阿姆河右岸奧賈爾雷氣田氣井生產異常壓力產生原因及對策

張培軍 高儀君 萬翠蓉 劉榮和 張 李 李洪璽

1.中國石油（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院3. 中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

阿姆河右岸奧賈爾雷氣田氣井生產異常壓力產生原因及對策

張培軍1高儀君2萬翠蓉3劉榮和2張 李2李洪璽2

1.中國石油（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院3. 中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

張培軍等.阿姆河右岸奧賈爾雷氣田氣井生產異常壓力產生原因及對策. 天然氣工業，2016, 36(10): 77-84.

土庫曼斯坦奧賈爾雷氣田是阿姆河右岸二期工程的主供氣田，具有典型的“金豆子”特征：儲層物性好、產氣能力高。然而，生產過程中卻出現了油壓連續大幅度下降、與試采方案存在較大差異等異常情況。為此，通過建立氣井生產全流程綜合分析方法，剖析可能造成氣井油壓異常變化的3種主要模式，即：①模式1——地層能量不足，地層壓力下降較快，引起井口壓力同步下降；②模式2——井筒管流壓降異常，生產管柱中可能存在節流效應，造成井筒壓降異常增大；③模式3——氣井生產壓差異常增大，產能大幅下降造成井口油壓異常下降。在此基礎上，通過系統的動態監測和深入地分析，認為該井由于鉆井液密度高，而儲層孔洞發育，部分重晶石在產層沉淀下來，隨著高產量生產，重晶石被帶出并在井筒中沉降，致使下部產層被掩埋，產氣能力大幅下降，生產油壓異常下降。據此及時提出對該井儲層再改造、疏通產氣通道、增加滲流能力的技術措施，利用連續油管沖砂洗井、酸化改造等措施，降低了綜合表皮系數，減小了生產壓差，恢復了該井的產氣能力，確保了氣井高產穩產。

土庫曼斯坦 阿姆河右岸 奧賈爾雷氣田 油壓異常 全流程綜合分析 重晶石沉淀 產層掩埋 沖砂洗井 酸化改造

土庫曼斯坦阿姆河右岸所產天然氣是中亞天然氣管線的重要氣源，奧賈爾雷氣田是阿姆河右岸二期工程的主供氣田之一，氣田具有典型小而肥的“金豆子”特征，分布面積不大，儲層十分發育，儲滲性能好，氣井產能高。2014年12月該氣田投入試采，最高產量達到131×104m3/d，生產過程中油壓異常下降，平均油壓下降率高達28.9 MPa/a，嚴重影響了奧賈爾雷氣田的開發效果。探究異常原因，找準問題癥結，明確應對措施，對氣井穩產、氣田高效開發、生產正常組織、二期工程產能準備都具有十分重要的意義。同時，也可為類似的氣井動態分析和對策措施提供借鑒。

1 氣田勘探開發現狀

1.1 氣田構造井位特征

奧賈爾雷氣田主要目的層為上侏羅統卡洛夫—牛津階, 目的層平均埋深3 995 m。奧賈爾雷構造為桑迪克雷隆起南斜坡上基底隆起背景上的小型背斜構造，構造幅度達180 m，與點礁配合，形成Oja-21井區的局部高點[1]，圈閉面積4.78 km2。目前共鉆井2口，其中Woja-21井測試產水113 m3/d，為觀察井；Oja-21井測試獲高產，屬于氣田的主力生產井（圖1）。

圖1 奧賈爾雷氣田構造井位圖

1.2 氣田儲層特征

奧賈爾雷氣田Oja-21井區有效儲層段平均孔隙度為10.3%，滲透率平均值14.48 mD，儲層具中孔、中滲透特征[2-5]。結合測井資料解釋，儲層段裂縫較發育，生產層段XVhp層裂縫條數72條，裂縫傾角6.52°～72.03°，傾向為40°，主要屬于斜交縫，縫密度1.94條/m，綜合分析認為儲層儲集類型為裂縫—孔隙（洞）型（圖2）。XVhp層上部層位（井段3 775.9～3 787.9 m）巖心見少量裂縫，孔洞發育，部分孔洞為方解石半充填，成像見少量張開縫；XVhp層下部層位（井段3 796.6～3 840.9 m）成像測井反應裂縫、溶孔發育，局部井段孔洞呈串珠狀發育。產層下部層位較上部層位儲層裂縫、孔洞發育，儲層物性好，產氣能力較強[6-7]。

1.3 氣田氣藏類型

Oja-21井區儲層厚度最大，根據構造特征、儲層發育情況及測井解釋結果，儲層上部電阻率高、含水飽和度低，氣層特征明顯；儲層下部電阻率逐漸降低、含水飽和度增高，地層含水特征逐漸明顯；從測試結果分析，構造高部位產氣，低部位氣—水同產或產水；表明氣藏主要受構造控制[8-9]。奧賈爾雷氣田卡洛夫—牛津階氣藏為塊狀底水氣藏（圖3）。

2 異常井生產動態

奧賈爾雷氣田Oja-21井于2014年12月30日試生產，截至2015年9月30日，累計生產255 d，最高日產氣量131.83×104m3，平均日產氣量約為94×104m3，累計產氣量2.39×108m3。平均日產液量19.92 m3，平均液氣比0.228 6 m3/104m3。井口壓力由開井油壓46.61 MPa下降到目前的25.35 MPa，油壓下降幅度達21.26 MPa，平均油壓下降率為0.085 MPa/d，折算至年遞減幅度為28.9 MPa/a（圖4）。

針對該井油壓下降快、產出能力顯著變差的異常情況，利用現場動態監測設備，對生產層段（XVhp層）先后進行了2次系統產能測試、3次靜溫壓梯度測試、1次流溫壓梯度測試、1次探砂面作業和多次取水樣分析，以尋找其油壓顯著下降的異常原因。

3 主要分歧及診斷難點

該井產量高、變化大，開發觀點分歧大，對策措施差異大，通過多次技術討論，難以達成一致意見。主要有幾種診斷意見：①由于構造圈閉小，氣藏儲量有限，生產異常是氣井能量不足導致的自然衰竭過程；②氣田底水能量較高，儲層裂縫發育，大產量生產導致底水錐進，氣藏內部被分割，兩相流增加流動阻力；③地層堵塞進行性加劇，生產壓差加大導致動態變化；④油管內部出現堵塞，在本區域氣井完井工具較多，經常出現縮徑段堵塞；⑤地面流程故障導致出現的假象。

圖2 Oja-21井成像測井及裂縫產狀特征圖

圖3 奧賈爾雷氣田卡洛夫—牛津階氣藏儲層厚度橫向展布圖

圖4 Oja-21井生產動態示意圖

每種判斷都有可能，但針對性的技術對策和措施確是天壤之別，有些技術措施的實施，對氣井乃至對氣田的影響重大，不可逆轉，開發效果南轅北轍，搞清異常原因，因地制宜的對策措施至關重要。

4 生產全流程綜合分析

針對該井異常原因的多解性和復雜性，創造性地提出氣井生產全流程綜合分析方法：一是全流程，從地層到井底到井口到地面全面分析；二是全周期，從鉆井、錄井、測井、完井、測試、投產等全生命周期分析；三是多專業，包括地質、油藏、鉆井、采氣等多專業；四是由點及面，由面到點，點面結合，不放過任何蛛絲馬跡，吃干榨盡所有資料信息，對氣藏異常現象進行科學系統分析。在排除地面工藝流程故障的情況下，分析可能由以下3種情況造成井口油壓變化異常，結合動靜態資料建立數據模型進行深入剖析（圖5）。這3種模式為：①模式1——地層能量不足，地層壓力下降較快，引起井口壓力同步下降；②模式2——井筒管流壓降異常，生產管柱中可能存在節流效應，造成井筒壓降異常增大[10-13]；③模式3——氣井生產壓差異常增大，產能大幅下降造成井口油壓異常下降。通過系統分析，排除了一些異常因素，形成了如下的觀點和認識。

圖5 氣井生產異常原因模式示意圖

4.1 地層壓力保持程度高，能量充足

截至2015年9月30日，Oja-21井累計產氣量為2.39×108m3，井口壓力由開井油壓46.61 MPa下降至25.35 MPa，油壓下降幅度達21.26 MPa，平均油壓下降率為0.085 MPa/d。對生產層段（XVhp層）先后進行了3次靜溫壓梯度測試，關井壓力快速恢復到接近原始狀態（圖6），平均地層壓力遞減率僅為0.025 MPa/d，地層壓力保持程度較高。同時，利用定容壓降法預測氣井動態儲量達46.36×108m3，氣田具有一定的地質儲量。目前氣井累計產出僅占動態儲量5.15%，采出程度較低，綜合分析奧賈爾雷氣田地層能量充足。

圖6 Oja-21井關井油壓恢復示意圖

4.2 井筒未有節流效應，壓力損失正常

對比Oja-21井與阿姆河右岸二期工程其他氣井，發現該井井身結構正常，未有明顯的管柱異常節流現象。該井在2015年7月系統產能測試第3工作制度中上提壓力計，測試3 200～3 807 m井筒流溫壓梯度以及井口流溫壓數據。利用Pipesim軟件在相同工作制度下模擬井筒壓降、溫降曲線，結果顯示模擬計算[14-19]與實際測試結果基本一致（圖7）。由此得出，Oja-21井井筒管流屬于正常壓降、溫降，油壓下降較快與生產管柱沒有明顯關系。

4.3 產層部分被掩埋，生產能力下降

在排除地層和井筒原因后，生產壓差的異常增大可能是罪魁禍首，為了定量刻畫變化過程，Oja-21井在2010年10月和2015年7月分別安排了2次系統產能測試，由測試解釋結果對比可見（表1），原始條件下Oja-21井射孔段3 774～3 840 m儲層物性好，平均有效滲透率為115 mD，地層產能系數為

7 270 mD·m，加之溶洞與裂縫發育，初次測試無阻流量高達740.3×104m3/d。而在2015年7月測試過程中發現該井產能大幅下降，地層產能系數下降約50%，綜合表皮系數增加約18倍，無阻流量下降至124.9×104m3/d。

圖7 Oja-21井流溫壓梯度測試與Pipesim模擬對比圖

地層產能系數的大幅度下降，是滲流能力降低，還是產層厚度減少，通過分析該井的鉆井記錄，由于氣藏異常高壓，顯示強烈，鉆井液密度高達1.93 g/ cm3，據此，安排對該井進行壓力測試并探砂面、取樣，發現該井部分射孔井段（3 823～3 840 m）被掩埋，生產段儲層有效厚度由63.3 m縮減至48.9 m，砂樣分析化驗方解石含量為4.20%、重晶石含量為95.8%，結合動態監測結果和生產動態分析，認為該井是由于鉆井液密度高，儲層孔洞發育，部分重晶石在產層沉淀下來，隨著高產量生產，重晶石不斷被帶出并在井筒中沉降，致使下部產層被掩埋，同時結合測井解釋資料，產層下部被掩埋段儲層物性遠優于產層上部，使其產氣能力大幅下降，生產油壓異常下降。同時因掩埋致使原本地層中流體由平面徑向流轉變為半球面流，出現紊流效應，增大了生產壓差。

表1 Oja-21井兩次系統產能測試解釋儲層參數成果表

5 對策措施及效果

5.1 連續油管沖砂，酸洗改造

針對該井儲層段（3 823～3 840 m）存在被掩埋現象，對該井進行了儲層再改造，疏通產氣通道，增加滲流能力。利用連續油管沖砂至井底3 856.35 m，并對近井地帶實施酸洗作業，該井產能得到了很好的恢復，為后期奧賈爾雷氣田高效開發奠定基礎[20-22]。

5.2 儲層改造前后效果對比

Oja-21井通過沖砂、酸洗改造措施后，生產壓差大幅下降，產能恢復明顯。該井于2015年10月9日開井生產，油壓較酸洗改造前明顯提高，由25.35 MPa上升至46.52 MPa；生產壓差由25.3 MPa下降至0.71 MPa；單井無阻流量大幅提高（表2）。目前該井以平均日產氣量100×104m3生產，整體生產狀態平穩，儲層改造效果很好（圖8）。

表2 Oja-21井儲層改造前后生產數據對比表

6 結束語

在氣藏地質、開發工程、鉆試工程等多學科多專業的協同攻關下，通過建立氣井生產全流程綜合分析法，剖析可能造成氣井油壓異常變化的3種模式，系統的動態監測和深入的動態分析，發現該井是由于鉆井液密度高，儲層孔洞發育，部分重晶石在產層沉淀下來，隨著高產量生產，重晶石被帶出并在井筒中沉降，致使下部產層被掩埋，產氣能力大幅下降，生產油壓異常下降。針對異常原因，提出通過儲層再改造，疏通產氣通道，增加滲流能力的技術措施取得顯著的效果，生產壓差由25.3 MPa下降至0.71 MPa，無阻流量增加十余倍，為奧賈爾雷氣田長期高效開發奠定了基礎，也為中亞天然氣管道的穩定供氣做出了貢獻，為氣田生產井異常原因診斷及處理提供了范例。

圖8 Oja-21井儲層改造前后生產動態曲線圖

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(修改回稿日期 2016-07-07 編 輯 韓曉渝)

Origins of and countermeasures for the abnormal pressures in well production of the Ojarly gas field in the Right Bank of the Amu-Darya River, Turkmenistan

Zhang Peijun1, Gao Yijun2, Wan Cuirong3, Liu Ronghe2, Zhang Li2, Li Hongxi2
(1. CNPC Turkmenistan Amu Darya Natural Gas Company, Beijing 100101, China; 2. Research Institute of Geological Exploration and Development, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu, Sichuan 610051, China; 3.Chongqing Department of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chongqing 400021, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.77-84, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The Ojarly gas field, the major supplier of the Project Phase Ⅱ of the Right Bank of the Amu Darya River, is just small but valuable like a golden bean, although it has good reservoir properties and a high gas production capacity, the occurrence of continuous sharp decline of pressure in the well production shows a great difference from the previous well test program. In view of this, an integrated analysis method was established for the whole gas well production process to discover the three main reasons causing the abnormal well pressure. First, the formation energy and pressure dropped so fast that the wellhead pressure also fell over the period. Second, there was abnormal fluids pressure drop in the wellbore tube and throttling effect might occur in the production tube, so the pressure drop became abnormally increased. Third, due to the abnormally-increasing gas-yield pressure drop and unusually-decreasing gas productivity, the wellhead oil pressure dropped significantly. Also, through dynamic monitoring and in-depth analysis, it is also considered that due to the high density of drilling fluids and well-developed pores and caverns in the reservoirs, more and more barites separated from the fluids would be settled down covering the pay zones, so both the gas-generating capacity and production pressure significantly decreased. On this basis, some technical countermeasures were taken such as re-stimulation of reservoirs, removal of gas-producing channels, increase of seepage capacity, etc. In addition, by use of sand-flushing and acidizing, both the comprehensive skin factor and the production pressure drop were reduced to improve the well gas production capacity and maintain high productivity effectively. This study provides a technical support for long-term sustainable development and production of this gas field.

Turkmenistan; Right Bank of the Amu-Darya River; Ojarly gas field; Wellhead pressure abnormal; Comprehensive analysis of the whole process; Barite precipitation; Producing layer buried; Sand-flushing; Acidizing

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.010

中國石油天然氣集團公司科學研究與技術開發項目“土庫曼斯坦阿姆河右岸上產165億立方米天然氣開發關鍵技術研究與應用”（編號：2011E-2505）、國家科技重大專項“阿姆河右岸中區天然氣開發示范工程”（編號：2011ZX05059）。

張培軍，1973年生，高級工程師，碩士；現從事石油天然氣開發研究及管理工作。地址：（100101）北京市朝陽區安園19號蘭華國際大廈。電話： （010）58179080。ORCID: 0000-0002-6172-6978。E-mail: zhangpeijun@cnpcag.com