氮?dú)鈿馀e排液，12月4日恢復(fù)正常生產(chǎn)，產(chǎn)氣4.5×104m3/d，產(chǎn)水100 m3/d。

Y101-76-H1井于2012年12月13日投產(chǎn)，2013年9月7日油壓降至5.1 MPa，和輸壓持平，水淹停產(chǎn)。2013年9月30日測得地層壓力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處射孔，連通油套管；18日通過2臺氮?dú)廛嚺c1臺壓縮機(jī)氮?dú)鈿馀e復(fù)活，初期產(chǎn)氣7×104m3/d，產(chǎn)油7 t/d，產(chǎn)水30 m3/d。

2021年至2022年，總共對該氣藏29口井實(shí)施了車載壓縮機(jī)氣舉排水作業(yè)，共計(jì)增加氣產(chǎn)量約1 535×104m3，增加油產(chǎn)量約1 786 t。

工藝效果評價(jià)：車載壓縮機(jī)氣舉能夠有效清除井底積液，在實(shí)際生產(chǎn)應(yīng)用中效果好，是目前該氣藏的主要排水采氣措施。但受到壓縮機(jī)數(shù)量和儲層低滲特征的制約，氣田開發(fā)生產(chǎn)中無法連續(xù)氣舉，主要適用于停產(chǎn)井的復(fù)產(chǎn)作業(yè)。

3.3 柱塞氣舉排液應(yīng)用及評價(jià)

柱塞氣舉工藝作為一種經(jīng)濟(jì)、環(huán)保、操作維護(hù)簡單方便的排水采氣工藝，在該氣藏有較長應(yīng)用歷史，老井穩(wěn)產(chǎn)方面具有良好應(yīng)用前景[11-14]。

Y101-45-H1井于2012年12月28日正式投產(chǎn)，初期產(chǎn)氣20×104m3/d，產(chǎn)凝析油5～8 t/d，產(chǎn)水2～3 m3/d；2014年8月底，氣井因攜液困難關(guān)井。此后采用每月開井2次的生產(chǎn)制度，每次產(chǎn)氣約0.1×104m3。

2015年6月對Y101-45-H1井完成了通井、座放卡定器緩沖彈簧總成、安裝井口柱塞流程等工藝施工，成功運(yùn)用模擬通井規(guī)進(jìn)行通井作業(yè)，確?？ǘㄆ骶彌_彈簧成功坐放；柱塞氣舉措施后增產(chǎn)天然氣1 048.5×104m3、油138 t，成為川渝地區(qū)中含凝析油氣藏第1口實(shí)施柱塞氣舉工藝的水平井。

全氣藏通過柱塞氣舉工作制度優(yōu)化[15]（主要采用流速優(yōu)化模式、時(shí)間優(yōu)化模式和壓力優(yōu)化模式進(jìn)行柱塞運(yùn)行調(diào)試），成功實(shí)施了5口柱塞氣舉工藝井。

工藝效果評價(jià)：柱塞氣舉工藝在該取得了較好排水采氣效果，截至2022年底，累計(jì)增產(chǎn)氣量約2 064×104m3，累計(jì)增產(chǎn)油量1 053 t。

4 間歇?dú)饩詣?dòng)化開關(guān)井技術(shù)應(yīng)用及評價(jià)

針對低產(chǎn)低壓、邊遠(yuǎn)無人值守氣井，采用間歇?dú)饩詣?dòng)化開關(guān)井技術(shù)可以解決人工開關(guān)井工作強(qiáng)度大、管理不方便等突出問題[16]。為進(jìn)一步挖掘安岳氣田須家河組氣藏間歇井生產(chǎn)潛力，優(yōu)化站外無人值守井管理模式[17]，提高氣井生產(chǎn)效率，降低生產(chǎn)成本，采用結(jié)合氣動(dòng)薄膜閥與自動(dòng)化控制器的方式，對Y101-72-X2等井實(shí)施自動(dòng)化開關(guān)井工藝[18-20]。

Y101-72-X2井實(shí)施自動(dòng)化開關(guān)井工藝前產(chǎn)氣2 000～3 000 m3/d，不產(chǎn)水。2016年5月采取人工間開方式生產(chǎn)1 h后，油壓降至2.8 MPa，與輸壓持平，關(guān)井12 h，油壓恢復(fù)到9～10 MPa。將開井制度改為油壓10 MPa，關(guān)井改為油壓3 MPa，該井產(chǎn)氣量相比工藝前略有提升，產(chǎn)水量在3～7 m3，并伴有少量凝析油產(chǎn)出。目前工藝制度在節(jié)省人工方面效果明顯。

5 結(jié)論

1）安岳氣田須二段氣藏為中含凝析油有水砂巖氣藏，儲層物性較差，單井控制儲量普遍較小，底水能量大，氣藏不具備開展大規(guī)模強(qiáng)排液工藝地質(zhì)條件。通過工藝試驗(yàn)和對該氣藏深化認(rèn)識后，認(rèn)為氣藏整體橫向連通性差，應(yīng)根據(jù)區(qū)塊內(nèi)井間連通關(guān)系，優(yōu)選剩余儲量較大的氣井，實(shí)施“邊控邊采、控水和采氣并重”的氣藏排水采氣對策。

2）針對氣井反凝析污染特征，通過單井注氣吞吐技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用，表明注氣吞吐具有明顯增產(chǎn)效果；車載壓縮機(jī)氣舉排水采氣具有機(jī)動(dòng)靈活的優(yōu)勢，能夠有效清除井底積液，在實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)用效果好，是目前該氣藏的主要排水采氣措施；通過柱塞氣舉排液工藝現(xiàn)場試驗(yàn)，優(yōu)化了油、氣、水三相介質(zhì)條件下柱塞氣舉工作制度，并在產(chǎn)水凝析氣井中得到較好推廣應(yīng)用；針對間歇生產(chǎn)井采用智能化間歇開關(guān)井工藝，提高了氣井穩(wěn)產(chǎn)效率，節(jié)省了人工成本。

3）通過對安岳氣田須二段氣藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用和評價(jià)，為類似高含水致密凝析氣藏的穩(wěn)產(chǎn)提供了借鑒和參考。