排液采气技术在胜利油田浅层气藏开采中的应用

排液采气技术在胜利油田浅层气藏开采中的应用

张春英

井下作业公司稠油试油作业大队张春英

摘要：浅层气藏开采过程中，由于气藏断块小，单井可控制储量少，气井产量低，靠自身能量很难将井筒积液携带出来，若气井一旦出水，将会加剧气井的出砂，导致原先所采取的防砂措施失效，造成既出水又出砂的局面，缩短气井稳产期、加速气藏递减，使开发难度加大，使生产设备产生很大安全隐患。必须采取适合的排液采气技术排出井筒积液，以提高气井天然气产量，延长自喷稳产期，提高气藏的产气量。

关键词：排液采气；浅层气藏；自喷稳产期

引言

浅层气藏是指埋藏深度小于1500m的气藏，主要包括生物气、煤成气、油型气、水溶气等。在气藏开采过程中，由于气藏断块小，单井可控制储量少，气井产量低，靠自身能量很难将井筒积液携带出来，若气井一旦出水，将会加剧气井的出砂，导致原先所采取的防砂措施失效，造成既出水又出砂的局面，缩短气井稳产期、加速气藏递减，使开发难度加大，使生产设备产生很大安全隐患。根据以上情况，必须采取适合的排液采气技术排出井筒积液，以提高气井天然气产量，延长自喷稳产期，提高气藏的产气量。

1胜利油田浅层气藏的主要地质特征及生产现状

1.1浅层气藏的主要地质特征

1.1.1以油型气藏为主，受断层控制。浅层气藏多与下部油藏有着密切的关系。由于断层切割了油藏，而断层又不封闭，因此造成下部油藏脱气，脱出的气沿着断层上窜，当上部或上倾方向具有有利圈闭时，就形成富集的浅层气藏。浅层气藏储集层一般为透镜状砂体，属于岩性尖灭气藏，其分布同时也受构造或断层的控制。平面上连通性差，非均质性明显，呈零星状分布；纵向上变化大，气藏高度小，一般单层厚度不大于10m。

1.1.2气水关系。每个含气砂体自成气水系统，形成一个独立的小气藏，含气砂体多数具有边底水。据浅层气田统计，具有边底水的含气砂体多达680个，占含气砂体总数的79.7％。这些含气砂体横向上互不连通，纵向上交错叠置，形成了多套相互独立的气水系统。

1.1.3储层物性。浅层气藏储集层多为泥质胶结的粉砂岩、粉细砂岩，其埋藏深度浅，成岩作用差，胶结程度低，结构十分疏松。储集层具有较高的渗透率和孔隙度。据取心资料分析，其渗透率一般大于0.5x10-3μm2。

1.2目前胜利油田浅层天然气生产现状

胜利油田浅层天然气主力开发层系为明化镇组、馆陶组，目前已探明含气面积260.56km2，地质储量404.6xl08m3，可采储量197.94xl08m3。天然气组分中甲烷含量一般大于96％，属干气。在浅层气藏开发中陆续使用小油管排液采气技术、泡沫排水工艺技术，在阻止气井积液过程中取得了一定的效果。对于出水比较严重的边底水气藏，油田开展堵水防砂试验等排水采气新技术，初步形成了胜利油田浅层气藏排水工艺技术。

2排液采气工艺技术

在气藏中，液体的存在将影响气井的流动特性。气井中的液体主要来自气态烃的凝析作用（凝析液）、地层中储集层的地层水或层间水。气井液体通常是以液滴的形式分布在气相中，流动总是在雾状流范围内，气体是连续相而液体是非连续相流动。液体水在井筒中存在形式主要有两种：一种是以小液滴形态存在；一种是以环油管内壁的液膜形式多存在于管柱中上部。当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续流出井口时，就会在气井井底形成积液，积液的形成将增加对气层的回压。在高压井中，液体以段塞形式存在，它往往会损耗更多的地层能量，限制气井的生产能力。在低压井中，积液可完全压死气井，造成气井水淹关井，使气藏减产。

2.1小油管排水采气技术。为确保连续带出地层流人井间的全部液体，在自喷管柱中气流速度必须达到排液的临界流速。气井产量较高时，一般考虑采用直径较大的油管生产；产量较低时，为保证气井连续携液，可以通过更换小油管使其达到连续携液的要求，该技术称为小油管排液采气技术。其理论基础是Turner液滴模型，小油管排液技术具有设计成熟、工艺可靠，成功率高等特点。目前所采用的排液管柱主要为直径为60.3mm的小油管，小油管底部往往带筛管、Y211封隔器及金属棉滤砂管防砂管工具一套完井。从现场应用效果来看，如果工作制度不变，对于纯气藏，由于纯气体流动阻力小，所消耗的能量相对较少，生产过程中生产压差较小，油套压变化较小（见下图2－1），气井生产比较稳定，小油管的应用，往往能使气体和少量的水均能被举升到地面，使井底短时间内不会出现积液现象，从而延长了气井无水采气期，气井稳定生产时间较长，应用效果比较好。对于边底水气藏，生产初期能量比较充足，气体和少量的水均能被举升到地面，井底没有出现积液现象。随着开采时间的延长，地层能量逐渐减少，气体携带液体的能力下降，而地层水的水侵速度逐渐加快，往往导致井口油压急剧降低（见下图2－2），井底出现积液现象，仅靠小直径油管提高气井的携液能力，往往难以把井底大量的地层水排出井口，气层的大量出水，最后迅速造成气井水淹关井，使气藏停产，无水采气期一般在一年以内。

2.2泡沫排水工艺技术。泡沫排水采气就是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂(起泡剂)，井底积液与起泡剂接触以后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面。起泡剂的泡排作用是通过泡沫效应、分散效应、减阻效应及洗涤效应来实现的。在气井生产初期，由于井底积液不太严重，定期往井里加入表面活性剂，使密度大的水变成密度小的泡沫，然后通过气藏自身能量将它带到地面，从而减小井底的积液。根据对胜利油田245口气井进行泡沫排液措施的统计，措施有效时间低于30d的有166井次，占总井次的67.8％；有效时间超过60天的21井次，仅仅占井次的8.6％，平均有效时间26天。由此看出，泡沫排液技术在现场应用的有效时间往往比较短，具有排液能力较低等特点，对于水侵速度较快的边底水气藏，难以取得理想的应用效果。

3聚合物控水采气新技术

3.1工艺技术原理。利用聚合物控制气井出水是一种新的思路，该方法与一般的排水方法不同，它不是通过排出井筒中的水来采气，而是通过向井筒周围的地层水注入聚合物，以减小井筒周围地层水的渗透率，从而控制地层水流人井筒，并使气顺利采出。在孤岛气中9-13井，胜利油田开展了堵水防砂试验，通过在水线上方注入泡沫冻胶选择性堵剂，采用氮气顶替至预定位置，在氮气替置作用下凝胶在气水界面处打一高强度隔板，隔板上层仍然留有气流通道，从而达到堵水不堵气的目的。

3.2试验井的基本情况。该井原产层Nm844采出程度较高，地层能量已接近枯竭，上返Nm744层求产，该层储量为4.08x106m3，核准储量为7.22x106m3；砂岩厚度6.8m，在995.4-1002.2m井段；预测地层压力9MPa左右，温度60℃左右，泥质含量12-15％，水型为碳酸氢钠型，矿化度6000mg/L左右；新层，从未生产。该层上气下水，水线在999.2m处，气层厚3.8m，水层3.0m，且存在较大底水，按照以往的经验，对于这样的井如果不采取任何措施就投产采气，底水锥进会非常快，严重影响采气量。

3.3堵剂类型、用量的选择及施工排量、压力设计。（1）堵剂类型的选择。为了达到有效堵水的目的，本次堵水设计选择了有机冻胶类堵剂。通过过量氮气顶替将凝胶搁置在水气界面处，有机冻胶类堵剂在地层温度条件下，一定时间后反映生成高强度的冻胶，有效封堵底水。基本配方：主剂;增稠剂25%-30%;交联剂0.15％；起泡剂1.2％。（2）堵剂的用量。

V＝πR2HФ

式中：V—堵剂用量，m3；R－处理半径，3m；H－处理层厚度，3.0m；Ф－处理层孔隙度，小数（取0.34）；由上式计算的堵剂用量V＝3.14×3.02×3.0×0.34＝28.8m3，考虑附加量，施工共准备堵剂35m3。分3个段塞注入，中间注氮气促使泡沫形成。

3.4气体用量设计。地层温度60℃，压力9MPa。根据实际气体状态方程，计算液氮用量见表。

3.5施工排量、压力的设计。堵水施工压力的选择原则：泵压最高不超过地层破裂压力的80％；为保证能将堵剂顺利挤入地层，并能满足设计的施工排量要求，注入压力又不能太低。根据以上原则，确定该井施工过程中最高注入压力不得超过15MPa，堵剂排量控制在100～200L/min。

3.6施工步骤及效果评价。挤入前置液6.0m3，堵水剂30m3，顶替液6m3，液氮6m3，泵压8.5至13.0MPa，排量150至300L/min。堵水施工完成后，随后采取防砂、排液、试气等系列工序。通过对该井用临界速度流量计测气,测得该井气产量4096m3/d，且油压4.7MPa，套压5.2MPa，出口基本不出水，取得了良好的堵水效果。从该技术试验情况来看，此技术的应用往往对气水层具有严格的条件，要求所施工的气水层必须是均质地层，并具有一定的胶结强度和渗透率，使堵剂顺利在适合的排量下挤进地层。

4结论与认识

（1）对于纯气藏,小油管技术、泡沫排水技术能较好的解决浅层气藏气井积液问题，并具有投资小、经济效益显著等特点。（2）排水采气有效期短，对于边底水气藏,地层出水很快，无水采气期很短，小油管技术、泡沫排水技术难以清除井筒积液，往往由于积液严重造成水淹。（3）聚合物堵水采气技术具有施工简单、针对性强等特点，有可能成为今后气田开发中提高边底水气藏采收率措施的重要配套技术。（4）聚合物堵水采气技术由于目前成功率低，需加大气井堵水的不同机理及气井专用有效选择性堵剂的研究。