負壓開采與泡沫排水復合采氣工藝在致密砂巖氣藏的應用

肖慶華 文濤 粟超

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院；2.四川恒溢石油技術服務有限公司

隨著蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發程度不斷提高，主要產氣區低壓、低產井逐年增多［1-2］，同時由于氣田主要區塊地層水活躍，氣水同產井多，導致氣井攜液越來越困難，嚴重制約氣井正常生產［3］。蘇里格氣田采取“井下節流、中低壓集氣、廠站增壓”集輸工藝模式，氣井輸壓一般在2 MPa 左右，當井口壓力低于輸壓后，氣井將無法正常生產，但此時氣井仍然具有較高剩余可采儲量［4］。為提高低壓、低產且氣水同產氣井產能與采出程度，開展了降低井口壓力［5-6］、提高氣井攜液能力研究［7］。

鑒于蘇里格氣田泡沫排水、柱塞等常規排采工藝受井口回壓影響效果有限以及負壓開采工藝先導性試驗取得了階段性成果的情況［8-10］，提出負壓開采與泡沫排水復合采氣工藝，分析了負壓開采與泡沫排水復合工藝增產原理以及在蘇里格氣田的適應性，制訂了復合工藝選井原則，并通過現場試驗驗證了復合工藝應用效果，力求為蘇里格氣田老井挖潛提供新的技術思路，以期進一步延長蘇里格氣田致密砂巖氣藏穩產時間，提高氣藏采收率。

1 復合工藝增產原理

負壓開采工藝通過井口撬裝式壓縮機降低井口回壓，創建生產壓差更大的采氣系統增加氣井產量和攜液能力［11-12］。泡沫排水采氣技術通過向井筒內注入起泡劑，起泡劑在氣流攪拌下與井筒積液生成大量低密度含水泡沫，泡沫通過氣流帶至地面的方式減少井筒積液［13-14］。

(1)通過降低井口回壓、兩相流動壓降，改變氣液兩相流流型，減小井底流壓，增加氣井產量。氣井產能經驗方程為

(2)針對積液氣井，提高氣井產量利于攜液，根據李閔臨界攜液模型，當氣產量大于臨界攜液流量后，氣井能夠正常攜液生產。同時，降低井口回壓、液體密度及表面張力，氣流攜帶液滴所需的最小氣流量和臨界流速降低。

李閔臨界攜液模型為

式中，qsc為氣井產量，104m3/d；pR為平均地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；C為系數，104m3/d·M Pa?2n；n為指數，通常在0.5～1.0 之間；qc為氣流攜帶液滴所需的最小氣流量，104m3/d；A為油管截面積，m2；p為井口油壓，MPa；vg為臨界流速，m/s；T為井口氣流溫度，K；Z為井口流壓及溫度下的氣體偏差因子；ρg、ρl分別為氣體、液體密度，kg/m3；σ為表面張力，N/m。

(3)降低井口壓力，可降低廢棄地層壓力，提高氣井最終采收率。

(4)通過井口撬裝式壓縮機增壓外輸，能夠減輕輸壓波動對氣井產量的影響。

2 負壓開采適應性分析

2.1 單位壓降產量

蘇里格致密砂巖氣田典型區塊氣井單位壓降產量統計表明：氣井單位壓降產量(42～1 016)×104m3/MPa，平均值(113～210)×104m3/MPa；總體上儲層品質越好的區塊氣井單位壓降產量越高(表1)。單位壓降產量反映氣井生產水平及累產能力，負壓開采工藝運行成本平均約2 000 元/d，因此，優選單位壓降產量高的氣井開展負壓開采工藝，利于在最大限度提高氣井采收率的同時實現氣田開發經濟效益最大化，結合先導性試驗井增產情況，建議選擇單位壓降產量高于90×104m3/MPa 的氣井實施。

表1 典型區塊氣井單位壓降產量Table 1 Gas production per unit drawdown pressure in the representative block

2.2 低壓階段氣井剩余可采儲量

采用產量累計法、壓降法、動態擬合法、流動物質平衡法對蘇里格氣田3 個典型區塊井口生產套壓不大于3 MPa 的氣井剩余可采儲量進行計算，如表2 所示，結果表明：典型區塊氣井平均剩余可采儲量1 442×104～3 921×104m3，在低壓階段仍具有較高的剩余可采儲量及較大的挖潛潛力；儲層品質越好，氣井在低壓階段剩余可采儲量越高。

表2 典型區塊低壓氣井剩余可采儲量Table 2 Remaining recoverable reserves of low-pressure gas wells in the representative block

2.3 生產系統節點分析

參考蘇里格氣田氣井動態分類評價標準，Ⅰ類井無阻流量不小于10×104m3/d，Ⅱ類井無阻流量4×104～10×104m3/d，Ⅲ類井無阻流量小于4×104m3/d，采用軟件對無阻流量10×104m3/d 和4×104m3/d 氣井生產中后期進行了節點分析。蘇里格氣田主體采用?73.02 mm 油管，在模擬泡沫排水對臨界攜液流量的影響時，考慮到臨界攜泡流量約為臨界攜液流量的1/3［15-16］，而?48.26 mm 油管臨界攜液流量約為?73.02 mm 油管臨界攜液流量的1/2～1/3，因此模擬時采用?48.26 mm 油管來分析泡沫排水對攜液的影響。

根據模擬結果，針對不產水的氣井，無論是Ⅰ類井還是Ⅱ類井，通過降低井口油壓均能增加氣井IPR 產量，但產量提升幅度不明顯，如圖1、圖2 所示。針對產水氣井，采用典型區塊SU-1 氣井平均水氣比0.5 m3/104m3進行了模擬計算，模擬結果如圖3、圖4 所示，可以看出，多相流氣液比高時，流入與流出曲線有兩個交點，左交點不穩定，右交點為協調點。

圖1 Ⅰ類不產水氣井節點分析曲線Fig.1 Nodal analysis of the Type-Ⅰ gas well failing to discharge water

圖2 Ⅱ類不產水氣井節點分析曲線Fig.2 Nodal analysis of the Type-Ⅱ gas well failing to discharge water

圖3 水氣比0.5 m3/104 m3 時Ⅰ類井節點分析曲線Fig.3 Nodal analysis of Type-Ⅰ well with a gas-water ratio of 0.5 m3/104 m3

圖4 水氣比0.5 m3/104 m3 時Ⅱ類井節點分析曲線Fig.4 Nodal analysis of Type-II well with a gas-water ratio of 0.5 m3/104m3

結果表明：(1)在井口壓力2 MPa 下，隨著地層壓力的降低，在輔以泡沫排水的情況下，氣井也將逐漸停噴，模擬的Ⅰ類井停噴地層壓力約為8 MPa，對應協調點產量約為0.43×104m3/d，Ⅱ類井停噴地層壓力約為14 MPa，對應協調點產量約為0.58×104m3/d。(2)在井口壓力0 MPa 下，模擬的Ⅰ類井地層壓力為8 MPa 時，氣井產量約為0.78×104m3/d；模擬的Ⅱ類井地層壓力為14 MPa 時，氣井產量約為0.94×104m3/d。表明通過降低井口壓力能使停噴井恢復自噴，且增產明顯。(3)當井口壓力下降至0 MPa 時，Ⅰ類井停噴地層壓力可降至約4 MPa，對應協調點產量約為0.18×104m3/d，Ⅱ類井停噴地層壓力降至約9 MPa，對應協調點產量約為0.25×104m3/d，說明復合工藝使氣井產量0.2×104m3/d 左右時仍能攜液生產，在泡沫排水的基礎上可進一步將停噴地層壓力降低4～5 MPa。(4)針對低壓、低產、氣水同產的氣井，在地層壓力相差不大的情況下，儲層品質越好的氣井其產能越高，復合工藝效果越好。

3 選井原則

泡沫排水工藝適應性較為寬泛，工藝選井主要受井口撬裝式壓縮機性能制約，井口撬裝設備關鍵參數如表3 所示。

表3 井口撬裝式壓縮機關鍵參數Table 3 Key parameters of the wellhead skid-mounted compressor

根據復合工藝技術增產原理、適應性分析結果，結合壓縮機關鍵參數和蘇里格典型區塊氣井特征，制訂以下選井原則。

(1)井身結構要求：氣井內無節流器。

(2)氣井輸壓要求：≤2.8 MPa。

(3)氣井生產特點：氣井低壓、低產、產水，產水量小于15 m3/d，產量受輸壓波動影響較大，具有較高的單位壓降產量與剩余可采儲量。

(4)產量要求：產量低于臨界攜液產量，不能正常攜液生產，且預測措施期間產量小于2.1×104m3/d。

(5)測試無阻流量：從工藝經濟性考慮，優先選擇動態評價較好的氣井。

(6)天然氣組分要求：不含H2S。

(7)井場要求：滿足現場作業要求。

4 現場試驗

4.1 試驗井基本情況

根據復合工藝選井條件，同時為進一步驗證復合采氣工藝的適應性和應用條件，現場選取3 口井進行了先導性試驗，A 井位于蘇里格中區南部，B 井、C 井位于蘇里格西區中部，A 井、B 井、C 井動態評價分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，氣井基本情況如表4 所示。

表4 復合采氣工藝先導性試驗井基礎數據Table 4 Basic data of the pilot testing well of the composite gas production technology

4.2 試驗效果分析

在井口撬裝式壓縮機加載運行前1 天通過油管向A 井、B 井、C 井分別加入泡沫排水棒3 根、4 根、4 根，后續根據各氣井生產情況調整起泡劑加注和壓縮機運行制度。圖5～圖7 分別為A 井、B 井、C 井措施期間生產情況，表5 為3 口井現場試驗效果對比。

圖5 A 井措施期間生產情況Fig.5 Production performance of Well A during testing

圖6 B 井措施期間生產情況Fig.6 Production performance of Well B during testing

圖7 C 井措施期間生產運行情況Fig.7 Production performance of Well C during testing

表5 復合采氣工藝現場試驗效果對比Table 5 Field testing performance comparison of the composite gas production technology

現場試驗表明：(1)復合工藝能有效排出井筒積液，恢復低壓、低產、氣水同產井產能，使氣井重新實現攜液生產。(2)措施期間A 井、B 井、C 井最低將油壓分別降至0.03、?0.05、0.1 MPa，說明工藝能有效降低井口壓力，放大生產壓差。(3) A 井、B 井、C 井措施期間日均增氣量分別為0.50×104m3、0.39×104m3、0.28×104m3，與節點分析儲層品質越好工藝效果越好結果一致，同時C 井措施期間運行狀況也驗證了復合工藝能使氣井在較低產量下正常攜液生產這一結論。(4)理論分析與現場試驗表明，負壓開采與泡沫排水復合采氣工藝對蘇里格氣田低產、低壓、產水氣井有較好的適應性。

5 結論

(1)負壓開采與泡沫排水復合采氣工藝主要通過創建生產壓差更大的采氣系統、降低兩相流動壓降，達到提高氣井攜液生產能力以及降低廢棄地層壓力的目的。

(2)蘇里格氣田致密砂巖氣藏氣井在低壓階段具有較大的挖潛潛力，復合采氣工藝對低壓、低產階段不能正常攜液生產的氣井具有較好的適應性，當井口油壓降至0 MPa 時，能使氣井產量在0.2×104m3/d 左右時仍正常攜液生產，在泡沫排水的基礎上可進一步將停噴地層壓力降低4～5 MPa。

(3)所選動態評價為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類的3 口試驗井措施期間日均增氣量分別為0.50×104m3/d、0.39×104m3/d、0.28×104m3/d，措施期間井口油壓最低降至?0.05 MPa，認為復合采氣工藝能夠有效提高氣水同產井產能和攜液能力，同時儲層品質越好的氣井復合采氣工藝應用效果越好。