海上低滲凝析氣田生產井提高采收率良好實踐

張祥榮，胡海洋(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引言

南海西部首個低滲凝析氣田A氣田共開采WC9-2/WC9-3/WC10-3三個區塊，區塊內孔隙度、滲透率均較低，油層厚度普遍不大，整體油藏物性較差，屬于中低孔、低滲油藏，動用儲量鉆后與ODP差異大。A氣田采用導管架平臺A平臺進行生產開發，共完鉆13口生產井。生產開發過程中根據生產井特性將其分為中高產井、低產井、關停井、間歇生產井、水淹風險井共五類，開采過程中生產井主要受反凝析傷害，出現儲層烴鎖，導致井筒近井地帶存在污染，影響氣井產能。

1 實施方案中的整體降壓生產

A氣田工藝處理流程實施整體分階段(三個階段，)深度降壓策略，示意圖如圖1所示。一是提高生產井的生產壓差，進一步提高生產井的單井采收率；二是針對高風險水淹井，提高流體流動速率，增大高產液井攜液量，防止生產井積液淹井。根據降壓測試方案逐步降低各個壓力節點至目標壓力，降壓過程中密切關注關鍵設備狀態、外輸熱值及烴露點變化情況。

圖1 分階段深度降壓工藝流程

階段一：低壓井進入低壓生產分離器(設點4 450 kPa)后進入濕氣壓縮機二級進行增壓，與高壓生產分離器(設點9 150 kPa)、段塞流捕集器(設點9 150 kPa)來氣混合進入脫水、脫烴系統，脫烴時經過JT閥節流降壓至5 500 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

階段二：低壓井進入低壓生產分離器(設點1 750 kPa)后進入濕氣壓縮機一級進行增壓，與高壓生產分離器(設點4 450 kPa)、段塞流捕集器(設點4 450 kPa)來氣混合進濕氣壓縮機二級進行增壓后入脫水、脫烴系統，脫烴時經過JT閥節流降壓至4 950 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

階段三：低壓井進入低壓生產分離器(設點1 550 kPa)與段塞流捕集器(設點1 750 kPa)來氣后進入濕氣壓縮機一級進行增壓，與高壓生產分離器(設點4 000 kPa)來氣混合進入濕氣壓縮機二級進行增壓后入脫水、脫烴系統，脫烴時經過JT閥節流降壓至4 650 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

2 實施方案中的低效井治理

結合氣井動態分析及前期生產操作經驗，制定每口低效井的“一井一策”精細管理化方案，創新提出小油嘴生產—大油嘴清噴工作制度、間歇井開關井預警策略、水淹風險井清噴決策系統三項治理低效井的技術革新措施，深度挖潛每口低效井產能。

2.1 創新探索小油嘴生產—大油嘴清噴工作制度，大幅度提高揮發性油藏生產井時率

揮發性油藏生產井自投產后多次出現壓力突降后無產出的異常情況，需要關井恢復地層能量實行間歇生產，建議后續進行氣舉或泵抽生產。在通過多次清噴作業后摸清揮發性油藏生產井特性，發現該類井井口壓力在特定壓力區間生產時壓力衰減速率會異常加快。通過分析地質油藏資料、生產動態、清噴數據及壓力恢復特征，判斷該類生產井低于10 MPa后地層反凝析嚴重，地層孔隙出現烴鎖后滲流阻力大幅度增加，導致井底積液嚴重。通過實行小油嘴生產—大油嘴清噴工作制度，以小油嘴維持井口壓力在10 MPa以上生產，當井口壓力下降至10 MPa后迅速開大油嘴清噴積液。采取該工作制度能使地層壓力高于露點壓力減緩反凝析作用烴液的析出，同時該氣量滿足井筒攜液條件，這樣生產井近井地帶能夠達到動態平衡防止淹井。

2.2 進行大數據分析，制定水下井口間歇井開關井預警策略

間歇生產井由于地層壓力不足及近井地帶污染等原因無法維持自噴生產，且水下井口無法讀取井下壓力數據、鋼絲測壓作業成本高難度大，難于摸清儲層壓力恢復情況。首先對生產井近60次間歇開關井壓力溫度、組分及上岸流量等生產數據進行統計分析，準確確定間歇生產井維持最長時間開井的工作制度。同時通過壓力、流量變化監測系統制定間歇井開關井預警策略，將壓力、溫度、流量設定報警值，及時提醒現場操作人員進行工況調整，最大程度提高單井產能。

2.3 保障井筒流動性，制定水淹風險井清噴決策系統

由于地層出水，導致氣體在井筒內流動過程中形成段塞流，隨著地層壓力下降，氣井攜液能力逐漸減弱，為保障生產平穩，提前預知井筒內氣體攜液能力變化尤為重要。對此設立生產井清噴決策系統，從井口壓力波動幅度、井口溫度波動幅度、瞬時產氣量波動幅度及產能測試產液變化情況，量化清噴時機所需指標，用于指導水淹風險井生產參數異常監測，及時導入放空系統進行放噴清理井底積液，保障井筒內流體的流動性，延長生產井采氣周期，提高單井采收率。

3 實施方案中的地面工藝設施工藝制度優化

綜合考慮關鍵設備運行狀態與生產井異常關井影響因子，通過探索建立在役壓縮機負荷分配及異常關停選井策略、完善PMS(能源管理系統)脫扣CASE策略，優化地面工藝設施設備工作制度，提高設備運行時效及單井生產時效。

(1)建立在役壓縮機負荷分配及異常關停選井策略，提高氣田抗干擾能力。A氣田天然氣工藝系統每臺壓縮機組均為相對獨立的控制系統，壓縮機控制系統之間無直接邏輯控制，抗壓力波動能力弱，單臺壓縮機關停后容易觸發整個平臺的生產關停。為提高工藝系統的穩定性，將壓縮機異常關停與單井選擇聯動控制，建立在役壓縮機負荷分配及異常關停選井策略。通過該選井策略，考慮單井氣量、組分、生產特征、外輸要求及壓縮機組負荷、工況等影響進行組合選擇，壓縮機停機聯動關閉所選生產井，避免由壓縮機單元關停擴大升級為生產關停。

(2)完善平臺電站PMS脫扣CASE策略保生產。A氣田共有3臺主發電機組，其中2臺索拉T60透平發電機組，1臺瓦克夏燃氣往復式發電機組，系南海西部海域平臺首次不同類型發電機并網運行。PMS系統的控制方式是預先計算出當設備出現各種故障時，根據優先級列出所要卸載的設備，以實現故障出現時對電網的保護功能。運行初期由于PMS脫扣CASE與現場設備設施不匹配，策略不完善，多次因大型用電設備(如壓縮機)異常停機后導致發電機逆功率拉停電網，平臺掉電。通過梳理平臺用電設備，依據對生產的重要性進行優先級劃分，共劃分為10級。針對四種不同的發電機帶載情況，完善細化PMS脫扣CASE策略，在機組出現故障時，將要卸載的設備分散化，在不需要卸載全部設備時，只對部分設備進行卸載，使設備卸載精細化，把對生產的影響降低到最低。

(3)針對A氣田臺風遠程遙控生產、下游關停低流量生產及大修停產不停井等非常規生產模式，建立健全應急響應機制，編寫應急響應方案，細化崗位應急職責。

4 結語

海上低滲凝析氣田缺乏成熟的開發開采經驗，且受限于平臺空間、設備、成本等因素，低滲凝析氣田井下增產措施難度大。通過整體及單井降壓生產、生產井工作制度的摸索、優化地面工藝流程等措施能夠提高單井生產時效，保證平臺平穩生產，最終提高單井采收率，對其他氣田有較強的推廣意義，A氣田通過上述措施共增產天然氣1 640萬m3，凝析油7 150 m3，創造經濟效益6 409萬元，經濟效益顯著。