南川區塊氣舉工藝研究與應用

季寶林，楊修直

(中石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400)

隨著南川區塊頁巖氣開采時間的增加和開發程度的加深，氣田開發面臨一個較嚴峻的問題，就是產水氣層和氣井不斷增加，它嚴重地威脅氣井生產穩定，使產氣量急劇下降，嚴重時氣井水淹停產，大大地降低氣田和氣井采收率[1]。因此，了解氣田水的來源、氣井出水原因、產水對氣井生產的影響和危害，掌握消除和延緩水害的工藝措施，掌握氣井帶水生產工藝和氣井排水采氣工藝，對于提高氣田和氣井最終采收率是很有必要的[2]。在國外，俄羅斯、美國油田現場應用氣舉技術最為廣泛；國內自20世紀80年代起在遼河油田和中原油田相繼采用了氣舉工藝，隨后在四川部分氣田、吐哈油田等進行了完善與推廣，取得了較好的效果。

本文通過對氣藏地質特征和開發現狀進行分析的基礎上，利用自噴井臨界攜液模型深入分析南川區塊井筒積液原因，并采用井筒已有生產管柱，建立天然氣增壓氣舉數學模型，利用臨近井反輸氣進行氣舉作業，形成了適合南川區塊頁巖氣井氣舉助排采氣生產模式。

1 地質特征及開發現狀

1.1 氣藏地質特征

南川區塊是2011年全國第一個招投標區塊，區塊面積1603.9 km2，構造位置位于四川盆地東南緣，發育平橋、東勝、陽春溝、石門四個構造帶，其中平橋南位于平橋西斷層與平橋東2號斷層所夾持的狹長斷背斜，氣藏類型為：中深層-深層、高壓、干氣、頁巖氣藏。主要目的層龍下志留統龍馬溪組-上奧陶五峰組，埋深相對適中，整體在2700～4200 m，含氣頁巖段主要含氣為1～5小層；厚度由北往南略有減薄，整體發育穩定，通過取芯顯示該段優質頁巖平均厚約108 m，主要為灰黑色粉砂質炭質頁巖，深水陸棚相沉積，富有機質，有利于頁巖氣富集；頁巖地震波組連續，反射能量強，穩定，有利于頁巖氣勘探。

1.2 氣藏開發現狀

按照“評建一體、滾動開發”的工作模式，“管好一期平橋南，建好二期焦頁10區、評價三期東勝背斜、戰略新區新層系”的思路，有序推進南川氣田產能建設。2017年先后在195、194、200平臺投產7口井。2018-2019年相繼在195、197、198、199、201、205平臺投產22口井。通過分析完鉆井注入/壓降測試結果，平橋南區塊地層壓力系數為1.30～1.32，甲烷含量98%。水平井經過壓裂改造后，隨著開發程度加深，地層壓力迅速下降，后期無法完全實現自噴，必須要借助人工舉升或機械舉升方式進行排采。

目前南川區塊共計62口在生產頁巖氣井，僅有30%頁巖氣井實行自噴生產，其余大部分頁巖氣井依靠井口增壓或泡排連續排液生產，隨著生產的不斷進行，地層能量進一步減弱，產氣量出現間斷性急劇降低，導致井筒積液，嚴重影響正常生產。

2 天然氣增壓氣舉助排工藝

2.1 氣舉工藝流程

天然氣氣舉助排工藝基于“U”型管原理[3]，當地層能量降低，無法達到臨界攜液流量時，造成井筒積液；通過地面將高壓氣體注入油套環空(反舉)或油管(正舉)，使之與井筒流體混合，降低舉升管中的流壓梯度(氣液混合物密度)和對井底的回壓，排采積液，從而恢復氣井產能、提高氣井產量，氣舉流程如圖1所示。

圖1 氣舉流程示意圖

從圖1可以看出，氣舉過程中，臨近井天然氣經壓縮機增壓后，從油套環空中注入井筒，達到氣舉閥打開壓力后，天然氣經氣舉閥進入油管，將井筒中的積液一起帶出，氣液混合物經分離器分離，氣舉過程中重點關注套壓、油壓、產氣量和產液量變化。

2.2 氣舉管柱結構

為降低成本，提高氣井采收率[4]，南川區塊氣舉助排都是利用氣井已有管柱氣舉助排。一般都是2.7寸油管+喇叭口。

3 現場應用

3.1 壓縮機選型

通過對氣舉過程中注氣壓力和注氣量等注氣參數敏感性分析，綜合考慮使用范圍、使用時間和地面配套等諸多因素，車載式壓縮機選出口壓力25 MPa或35 MPa的Cameron CFA34天然氣壓縮機。具體參數見表1。

表1 壓縮機具體參數

3.2 氣舉過程分析

焦頁202-3井氣舉作業(反舉)共持續時間約10 h。氣舉施工過程中，套壓逐漸升高至19.4 5 MPa并保持穩定一段時間，后緩慢下降至16.56 MPa，油壓由初期0 MPa(該井氣舉前處于水淹導致關井停產狀態)逐步上升至12 MPa后放噴排液，放噴期間因油管氣液混相間隙出液導致油壓變化起伏較大。

焦頁202-3井采用25 MPa的Cameron CFA34車載式天然氣壓縮機套管注氣反舉施工，通過選取氣舉過程中代表性時間段的油套壓參數為依據(見表2)，可以看出隨著氣舉過程的進行，套壓緩慢上升，當套壓上升至可以和油管內的液柱壓力持平時，套壓保持一定穩定，后期隨著套管內高壓天然氣氣體緩慢進入油管內，降低油管液柱密度，從而導致油管液柱壓力降低產生油套壓差，隨著油套壓差越來越大，油壓上升明顯，此時油套已完全連通，可以放噴排液。為盡可能多的排出井筒積液，排液過程中壓縮機禁止停機，待套壓下降至最低點并保持一段時間后視現場情況可以導入流程實行氣舉助排生產。由表2施工壓力參數表可以得到油套連通時的臨界油管壓力為19.45 MPa。

表2 代表性時間段的氣舉參數

氣舉助排進流程生產后產氣量與產液量總體表現：氣舉助排進流程生產達到動態平衡，瞬時產氣量間隔半小時呈現一個高峰值達到4000～5000 m3/h，持續10～15 min左右降至2000～3000 m3/h；瞬時產液量在產氣低峰時出現，達8.6～9.3 m3/h，平均每次排液1.5 m3左右。氣舉助排過程中產氣量與產液量變化曲線如圖2所示。

圖2 氣舉過程產氣量與產液量變化曲線

從圖2可以看出，(1)氣舉進流程生產后產氣量與產液量循環波動：井筒存在段塞流；(2)地層供液能力較足，氣舉作業期間共排液11.2 m3，分析可知，由于設備額定流量限制，注氣量甚至小于該條件下臨界攜液流量，導致積液無法完全排出；(3)氣體從油套環空注入后進入油管，高壓氣體沿油管向上，降低了油管內流體密度，氣體攜液能力增強，停機前由于注入壓力恒定導致油管持續自噴，套壓降低，油壓上升；(4)助排生產一段時間后，產量逐漸下降至穩定：目前套壓15 MPa左右并呈現緩慢下降趨勢，產氣量3000～3500 m3/h，液量在2.5～3.5 m3/h。前期撬裝式壓縮機正常增壓生產時套壓4.5 MPa左右，日產氣量40000～50000 m3左右，日產液3.5 m3左右。

3.3 氣舉效果對比分析

焦頁202-3井氣舉作業之前的生產方式為低成本自噴生產，但隨著生產的不斷進行，地層能量減弱，后期采取地面撬裝式壓縮機增壓排液生產方式，同時輔助泡沫排液生產工藝。但隨著地層能量進一步降低，產氣量急劇下降[5]，壓縮機和泡排劑工藝也已無法正常攜液，導致井筒積液，隨著井筒積液的不斷加深，井底壓力增加，嚴重影響正常生產，勢必進行氣舉或助排施工，為進一步分析氣舉作業效果，將氣舉作業前后該井產氣量和產液量進行對比，如圖3所示。

圖3 焦頁202-3井氣舉前后生產曲線

從圖3可以看出，焦頁202-3井從2019年6月2日至9月15日，維持自噴生產，日產氣量下降明顯，從60000～38000 m3/d；9月16日進壓縮機增壓生產后，日產氣量與日產液量先提升后緩慢下降，11月6日進行泡排工藝生產，日產氣量繼續緩慢下降，日產液量初期變化較大，后期下降至3.2 m3/d左右，至2020年1月11日水淹關井前日產氣量32000 m3/d，日產液量2.9 m3/d，油套壓差2.8 MPa左右；2月27日氣舉作業后，產氣量與產液量都有明顯提升，日均產氣量為80000 m3/d左右，產液量18m3/d，油套壓差下降至1.5 MPa左右，從生產曲線來看井筒基本沒有積液，氣舉效果明顯。

4 結 論

(1)隨著南川頁巖氣田開發進入中后期，由于地層能量減弱，產氣量下降，氣體攜液能力降低，需借助人工或機械舉升方式進行開采，保持氣田穩定生產。

(2)氣舉放噴排液過程中，盡可能采取敞噴排液方式，杜絕因管線回壓導致井筒積液不能有效排除現象發生。

(3)下步對井筒積液嚴重導致水淹的氣井，可以試驗在氣舉前加入泡排劑降低井筒密度，提高氣舉效率和成功率。

(4)后期可以考慮試驗井下氣舉閥氣舉工藝，通過對井下氣舉管柱優化，逐級下入不同打開壓力的氣舉閥，從而達到排除井筒積液的最大化。

(5)現場設備對氣舉作業實施具有一定的限制，通過對氣舉設備與參數的進一步優化設計有利于氣舉工藝的更好實施。