柴達木盆地澀北氣田提高采收率關鍵技術與發(fā)展方向

李江濤 項燚偉 陳汾君 鄧成剛 徐曉玲 程 鑫 楊會潔 謝 梅 唐啟銀 王海成

中國石油青海油田公司

0 引言

柴達木盆地澀北氣田（以下簡稱澀北氣田）具有疏松砂巖氣藏、邊水氣藏和多層氣藏所具有的綜合地質特征，是一種非常復雜而類型特殊的氣田[1]。3種類型氣藏的特點在同一個氣田中得到體現(xiàn)在國內外實屬罕見，增加了氣田認識的難度和氣田開發(fā)的復雜性。并且，該第四系淺層生物成因氣氣田還獨具儲層蠕變、相滲突變等開發(fā)動態(tài)特征[2-5]。具體講澀北氣田構造幅度低，翼部平緩，沉積地層分布穩(wěn)定，以薄層粉砂巖、泥質粉砂巖和泥巖頻繁間互沉積為主。氣藏縱向上跨度大，含氣井段長，層數(shù)多，含氣飽和度差異性大；氣藏氣水界面傾斜，氣水分布主要受構造、巖性和水動力控制，造成含氣邊界不規(guī)則；氣藏存在多個氣水系統(tǒng)，各小層含氣面積差異較大。儲層巖性疏松，黏土含量高，束縛水含量高；具有較強的壓力敏感性、水敏、速敏特性，出砂臨界流速低，出水加劇氣層出砂[6-12]。澀北氣田包括在同一構造帶上具有相似地質特征而相鄰的澀北一號、二號、臺南三大氣田，自1991年啟動開發(fā)可行性論證以來，經(jīng)歷了30年的地質、開發(fā)、氣藏工程、鉆采、測試、集輸?shù)乳_發(fā)技術探索和積累，實現(xiàn)了年產天然氣超過50×108m3連續(xù)穩(wěn)產12年[13]的創(chuàng)舉。

澀北氣田剩余氣不僅受水封影響，也受控于應力敏感滲透率降低的封存，特殊的開發(fā)地質條件影響著最終采收率的提高。國內外常規(guī)弱水侵砂巖氣田采收率介于65%～75%，而澀北氣田標定采收率僅介于43%～54%，國內外以水侵氣藏整體治水和凝析氣藏循環(huán)注氣為代表的提高采收率技術遠遠不能滿足澀北氣田開發(fā)需求。實現(xiàn)澀北氣田高效開發(fā)必然要提高天然氣儲量動用程度和采出程度，進而推進氣田采收率的提高。為此，在汲取澀北氣田開發(fā)全生命周期中創(chuàng)新實踐取得的高效開發(fā)專項技術的基礎上，著重分析影響氣田采收率的主控因素，系統(tǒng)集成已經(jīng)形成的針對該氣田提高采收率的相關關鍵技術措施，探索進一步提高澀北氣田采收率的技術對策，為打造青海“綠色能源高地”，保障甘青藏三省區(qū)天然氣供給需求和能源安全做好技術支撐。

1 氣田分階段開發(fā)技術拓展

圍繞著澀北氣田眾多的開發(fā)技術難題及挑戰(zhàn)，從技術實踐與探索的視角去攻關，形成了“邊攻關、邊實踐、邊開發(fā)”的疏松砂巖開發(fā)策略。依據(jù)開發(fā)過程中遇到的技術難題及取得的主要技術成果，將氣田開發(fā)歷程劃分為5個階段（圖1）[13]，各開發(fā)階段的核心任務和主要技術相互銜接、各有側重、不斷深化[4]，其核心是延長氣田穩(wěn)產期和提高氣藏最終采收率。

圖1 澀北氣田開發(fā)階段劃分及主要指標變化圖

1.1 試采滾動評價階段（1995—2001年）

該階段主要圍繞探井修復、試采、測試、儲量評價與開發(fā)可行性論證開展工作，根據(jù)試采中氣井暴露出的大壓差生產存在壓降、出砂、出水問題，確定了“控壓差、小油嘴、中低產、低采速”穩(wěn)產原則；針對多層合采發(fā)現(xiàn)各層產能貢獻差異大、存在層間干擾，提出了多層優(yōu)化組合射孔、臨界出砂壓差下配產技術路線，實現(xiàn)了試采生產測試目的。勘探評價同時介入，運用新測井資料提高差層解釋精度，地質儲量大幅增加。相繼編制澀北氣田開發(fā)可行性研究、試采方案、初步開發(fā)方案等，形成低阻層測井解釋、多層試井測試、防沖蝕節(jié)流技術等。

1.2 基礎井網(wǎng)建產階段（2002—2007年）

啟動開發(fā)鉆井且規(guī)模生產，圍繞Ⅲ類層貢獻低、出水井減產快、出砂井產能發(fā)揮難等問題，由“稀井高產”向“多井低配”的開發(fā)理念轉變，深化開發(fā)動態(tài)規(guī)律研究和采氣工藝試驗，制訂了采氣速度不宜過大以保證穩(wěn)產期、控制生產壓差防止快速出砂出水、高部位布井保證較長無水采氣期、合理劃分開發(fā)層系減緩層間干擾等的開發(fā)策略，編制澀北氣田開發(fā)方案、實施方案，在“整體部署、分期分批實施”原則指導下，期間完鉆新井237口，建成開發(fā)基礎井網(wǎng)，形成易漏、噴、竄地層鉆井完井、控壓多層合采等技術。

1.3 一次細分加密階段（2008—2011年）

為保障冬季峰值供氣需求，加大了氣田開發(fā)速度。采取細分層系、加密井網(wǎng)方式，將42個開發(fā)層組細分為64個，采用直井為主、水平井為補充的模式，編制100×108m3產能擴建方案。期間開展了束縛水、可動水研究，覆壓孔滲測試，實施保壓取心含氣飽和度復核等。實踐證實產能規(guī)模偏大、采速高、水侵是造成產量遞減快的主因，扭轉了出砂影響強于出水影響的認識。圍繞出水問題，著力在機理、動態(tài)跟蹤方面開展氣水運動規(guī)律研究，開展產量和壓力遞減特征分析，形成控水、控壓和均衡開采技術路線。

1.4 跟蹤評價穩(wěn)產階段（2012—2015年）

實施“降低采速、力求穩(wěn)產”策略，開展優(yōu)化合理配產和調控研究，保持50×108m3年度配產規(guī)模開發(fā)。該階段工作重心從產能建設轉向動態(tài)分析、優(yōu)化調控和地質再認識，持續(xù)開展可疑層測井解釋，啟動內控外排阻水試驗，強化合理配產，優(yōu)化采氣速度，產量趨于平穩(wěn)，儲采比和負荷因子受控，氣田各項開發(fā)指標合理。推廣積液井助排、壓裂防砂工藝等，形成了開發(fā)動態(tài)監(jiān)控、優(yōu)化開發(fā)指標、開發(fā)動態(tài)調控技術。

1.5 二次細分調整階段（2016—2021年）

立足氣藏水侵程度與規(guī)律分析，實施氣田整體治水，細化到層組，落實到單井，分類分批綜合治水和增壓開采工作全面鋪開。同時，為了彌補氣藏水侵及壓降造成的產量遞減，編制完成以增壓集輸和綜合治理為重點的澀北氣田開發(fā)調整方案，實施二次細分完善，將64個開發(fā)層組細分為132個開發(fā)單元，部署調整井270口，實施降低井筒壓損及地面管損，降低集輸系統(tǒng)入口壓力措施，形成剩余氣描述、邊水藏外強排、連續(xù)油管沖砂、集中增壓氣舉、多級增壓集輸?shù)认嚓P采收率提高專項技術。

2 影響氣藏采收率的主控因素分析

氣藏提高采收率影響因素研究是把握主控因素，制訂針對性技術對策的關鍵。影響邊水疏松砂巖氣藏采收率主要因素有儲集層非均質性、儲層敏感性、開發(fā)單元劃分、布井方式、開發(fā)指標優(yōu)化調控、排采與集輸工藝的適應性等。儲層非均質性強、采氣速度過高都易導致邊水的非均衡指進式水侵，進而造成邊水驅掃效率低和水封氣的形成；開發(fā)單元劃分和井網(wǎng)部署不合理導致儲量動用程度低；排采與增壓工藝不適應會導致氣藏廢棄壓力過高。這些因素都將影響氣藏最終采收率的提高[14-17]。

2.1 儲層膠結程度差、流速及應力敏感性強造成儲層滲流通道閉塞

澀北氣田儲層總體以原生孔隙為主，孔隙類型為原生粒間孔，次為雜基內微孔，儲層孔隙度分布范圍介于8.3%～38.6%，平均為31.0%，滲透率分布范圍介于0.01～387.00 mD，平均值為24.32 mD，屬“高孔中滲”儲層。巖心高壓孔滲實驗結果證實，儲層具有較強的應力敏感性，即隨著上覆壓力的增加，儲層孔隙度變小、滲透率變差，相對而言滲透率下降幅度更大（圖2），壓實作用后氣測滲透率僅為初始值的1.2%～30.0%，平均值為13.4%。疏松砂巖發(fā)生蠕變或塑性變形后無法恢復，滲透率應力敏感性具有不可逆性。

圖2 巖心增壓和泄壓過程中滲透率變化圖

澀北氣田儲層巖石顆粒膠結程度差、泥質含量高，儲層不僅應力敏感性強，水敏、速敏也強。澀3-15井18塊巖樣滲流實驗分析發(fā)現(xiàn)，儲層受到水侵影響后，很容易引起出砂或孔隙喉道堵塞，并且持續(xù)沖刷作用使局部形成水侵優(yōu)勢通道的高滲帶，原有孔隙結構受到破壞，出現(xiàn)“孔+道”的擬雙重介質滲流特征。微觀可視化氣水滲流實驗也表現(xiàn)出非均質儲層在水侵過程中由于滲流通道差異，水相容易沿高滲帶突進，發(fā)生繞流后，會降低或封堵部分低滲區(qū)氣相滲流通道，導致氣相不連續(xù)分布，甚至封存部分氣體，出現(xiàn)“水包氣”現(xiàn)象，這也是剩余氣形成的原因所在。

2.2 儲層非均質性強與過高的采氣速度導致邊水的非均衡指進式水侵

開發(fā)實踐表明非均衡水侵是導致有水氣藏采收率偏低的最主要原因，氣藏的水侵規(guī)律與儲層地質特征、開發(fā)方式、開發(fā)指標密切相關，主要影響因素是儲層高滲條帶發(fā)育程度、構造幅度、采氣速度等。

澀北氣田儲層為一套湖相沉積，主體發(fā)育砂壩、灘砂、泥坪3種微相類型，不同相帶巖性、物性的差別較大[6-9]。澀北3大氣田共劃分237個小層，平面滲透率變異系數(shù)大于0.7，屬于強非均質性小層111個，平面滲透率變異系數(shù)小于0.5的僅67個。儲層高滲帶在平面上表現(xiàn)為灘壩微相沉積的薄砂條。澀北氣田儲層高滲條帶的平面分布特點，及其與邊水的連通關系，是影響邊水侵入方向、水侵位置、水侵速度的主要因素，特別是構造中—高部位有高滲帶存在，開發(fā)早期就會形成邊水突進。高部位氣井配產高、壓降大加劇邊水快速推進甚至水淹，統(tǒng)計表明澀北氣田水侵小層中呈現(xiàn)非均衡水侵的有95個。邊水沿高滲帶突進發(fā)生繞流后會封堵部分低滲層氣相滲流通道，形成水封氣降低氣田采收率。臺南氣田的3-1-1小層南翼的臺H4-19井附近有高滲帶發(fā)育，后期的開發(fā)中邊水即沿著高滲帶非均衡推進[17]（圖3）。邊水沿高滲帶突進發(fā)生繞流后會封堵部分低滲層氣相滲流通道，形成水封氣降低氣田采收率。

圖3 澀北氣田儲層高滲帶及剩余氣飽和度平面圖

有水氣藏開發(fā)過程中，通過采取合理配產、均衡排采等方式，可以有效地控制邊水非均勻水侵程度。特別是采氣速度對氣藏無水采氣期的長短，采收率高低有較大影響。氣藏平面上局部區(qū)域采氣速度越高時，該區(qū)域地層壓力下降快、邊水突進快。澀北二號III-1-2層組在大量產水前平均采氣速度為4.84%，在氣藏的中低部位由于部分井采速高、投產時間早，形成多個壓降漏斗區(qū)，這些壓降漏斗的存在造成了邊水的局部快速突進，導致氣藏大面積見水，水氣比從水侵前的0.9 m3/104m3上升至7.7 m3/104m3。

2.3 大跨度開發(fā)單元劃分和稀疏井網(wǎng)部署必然導致部分儲量難以動用

澀北氣田含氣井段長度介于907～1 107 m，按照段內氣層集中分布情況，原開發(fā)方案將小層劃分組合為64個開發(fā)層組，平均跨度為37.9 m，動用有效厚度為16.6 m。這一大跨度開發(fā)單元劃分結果適應氣田開發(fā)初期，氣田產水較少、層間矛盾不突出的階段，但進入氣田開發(fā)的中后期后，由于各小層物性的差異，部分次非力層采出程度較低、動用差，層間矛盾逐步顯現(xiàn)。如，澀北二號的I-1層組包含4個小層，物性較好的1-4-12小層采出程度高達41.0%，水侵嚴重，而物性相對較差的1-3-11小層，采出程度僅為11.9%。所以，因縱向非均質性強，多于3個單層合采時，高滲層比低滲層產量貢獻大，采出程度高，壓降快，水侵速度快，邊水將率先突破，會抑制井筒內共同射孔投產的低滲層的產出狀況，使低滲層儲量更難以動用。

開發(fā)初期，井網(wǎng)部署采取沿軸線、占高點，井距800～1 000 m，頂密邊稀的方式部井。開發(fā)后期儲層受出砂、水侵、入井工作液傷害影響，水敏、壓敏等造成滲透率降低，氣井徑向供氣半徑縮小，平面上部分區(qū)域地質儲量無法有效動用。通過模擬井網(wǎng)加密前后的開發(fā)指標對比，井距800 m加密到400 m，加密井網(wǎng)可使非均質氣藏儲量控制程度和動用程度得到進一步提高，整體動用更加均衡，模擬結果，采收率由49.14%預計可以增加至53.32%，完善和加密低滲層的井網(wǎng)，更具有提高低豐度儲量動用程度的作用。

2.4 傳統(tǒng)排采與高壓集輸工藝導致氣藏廢棄壓力過高

在澀北氣田長期的試采開發(fā)過程中，氣井井筒積砂、積液程度和井底、井口壓力情況變化大，為滿足排采與集輸工藝的適應性，高壓地層條件下傳統(tǒng)的工藝必須不斷創(chuàng)新升級。為此，逐步淘汰多種“砂卡低效”工藝，排采工藝由“十一五”以優(yōu)化管柱為主，發(fā)展到“十三五”以高抗鹽泡排、集中增壓氣舉為主的特色排采技術系列，排水方式由“間歇”向“連續(xù)”轉變；由早期的修井硬探砂面、鉆砂面和正洗、反洗井沖砂，試驗推廣為現(xiàn)今的連續(xù)油管沖砂、人工井壁防砂等。排采工藝的升級換代，可以有效降低井筒積砂、積液高度，減少造成的壓損，提高氣井生產壓差和井口壓力。

澀北氣田持續(xù)推進和升級集中增壓工藝，使低壓、低產井得以維系正常生產。2014年開始部分低壓井實施增壓集輸（增壓集輸一期工程）和2018年增壓集輸二期工程建設，目前集輸系統(tǒng)最低適應井口壓力為2.4 MPa，保證了部分低壓井的進站生產。但是，目前排采工藝條件下平均井筒壓損2.83 MPa，對應廢棄地層壓力為5.2 MPa，顯然井筒壓損過大、廢棄壓力過高。氣田正在推進增壓集輸三期工程，通過進一步降低外輸系統(tǒng)壓力，以降低廢棄地層壓力，提高氣田最終采收率。

3 提高氣藏采收率的相關技術措施

前已提及，氣田提高采收率技術是貫穿于氣田開發(fā)全過程的系列配套技術的總稱，澀北氣田經(jīng)過各個開發(fā)階段探索形成的剩余氣挖潛、人工干預水侵、動用低品質儲量、差異化調控、防砂治砂、排水采氣、清淤降阻和增壓開采等專項技術，都屬于提高采收率配套技術的組成部分，這些技術的推廣應用保障了氣田持續(xù)穩(wěn)產、高效開發(fā)和采出程度的提高，可以稱之為先期提高氣藏采收率技術[18-28]。氣田進入遞減期后采取人工注水、注劑驅替剩余氣，以提高最終采收率所應用的進攻性技術措施可稱為注驅提高采收率技術。

3.1 明確剩余氣靶向與優(yōu)化挖潛措施

多層非均質邊水驅氣藏很難保持均衡采氣和均衡水侵，平面上各個井區(qū)壓降程度的差異，縱向上各產層壓降幅度的差異，邊水必然沿高滲透條帶和高滲透層向氣藏內部低壓區(qū)突進[25]。水侵驅替實驗表明，注入水沿高滲透層突進后，對低滲層沒有形成有效驅替反而形成水封，剩余氣主要滯留在低滲透層中。澀北氣田縱向小層多、開發(fā)層系多，因儲層物性、水體能量、開發(fā)政策差異，各層系、各小層表現(xiàn)出明顯的層間干擾及開采差異，剩余氣普遍分布在各類小層中，物性較差的小層尤其富集；平面上由于高滲帶發(fā)育、不同方向水體能量差異、井網(wǎng)部署及采氣速度差異，導致邊水非均衡推進，平面上剩余富集程度極不均勻。

澀北氣田剩余氣分布研究以儲層非均質特征分析為基礎，以剩余儲量豐度為主要參數(shù)，以水驅指數(shù)、動態(tài)儲量采出程度為輔助，應用生產數(shù)據(jù)和監(jiān)測資料校驗調整，劃分剩余地質儲量豐度高、低值區(qū)域，明確動態(tài)儲量采出程度高、低開采區(qū)，認定弱、強水侵區(qū)域。將剩余地質儲量豐度及水侵區(qū)域兩項參數(shù)正交組合，得到剩余氣分布的四種類型分布特征，并以此為依據(jù)進行水侵氣藏分區(qū)分類開發(fā)調整對策研究（表1）。經(jīng)統(tǒng)計，澀北氣田高豐度弱水侵型剩余氣儲量占比39.3%，主要分布在弱水侵主力小層、構造高部位，開發(fā)對策以合理配產、調層補孔、井網(wǎng)完善為主。低豐度弱水侵型，儲量占比27.1%，主要分布在弱水侵小層、構造中高部位，開發(fā)對策以儲層改造、井網(wǎng)加密為主，層調為輔策略。高豐度強水侵型，儲量占比7.1%，主要分布在強水侵主力小層、構造邊部位，開發(fā)對策為在高滲通道來水方向部署強排井，或實施壓裂解水鎖、選擇性堵水、補孔。低豐度強水侵型儲量占比26.5%，主要分布于氣藏低滲低豐度三類層和邊部過渡帶，開發(fā)對策為通過排采、堵水等工藝技術維持氣井正常生產；加大剩余氣富集區(qū)動態(tài)變化研究力度，精準識別有利區(qū)，調層或加密井動用。

表1 澀北氣田剩余氣分布類型及挖潛對策表

3.2 把握水侵規(guī)律與人工干預邊水侵入方式

針對多層邊水驅氣藏的開發(fā)，水侵問題突出是必然，“預防為主，控排為先”是水驅氣藏實現(xiàn)高效開發(fā)的關鍵。以澀北氣田氣水運動規(guī)律和水侵動態(tài)特征研究為基礎，按“藏內控水、藏外強排”統(tǒng)籌考慮，分井區(qū)進行優(yōu)化配產采速調控，分氣藏制訂“防水、控水、排水”為主的差異化水侵治理對策[26]（圖4）。

圖4 不同類型水侵氣藏分類管理治理對策圖

對于未水侵氣藏，以“防水”為主，邊部實施控壓生產，以維持中—高壓形成的阻水屏障，嚴防邊水指進，做好邊部水線監(jiān)測工作；藏內以均衡采氣控水生產為主，提高氣井開井時率。對于弱水侵氣藏，以“控水”為主，考慮氣井構造部位、采速、水侵、攜液、出砂、遞減率等多因素，確定單井合理產量，挖潛水侵區(qū)滯留氣，優(yōu)化配產，配套排采工藝設施，攜液生產。對于中、強水侵氣藏，以“排水”為主，在氣藏邊部水侵路徑前緣實施差異化強排，排水量依據(jù)水侵量分區(qū)分井制訂，削弱邊水的能量或改變水侵方向，控制或調整地層水侵入的速度和水侵路線，延緩氣藏水淹時間；在氣藏腰部優(yōu)化配產，實施均衡排采，力求侵排平衡，挖潛水侵前緣剩余氣；在氣藏高部實施控水生產，降低單井采速。均衡排采可以控制邊水指進，以減少水線突進對氣藏的切割，進而減少水封氣的形成，有利于氣藏采收率的提高。

3.3 提高低品質儲量動用程度和解鎖水封氣儲量

3.3.1 細分開發(fā)單元，重構井網(wǎng)，提高差層動用程度

實施層系細分可以增加多層氣藏縱向儲量控制程度，減緩層間干擾，提高低滲儲層的采收率。根據(jù)澀北氣田隔層厚度、氣層分布、井段跨度、儲量規(guī)模、氣水關系、動用狀況等開展層系細分，將64個開發(fā)層組細分為132個開發(fā)單元。主要是基于縱向壓力分布、水侵程度、儲層非均質性等因素對氣井產能的影響，定義小層產能比作為判斷干擾程度的標準，繪制了不同儲層物性、壓差、水侵程度（用水驅指數(shù)Iw表示）的3種小層組合產能比圖版（圖5），層間干擾弱、干擾較強、干擾強小層的產能比區(qū)間分別為1～3、3～6、大于6，方便進行層系細分時直觀、快速、準確地判別開發(fā)單元產能比水平。分析澀北一號I-1～I-4層組的層間干擾情況，未細分前層組最大產能比介于3.29～3.58，細分后最大產能比介于1.00～1.89，細分后層間干擾明顯降低。

圖5 多合采層位產能比圖

同時，針對縱向和平面分布零散的單砂體、低品質單層開發(fā)往往難以有效動用。可采用老井調層補孔、分層壓裂合采、局部加密部署等方式提高動用程度。如臺南淺層縱向上發(fā)育 3套 15個氣砂體，具有低壓、低滲透的特點，儲層品質差，單砂體儲量規(guī)模小，單層開發(fā)單井井控儲量低于經(jīng)濟極限儲量，實施多層合采、多層壓裂，可提高單井控制儲量，既節(jié)約了投資成本又提高了差層儲量動用程度。

3.3.2 措施改造薄差層，提高低品質儲量產能貢獻率

薄差層滲流能力差、產量低、壓力低，開采難度大、開采效益差。此類層常規(guī)射孔投產通常達不到工業(yè)產能，提高產能貢獻率對于儲層改造技術有很強的依賴性。針對澀北氣田具有蠕變性、可塑性的高泥質低品質儲層的壓裂改造也是改善儲層低導流能力，擴大氣井供氣范圍主體工藝。技術實踐證明酸壓可以提高單井天然氣產能，即提高了低品質難采儲量的動用程度。目前對于澀北氣田特殊儲層的特色壓裂技術還有待在造縫機理、施工參數(shù)、有效期等方面開展深入研究，以求達到脆性地層壓裂改造的理想效果。

3.3.3 多措并舉解堵疏通，推進水封氣儲量動用

非均衡水侵邊水對儲層中天然氣的驅掃效率低，造成邊水沿高滲通道指進切割氣藏形成水封氣，這類剩余氣的存在，會大大降低氣藏最終采收率。通過對澀北氣田水封型剩余氣的分布規(guī)律研究，在面積較大的富集區(qū)通過加密井網(wǎng)和調層補孔動用，在零散小面積富集帶可以通過壓裂改造產生的裂縫溝通水封的部分剩余氣，起到解封的作用。也可以利用化學和物理解堵工藝解放近井地帶剩余氣，達到提高采收率的目的。

3.4 井筒積液、積砂助排清堵與近井地層剩余氣釋放

開采過程中隨著地層壓力的下降、邊水的推進、出砂加劇，氣井井筒積液、積砂嚴重，導致氣井產量下降甚至停產，因此，對于水侵疏松砂巖氣藏在穩(wěn)產中后期，排水采氣和防砂治砂成為低壓、低產井維持正常生產、延長氣井壽命、釋放近井地層剩余氣的主要工藝措施，也是提高最終采收率的主要技術[28]。

3.4.1 排水采氣工藝

針對澀北氣田制訂了積液氣井診斷標準，通過對不同攜液采氣工藝針對砂水同出氣井的適應性應用與評價，形成了“輕微積液井采取間歇泡排，中等積液井采取氮氣氣舉+泡排復合工藝，嚴重積液井采取氮氣氣舉+間歇泡排復合工藝或集中氣舉”的分類治理對策。

在泡排工藝方面，為了提高高礦化度地層水、多含泥砂、高寒地區(qū)積液氣井的泡排效果，從泡排劑性能、泡排井工藝界限與加注工藝三方面進行優(yōu)化。針對地層水高礦化度起泡效果差問題，引進具有梳狀結構的表活劑，以“Gemini主劑+納米穩(wěn)泡劑+助劑”復配思路，研制形成高抗鹽納米泡排劑，抗鹽高達25×104mg/L，攜液性能提升至85%。在起泡劑加注方面以移動泡排車為主；在消泡方面針對多泥砂消泡效果差問題，以移動泡排車、多井式消泡撬為主、站內集中消泡流程和井口固體消泡等為輔的多元化注消方式。

在氣舉排水采氣工藝方面，通過“節(jié)點分析、注氣設計、工況診斷、地面配氣”等配套技術攻關，形成了以“總站取氣增壓、小站分區(qū)配氣、單井連續(xù)氣舉”工藝特點的集中增壓氣舉技術，試驗成功了集中增壓氣舉工藝，氣田治水基本實現(xiàn)“集群化、連續(xù)化、自動化、效益化”，滿足了氣田近500口井的排水需求，日排水7 000 m3，累計增氣12.5×108m3。

3.4.2 沖砂防砂工藝

澀北氣田儲層出砂粒徑細，富含泥質，且隨著儲層水侵后膠結物溶解，出砂加劇。通過多年探索攻關，逐步形成了“合理壓差控砂、壓裂充填防砂、連續(xù)油管沖砂”等綜合治砂技術系列，制訂了出砂井分類治理對策。

創(chuàng)新的氮氣泡沫連續(xù)油管分段沖砂技術，克服了沖砂效率低，沖砂液易漏失，漏失后難降解的問題，優(yōu)化使用成本低、易降解、儲層傷害小的胍膠體系沖砂液，并在連續(xù)油管前端加裝內旋流精細控壓沖砂工具，依靠液流的反推力進行旋轉產生高速旋流破除固結嚴重的沉砂砂橋。沖砂時開展分段拖動沖砂，沖砂液配方含1.0% LF-Ⅱ起泡劑，在沖砂施工過程中氮氣與井底氣流繞動起泡劑形成氣泡，達到控制并減少漏失作用。目前該工藝年度實施近200井次，有效率大于80%，同時在酸化、防砂、水平井氣舉等復合工藝中的作用日益凸顯。

壓裂充填防砂以“大排量、高砂比”的技術思路，應用“等離子精密割縫管、石英砂雙重擋砂介質”為特色的機械防砂技術，攻克有效期短、滲透率改善不足的難題，有效率由53%提升至85%，為規(guī)模推廣的主體措施。升級的無篩管壓裂充填防砂技術，是在高壓一次充填防砂和端部脫砂防砂的基礎上，針對澀北氣田儲層強水敏、出水加劇出砂、井壁易失穩(wěn)的問題，這種組合擋砂方式對泥質粉細砂巖防砂效果明顯，且具有井筒內不留任何管柱或工具的特點，解決了有篩管防砂井失效后篩管黏卡易大修的問題。該工藝累計實施近350井次，日增氣405×104m3，是疏松砂巖氣井增產的主要措施。

3.5 集輸系統(tǒng)清淤降阻與增壓外輸

澀北氣田產層出砂嚴重，出水又加劇出砂等，雖然井筒積液、積砂采取了助排清堵和井下防治措施，但是，天然氣產出時或多或少都會攜帶一定量的砂泥妨礙氣體在管道中的流動，甚至堵塞管道，減少輸氣量，磨損或妨礙地面設備的正常運行。根據(jù)低壓生產階段實際情況，創(chuàng)新應用了高含水、含砂天然氣集輸處理與增壓開采技術。

3.5.1 井口節(jié)流及防沖蝕技術

集氣站內使用的新型節(jié)流器，其氣嘴采用高強度超耐磨的陶瓷，閥體內采用研發(fā)的ZJL90×65A-100/25型特制閥套，在節(jié)流器上設有安全泄壓孔，可保證氣咀或其他零部件更換時的安全，輕松、簡單便捷。分離器底部排污閥采用電動式角式節(jié)流、抗沖蝕雙作用排污（水）閥，可控自動化排污。集輸管件進行優(yōu)化調整，將井口至集氣站節(jié)流前彎頭的曲率半徑由原先的1.5D增大至2.5D，有效降低天然氣輸送過程中砂粒對彎頭部位的磨損和壓力損失。排污支管管徑由DN50 mm增大至DN65 mm，排污總管由DN65 mm增大至DN150 mm，通過增大管徑降低流體流速的方式，有效減輕分離器排污時含砂污水對鋼管的磨蝕，提高集輸系統(tǒng)的安全運行系數(shù)。排污系統(tǒng)中關鍵彎頭和三通采用內襯陶瓷結構，有效降低排污時含砂污水對管件的沖蝕。

3.5.2 站內氣水砂分離裝置優(yōu)化技術

過濾分離器兩端設置濾芯以應對大氣量，并將現(xiàn)有過濾介體層壓在圓筒外壁的圓筒形的濾芯改為過濾介體折疊在圓筒外的結構形式。折疊式過濾面積遠遠大于圓筒式過濾面積，此外，可更換單根帶蓋板濾芯，在安裝時直接用螺栓壓緊密封，減少了濾芯與圓形蓋板移位或密封不嚴造成密封失效的情況。并且?guī)w板濾芯安裝方便，自身的蓋板也能對濾芯起到很好的支撐和定位作用，避免了滑移。

3.5.3 集輸系統(tǒng)清防砂技術

收集池采用水力旋流器（軸流式分離器）+有三級斗狀收集區(qū)的收集方式，含砂污水在水力旋流器中，在離心力和重力的作用下，固體顆粒從底流口排出進行下一步暴曬處理。分離凈化后的液體從溢流口排出后進入一級斗狀收集區(qū)，經(jīng)過沉降，泥砂沉降至斗狀底部。經(jīng)過一次沉降的污水通過溢流依次進入二級斗狀收集區(qū)，在三級斗狀收集區(qū)經(jīng)過沉降，泥砂沉降至斗狀底部，最后泥砂通過砂泵或氣提收集上來進行下一步處理。三級斗狀收集區(qū)，使得更多的泥砂能夠得到收集，抗流量和含砂量負荷沖擊能力得到提高，尤其適合于澀北氣田風大、水面波動大、干擾小粒徑砂粒沉降的情況。

3.5.4 集中增壓開采技術

該技術就是在天然氣集輸站用壓縮機增加天然氣的輸出壓力，降低來自生產井的天然氣流輸入壓力，這樣采氣井口回壓得到了降低，相應降低了氣藏的廢棄壓力，地層能力得到充分利用，延長了氣井和氣藏壽命，從而提高了整個氣藏的采收率。

澀北氣田的地面集輸工藝，采用“高壓采氣→站內一次加熱→節(jié)流→常溫分離→高、低壓集輸管網(wǎng)，分氣田集中脫水、集中增壓”的集氣流程。氣田內部按照“總站一次增壓”模式，井口低壓來氣經(jīng)過集輸干線輸至總站，先在總站進行一級增壓至1.20～2.35 MPa，再接入總站進行二級增壓至外輸壓力（3.70～3.90 MPa）；井口高壓來氣經(jīng)過集輸干線輸至總站，在總站直接增壓至外輸壓力，后經(jīng)過過濾、脫水后計量外輸。目前澀北氣田增壓開采井數(shù)、增壓日產量占比均超95%，低壓井產能得以有效釋放。

4 提高采收率相關技術的實施、評價與展望

圍繞多層邊水疏松砂巖氣藏“層間儲量均衡動用、平面邊水均衡推進、降低井筒壓損、降低廢棄壓力和提高采收率”等目標，在細分層系、調補建產、水侵調控、差層挖潛、抑砂攜液、集輸增壓等主體技術支撐下，僅就澀北氣田2016—2021年的實施效果而言，年均綜合遞減控制在9.35%，累產253.5×108m3，采收率提高10.03%。當前為滿足控遞減技術需求，需要進一步深化水侵剩余氣富集區(qū)定量表征、氣藏精細治水、井網(wǎng)重構、清砂排采工藝技術升級。并且，需要加快試驗和儲備注入介質干預邊水驅替提高采收率技術等，預計可進一步提高采收率超過5%。

4.1 氣層水侵識別與潛力區(qū)劃分

澀北氣田開發(fā)中后期，氣藏水侵后存在低阻氣層電阻率變化特征不明顯，含水飽和度量化困難。創(chuàng)新“巖性—電性交會”為核心的水侵層測井解釋方法[29]，充分結合巖性、物性和電性關系，綜合評價氣砂體水侵狀況。近年來，解釋了613口井224個水侵砂體，驗證水侵層解釋與實際投產符合率達84.2%。優(yōu)化新鉆井射孔層位，避射水侵層，氣井配產符合率達到92.5%，近3年氣田調整產能到位率達100%。

隨著水侵形勢日益嚴重，小層平面水侵面積達70%以上，受水封等影響水侵區(qū)剩余可采儲量占比近70%。結合生產動態(tài)與生產測井資料，提高水侵層測井解釋精度，刻畫氣水分布特征，有效識別水侵區(qū)剩余氣富集甜點，為實現(xiàn)剩余儲量的有效挖潛和采收率提高奠定了基礎。

4.2 邊外強排與邊水侵入抑制

2018年以來，對澀北氣田10個水侵主力開發(fā)層組實施邊外強排水措施，以控制邊水突進、減緩水侵速度為目的，力求實現(xiàn)侵排平衡。共配套邊外強排井149口，日排水量4 738 m3，平均單井日排水29.8 m3。對不同水侵程度的氣藏制訂不同治理對策，弱水侵層以“穩(wěn)”為主，利用腰部排采井動用水封儲量，邊部強排井差異化配產實現(xiàn)侵排平衡。強水侵層以“攻”為主，加大邊部水侵區(qū)排水力度，削弱邊水侵入能量與水侵速度。通過實施，部分層組邊水排侵比由0.58提高至0.74，綜合遞減率由21.8%降至7.43%，邊水推進速度由0.44 m/d降至0.37 m/d以下。

邊外強排實施過程中，因各層組水體能量大小差異、采出程度差異，氣藏不同部位排水井未達設計排水量等，通過實施同層組補孔、跨層組混排等試驗，完善排水井網(wǎng)，提高邊部強排井排水量；同時進行氣藏精細動態(tài)描述，開展精細治水對策研究，使得整體治水[30]與分區(qū)精細治水有效結合，為氣藏采收率提高做了鋪墊。

4.3 細分開發(fā)與措施調整補產

澀北氣田含氣井段超過1 000 m，氣層平面、縱向非均質程度存在明顯差異，各小層平面、縱向儲量動用不均衡，通過實施細分開發(fā)，將氣田42個開發(fā)層組增加到64個，后又逐步細分為132個開發(fā)單元，利用新井、老井調補建產，完善井網(wǎng)動用低效儲量，氣藏動靜儲量比由0.57提高至0.68，次非層采速由1.7%提高至2.5%，層間矛盾不斷減緩，縱向開采趨于均衡，充分發(fā)揮了細分層系在多層氣藏穩(wěn)產接替與提高采收率中的重要作用。

隨著氣田水侵的不斷加劇，有效挖潛目標向物性差Ⅲ類層、低含氣飽和度水侵區(qū)拓展，近幾年通過開展高泥質儲層評價及水侵儲量挖潛評價，取得較好效果，一定程度彌補了因水侵造成的產量遞減。重點是研究儲層物性、水侵動態(tài)等對剩余氣分布的影響，將水侵后的剩余氣劃分為不同潛力區(qū)（圖6）。高豐度弱水區(qū)、低豐度弱水區(qū)主要在氣藏構造中高部位、高滲井網(wǎng)不完善區(qū)域，剩余氣相對富集；高豐度強水區(qū)主要在受非均質性影響滯留的剩余氣區(qū)、低滲井網(wǎng)不完善區(qū)域；低豐度強水區(qū)，主要針對的是氣藏低飽和度的水侵區(qū)，為水驅殘余氣。針對各類剩余氣通過井位置換或井網(wǎng)重構等方式，提高未水侵、弱水侵、中水侵的采收率。2022年在氣田水侵區(qū)部署新井25口，配產17.8×104m3，初期日產氣22.7×104m3，目前日產氣17.9×104m3，平均單井日產氣0.72×104m3，受水侵影響5口井低于配產，水侵區(qū)挖潛有效率為80.8%。

圖6 臺南氣田小層剩余氣分類及井網(wǎng)重構平面圖

4.4 助排工藝與集輸技術創(chuàng)新

澀北氣田多泥砂積液氣井氣舉助排需要的啟動壓力越高，氣源壓縮機的出口壓力等級越高，相應地面投資增加。從經(jīng)濟的角度考慮，啟動壓力較高的氣井采用氣舉閥接替舉升，降低氣井的啟動壓力，降低壓縮機的壓力等級，提高設備的有效利用率,氣田采用的助排工藝有泡沫排水采氣、氣舉排水采氣（撬裝、井間互聯(lián)、集中增壓）、連續(xù)油管沖砂等。在開發(fā)中規(guī)模推廣應用泡沫排水采氣工藝，平均有效率90%，日增氣平均提高21%，該工藝對輕微和中等積液井作業(yè)覆蓋率達到100%，基本維持了這部分井的正常攜液生產。目前撬裝氣舉排水采氣工藝，平均有效率53.76%，日恢復產能55.3×104m3。集中增壓氣舉投運306口，日增產氣135.5×104m3，日排水7 048 m3，有效解決了氣井嚴重積液和停產問題，恢復了氣井產能，有力支撐了氣田長期帶水生產。采用“氮氣+泡沫”連續(xù)油管分段沖砂工藝，規(guī)模推廣1 223井次，累增氣5.6×108m3，平均有效率在80%左右，已成為澀北氣田井筒清砂的主體工藝。

集氣站的多相分離設備在氣田開發(fā)后期對水和砂的凈化處理效果有時不能滿足實際需求，且存在排污閥、彎頭等管件損壞加重，多類機泵維修頻次高等危害。為減小砂、水對集輸系統(tǒng)運行帶來的風險，集氣站在采取混合布站方式，分氣田集中脫水，集中增壓的集氣流程的基礎上，研發(fā)改進集輸裝置，提高了凈化處理效率。當前正在投運的增壓三期工程，將進一步降低地層廢棄壓力，是開發(fā)中后期提高氣田采收率的重要手段。

隨著開發(fā)后期井層問題的復雜化，出水出砂氣井井壁復原填砂修復和防漏封竄工藝技術難以滿足氣水同產或強排水井控砂生產的需求，需持續(xù)攻關砂水一體化防治技術，深化增滲解堵、負壓開采、選擇性堵水和地面集輸系統(tǒng)監(jiān)測、防腐、清堵等工藝試驗研究，升級提高采收率配套工藝技術[31]。

4.5 采出水回注與驅掃滯留氣試驗

隨著澀北氣田開發(fā)程度的加深，上述常規(guī)提高采收率系列技術需要配套升級，尤其是探索儲備進攻性提高采收率技術方法，以室內巖心驅替實驗為基礎，現(xiàn)場開啟注入介質提高驅掃效率試驗正在啟動。預計通過開展回注采出水，高滲層封竄、調剖調驅等，實現(xiàn)低壓非均衡水侵氣藏剩余氣高效挖潛的同時對高產水氣藏邊水起到鄰層轉蓄、泄壓緩侵作用，減少地面水處理成本，人工干預提高邊水驅掃效率是進攻性提高采收率技術的重要攻關試驗項目。可以說，啟動開展利用注入介質提高天然氣采收率的進攻性技術研究，加之阻隔外圍水體，補充地層壓力，提高藏內驅替效率，是一項氣藏開發(fā)后期可推廣、可復制的提高采收率全新開發(fā)技術。

5 結論

1）在多層邊水疏松砂巖氣藏的試采、建產、穩(wěn)產、調整的開發(fā)過程中，按照“邊攻關、邊實踐、邊開發(fā)”的要求適時調整，使開發(fā)單元趨于合理、井網(wǎng)逐步完善、治砂治水工藝不斷升級、儲量動用與挖潛持續(xù)深化，系列專項技術的實施與完善是延長氣田穩(wěn)產期和提高最終采收率的基礎。

2）多層邊水疏松砂巖氣藏的儲層非均質性、應力敏感性，水體大小、水侵模式，開發(fā)單元劃分、井網(wǎng)密度、薄差層動用，動態(tài)指標調控、藏內外控水、開發(fā)調整，抑砂、排水與集輸工藝提升等都是影響氣藏采收率提高的因素，主控因素可歸結為儲層非均質性、開發(fā)單元劃分、布井方式、控水對策、采輸工藝。

3）在細分開發(fā)單元的基礎上完善井網(wǎng)，減緩非均質造成的層間矛盾，實施儲層防砂與改造一體化工藝，提高薄差層動用程度；開展氣藏整體治水，分區(qū)調控，控制邊水非均衡指進式突進，降低邊水推進速度，減少水侵儲量損失；規(guī)模開展積液氣井集中連續(xù)氣舉，配套建設多級增壓外輸系統(tǒng)，地面裝置改造升級以保證攜砂含水低壓氣流的凈化集輸?shù)龋瑢ｍ楅_發(fā)技術已成為氣田提高采收率的關鍵。

4）多層疏松砂巖氣田提高采收率技術是貫穿于開發(fā)全過程的差層挖潛、調補建產、開發(fā)調控、防砂治水、增壓助排等技術的創(chuàng)新應用。氣田進入高含水期穩(wěn)產后期，提高采收率技術是對現(xiàn)有開發(fā)技術的升級換代，是對精細刻畫水侵區(qū)剩余氣分布、精準設計氣藏整治水方案、重構井網(wǎng)挖潛低豐度儲量、配套低成本排采集輸工藝、開展注水注劑補壓驅替等進攻性技術的持續(xù)攻關。不斷提高天然氣儲量動用程度與采出程度，就是提高氣田的采收率。