長慶低滲透氣田開采技術

1、長慶低滲透氣田開采技術    長慶低滲透氣田開采技術目前氣田開采技術包含氣井的鉆井、完井技術、儲層改造技術、動態(tài)監(jiān)測、氣井配產、開采評價、采氣工藝技術以及氣井防腐等系列技術，其中長慶氣田在開發(fā)過程中采用的開采技術較多，本處僅對其值得川西氣田開發(fā)中值得借鑒的動態(tài)監(jiān)測技術、配產技術、采氣工藝及氣井的防腐蝕技術進行介紹。1、氣井試采評價及分析長慶氣田于1989年在陜參1井、榆3井發(fā)現(xiàn)高產油氣流后，為合理開發(fā)氣田，落實單井產能，認識氣藏特征，確定氣田生產能力及穩(wěn)定時間，先后在氣田內多口氣井進行了試采及相應開發(fā)先導性試驗，如氣井放大壓差生產試驗、系統(tǒng)試井、壓力恢復

2、試井、探邊試井、干擾試井等試驗工作，同時對氣井的試采工作進行了及時評價和分析，為氣田的開發(fā)方案設計、氣田規(guī)模開發(fā)進行了充分的準備工作。（1）放大壓差生產試驗為了解氣井穩(wěn)產性能，氣井大壓差是否產水以及氣井儲層特征與其地質認識一致，氣田在陜81井進行了放大壓差試驗。陜81井一點法測試無阻流量110664×104m3/d，修正等時試井絕對無阻流量1086×104m3/d。氣井大壓差生產試驗時以60×104m3/d工作制度生產，試驗生產時間1904天，平均日產氣59033×104m3/d，日產水023 m3/d，僅產微量凝析油，井口油套壓由248Mpa分別降為9

3、23Mpa和861Mpa，開井前氣層中部壓力3017Mpa，試驗期井底流壓最低為109Mpa，壓差達1927Mpa。之后氣井進行修正等時試井及壓恢試井，氣層壓力下降為2866Mpa，其單位壓降產量為1014197×104m3/Mpa。之后進行按常規(guī)的無阻流量的1/4進行配產按25×104m3/d生產2429天，產氣6205711×104m3，日均產氣25549×104m3/d，產水0128 m3/d，氣層壓力由2866Mpa下降為2398Mpa，井底壓力趨于穩(wěn)定。根據(jù)試驗情況采用軟件進行擬合和預測，表明大壓差生產難以持久，而采用常規(guī)配產可以長期穩(wěn)定生產，

4、證明了氣藏的低滲、低豐度、面積大且整裝連片特性，與氣田勘探及地質認識相符合。（2）氣井試井方法試驗及評價為準確獲取氣井儲層參數(shù)、產能以及各種試井方法在氣田開發(fā)中的適應性，為后期氣田的正式規(guī)模開發(fā)提供依據(jù)，在進行放大壓差生產試驗的同時，進行了各項試井試驗并結合氣井試采動態(tài)建立了符合氣田特征的氣藏模型及其可靠的參數(shù)。系統(tǒng)試井為驗證系統(tǒng)試井在該氣田的適應性，系統(tǒng)試井工作制度采取了產量由大到小和由小到大兩種方式試驗，為使每一工作制度達到穩(wěn)定，氣井的每一工作制度時間較長（表1），同時要求試井時井底流壓下降及終關井壓力恢復速率小于01 Mpa/d，表1是其試驗的兩口氣井的試井設計簡況表。表1試井設計簡況表

5、                項    目    井    號            工作制度        

6、0;                        第一            第二            第三

7、0;           關井恢復時間    T（d）                                 

8、Qg（104m3/d）            T（d）            Qg（104m3/d）            T（d）         

9、   Qg（104m3/d）            T（d）                                

10、60;                     陜81            45            30   &#

11、160;        35            40            25            50    

12、        80                                 陜84        &

13、#160;   25            30            40            40         

14、;   50            50            82                      

15、;    實際試井時陜81的三個工作制度生產時間較短未達到穩(wěn)定，關井66天后井底壓力仍以00127Mpa/d的速度恢復而開井，無法進行分析。而陜84井關井82天后井底壓力以0009Mpa/d的速度恢復，基本達到穩(wěn)定，其解釋是較為成功的，證明在低滲氣藏進行系統(tǒng)試井需要相當長的時間是可以達到穩(wěn)定的。修正等時試井為進一步驗證系統(tǒng)試井的適用性并同時縮短試井時間，在系統(tǒng)試井基礎上，長慶氣田進一步進行了修正等時試井試驗。為保證修正等時試井的成功性，試井設計及實際操作中采取了以下措施：1）等時間隔的選取在等時間隔的選取方面，考慮了井筒儲積效應的影響，其等時間隔應超過井筒儲積效應

16、的而達到無限作用期，經計算對于高產井，等時間隔取12h，中低產井取24小時。2）延續(xù)時間的確定而對于最后一個延續(xù)生產時間，計算的穩(wěn)定時間較長，為減少試井過程終天然氣放空浪費，實際試井中高產井一般取15天左右，中低產井一般取3040天。3）試井過程中設計了四個工作制度的修正等時試井后仍保留一個短時間的關井然后開井延續(xù)生產。4）氣井延續(xù)生產期基本達到穩(wěn)定才進行關井進行壓力恢復，其延長時間延續(xù)到井底流壓壓降速率小于0015MPa001Mpa/d才進行關井。5）試井操作25口氣井實際操作過程中對試井進行了周密設計，嚴格按照試井設計要求取全取準了產氣量、井口壓力和溫度、分離器壓力及溫度、氣體和水分析資料

17、，其井底壓力和溫度的錄取全部下入高精度電子壓力計進行連續(xù)測試，保證了資料的準確。6）試井成果應用評價主要進行氣井穩(wěn)定產能方程及無阻流量求取（驗證系統(tǒng)試井準確性見表2）、估算氣層有效滲透率、確定表皮系數(shù)、進行儲層橫向上非均質分析、邊界反映分析、溝槽反映分析、儲層滲透帶分析等等。表2陜94井系統(tǒng)試井與修正等時試井產能方程與無阻流量對比表                方法      

18、;      穩(wěn)定產能方程式            絕對無阻流量            相關系數(shù)                 

19、   系統(tǒng)試井            壓力平方            指數(shù)式            Q1872×102（PR2Pwf2）09283    

20、60;       101512            0999995                    二項式        

21、;    PR2Pwf2750713Q 1816Q2            97368            098468                

22、60;   擬壓力            指數(shù)式            Q944×103（PR2Pwf2）08632            109847    

23、        0999943                    二項式            m（p）327892Q 1718675Q2     

24、;       101787            099854                    修正等時    試井    

25、;        壓力平方            指數(shù)式            Q618×102（PR2Pwf2）07366            9

26、62            0999997                    二項式            PR2Pwf2510228Q 4307Q2

27、60;           992            0992894                    擬壓力    &#

28、160;       指數(shù)式            Q456×103（PR2Pwf2）071411            1072            099

29、9937                    二項式            m（p）22640Q 22604Q2            1103 &

30、#160;          099706             對比表2結果，二項式方程系數(shù)A增大，B減小，指數(shù)式C減小，n增大，但產能分析結果基本相同，證實了系統(tǒng)試井及修正等時試井結果的正確性，同時也證實修正等時試井適合于長慶氣田低滲透氣藏。通過修正等時試井延續(xù)生產階段壓力變化及穩(wěn)定情況分析，對各氣井穩(wěn)定產能進行了標定：在井周圍不存在滲透性變差區(qū)帶的條件下，氣井以生產壓差

31、30Mpa生產，Qaof<20×104m3/d的井，穩(wěn)定產能約在Qaof的1/31/4之間；Qaof介于2050×104m3/d的井，穩(wěn)定產能約在Qaof的1/41/5之間；Qaof>50×104m3/d的井，穩(wěn)定產能約在Qaof的1/51/7之間，其結果對氣井的合理配產提供了依據(jù)。探邊試井為確定氣井的動態(tài)儲量，分析邊界類型及形狀等參數(shù)，在氣田內選擇了陜81井進行探邊試井試驗，該井進行放大壓差生產試驗后進入常規(guī)配產長期生產，同時進行探邊試井，并下入高精度電子壓力計實測井底流壓，氣井達到擬穩(wěn)定流后采用彈性二相法進行儲量計算，獲得了較準確的原始動態(tài)儲量。干

32、擾試井試驗為進一步確定前期系統(tǒng)試井、修正等時試井及解釋出的氣井儲層之間存在不滲透邊界、低滲透層變差及溝槽等有的氣井存在連通性等問題，先后在兩井組間進行了干擾試井。第一井組在林5井陜參1井進行小井距干擾試井，以林5井作為激動井，另兩口井作為觀察井，井距18km，整個測試10個月零10天，試井結果分析各井組之間是連通的，與試井解釋及地質、地層對比及物探認識是一致的。第二組試驗選擇了處于同一鼻隆構造上的三口氣井陜17井進行長期生產，選擇其東北方向G1114井（距17井38km）、其西南方向陜85井（距陜17井5km）作為觀察井，這三口氣井處于同一鼻隆構造上。干擾試井時下高精度電子壓力計實測42天發(fā)現(xiàn)

33、G1114井井底壓力由3028Mpa下降為3024Mpa，日降速率00011Mpa，而陜86井未測到明顯壓力變化，陜17井與證明G1114井是連通的，與陜86井無連通關系，與前期認識一致。不穩(wěn)定試井在進行以上試井方法試驗同時，長慶氣田還進行壓力恢復試井，獲取的測試資料均能反映底層特征，取得了準確的動態(tài)資料及底層參數(shù)，為氣田開發(fā)方案進行數(shù)值模擬提供了必要參數(shù)。（3）試采過程種試井試驗在氣田全面開發(fā)中的意義長慶氣田通過試采及其一系列試驗，其對氣田開發(fā)中取得的意義有以下幾個方面：大壓差生產證明了氣藏的低滲、低豐度、面積大且整裝連片特性。生產初期的系統(tǒng)試井與修正等時試井所建立的產能方程及取得的無阻流量

34、一致，證實了兩種試井的可靠性及實用性，其結果可用于氣井動態(tài)預測和產能評價；關井壓力恢復曲線的形狀與解釋參數(shù)和修正等時試井基本一致，系統(tǒng)試井時間長，其結果更準確；探邊試井測試時間長，可獲得單井控制儲量、面積及邊界、儲層參數(shù)等，為合理布井、優(yōu)選井位提供可靠依據(jù)；干擾試井從小井距到大井距證實了井間連通性，與地質、地層對比、物探等取得的認識一致，對合理布井、優(yōu)選井位及合理開采提供可靠依據(jù)通過試井獲得氣藏原始壓力、溫度、底層參數(shù)、流動系數(shù)、有效滲透率、導壓系數(shù)等進而與靜態(tài)資料結合，對氣田規(guī)模開發(fā)進行數(shù)值模擬提供依據(jù)；通過試井求得氣井產能，對模擬氣井未來動態(tài)、進行氣井分類及合理配產提供了依據(jù)。2、試井技術

35、改進長慶氣田在通過對修正等時試井試驗分析研究基礎上，對等時間隔、產量序列、延續(xù)生產時間進行了改進設計。（1）等時間隔（2）產量序列通過理論分析認為，產量序列對修正等時試井的結果影響明顯，為減小試井誤差，產量序列必須采用等比遞增的方式，產量序列所構成的等比數(shù)列要有較大的公比。（3）延續(xù)生產時間其研究認為，試井要獲得真實可靠的產能系數(shù)A，修正等時試井的延續(xù)生產時間必須達到擬穩(wěn)定流動開始時間tpss。其設計的延續(xù)時間考慮了re內的邊界和地層非均質對氣井產能的影響，與實際相符。3、配產技術（1）氣井產能長慶氣田氣井的產能采用了系統(tǒng)試井、修正等時試井以及一點法試井。其一點法主要采用陳元千公式及其改進公式

36、：經驗公式（適用于回壓在8085%范圍）陳元千公式（適用于回壓在大于85%）用井口套壓計算無阻流量（2）氣井配產方案在氣井配產方面，長慶氣田經過試采試驗、試井評價研究，對不同儲層特征、不同區(qū)塊氣井產水特點建立了不同區(qū)塊單井的配產模式。長慶馬五12氣藏單井配產模式富水區(qū)內氣井配產模式：富水區(qū)氣井實行大壓差生產，降低水區(qū)壓力，防止水體外擴造成采收率降低，同時兼顧保障氣田整體穩(wěn)產年限，QAOF>50×104m3/d的高產井以QAOF的1/51/4配產，QAOF介于 20×104m3/d50×104m3/d的中產井以QAOF的1/41/3配產，QAOF介于10

37、15;104m3/d20×104m3/d的中低產井以QAOF的1/3配產，QAOF<10×104m3/d的低產井實行大壓差定壓生產，先以QAOF的5070%配產，井口壓力下降到90Mpa左右后降低產量實施定壓生產。富水區(qū)邊緣氣井配產模式：富水區(qū)邊緣氣井實行常壓差生產，避免富水區(qū)內水體外浸，以保證氣藏達到較高的采收率，這些井生產壓差控制在34Mpa，高產井以QAOF的1/61/5配產，中低產井以QAOF的1/4左右配產。無水區(qū)氣井配產：該氣藏無水區(qū)為孔隙式氣藏，無水區(qū)大壓差生產對氣藏采收率無影響，配產模式與富水區(qū)的配產模式一致。馬五4氣藏配產模式該氣藏構造高部位產純氣，

38、低部位氣水同產，洼地以產水為主，為防止低部“似邊水”過早不均勻侵入而降低采收率，該井區(qū)以QAOF的1/51/4配產。 上古生界氣藏氣井配產模式陜173井區(qū)盒8氣藏氣井配產模式：該氣藏儲層膠結物主要為粘土，顆粒間膠結不牢固生產壓差過大容易產生顆粒脫落，儲層吐砂，造成砂堵，影響采收率，盒8氣藏按常規(guī)的QAOF的1/4配產。陜141井區(qū)山2氣藏氣井配產模式：山2氣藏與盒8氣藏類型相同，但儲層顆粒間以硅質膠結，膠結較牢固，大壓差下不會產生砂堵，該氣藏以QAOF的1/41/3配產。4、采氣工藝技術在采氣工藝技術方面，長慶氣田主要開展了泡沫排水采氣、柱塞氣舉以及氣井的防堵工藝技術，并取得了較好的效果。（1

39、）排水采氣工藝技術小直徑管泡沫排水采氣工藝技術1）工藝流程采用635mm×15mm小直徑管下入氣井的氣層中部向氣層中注入起泡劑，起泡劑減少液體表面張力和氣體滑脫損失，使井底積液被帶出地面，達到排水采氣目的。該工藝解決了常規(guī)從油套管環(huán)形空間注入起泡劑不能直接達到氣層中部而導致排水效果較差的問題，提高了排水效果。2）配套設備及功能注入鋼管：635mm×15mm鎳不銹鋼管，將起泡劑注入井底；氣動泵，給小直徑管內注入起泡劑，最大注入壓力35Mpa，最大排量20L/h；起泡劑注入頭，其端部裝有一個單向閥，用來注入藥劑，阻止氣體流入小直徑管內，同時穩(wěn)定加重桿；加重桿和引導器組合：共4根

40、加重桿和導錐；小直徑鋼管滾筒：纏繞、安裝和回收小直徑管；防噴管：為化學劑注入頭、加重桿和引導器組合提供下井前的位置；方噴密封組合：包括防噴管盤根盒和封井器；撬裝電纜絞車：包括發(fā)動機、起下作業(yè)系統(tǒng)，用來起下小直徑管。3）泡排藥劑、工藝參數(shù)及工藝要求采用了FA06起泡劑和XQ1消泡劑，并進行了起泡與消泡性能以及抗鹽性、抗油性、耐高溫性、與地層水配伍性進行了評價；并根據(jù)氣井產水量計算用藥量及濃度、加注周期進行分析。工藝要求：氣井井筒暢通、無堵塞；排水量較小的低產氣井；對礦化度較高、水淹井及死井不適宜。4）應用情況該工藝技術在長慶靖邊馬5井應用取得了良好效果。該經氣層中部深度348205m，原始地層壓

41、力3135Mpa，無阻流量46×104m3/d，1998年11月投產，2000年10月中旬因產水量大無法排水停產，氣井生產時最大水量20m3/d，穩(wěn)定時產水量11m3/d，關井時累計產期2298×104m3，產水1731m3。該井采用小直徑管泡排工藝反復向油管內注入FA06起泡劑、同時向地面管線注入XQ1消泡劑，并采用井口放噴相結合，共進行了4次作業(yè)，累計加入起泡劑155L、消泡劑65L，歷時1個多月成功將該井復活。氣井恢復正常生產后日產氣45×104m3/d，生產穩(wěn)定。柱塞氣舉柱塞氣舉工藝在我處川孝455井已經獲得成功應用，其工藝原理較為簡單，設計及參數(shù)較為復雜

42、，本處僅對其主要部件、工藝要求及在長慶氣田的應用情況進行簡單介紹。1）主要部件及功能自動控制器：設置即時開頭或循環(huán)壓力程序，具有設計簡單盒可靠的記憶功能，設置滾動的LCD直讀功能，為天然氣流動或關井向控制器傳送已設定好的相應模式型號；接受由傳感器傳送柱塞到達地面的信號。柱塞：在井下天然氣恢復壓力的作用下以段塞方式將液體舉出井口，具有極少液體回流的特點，同時作為液柱與天然氣之間的隔斷面；防止在油管內壁形成鹽結垢、結蠟；連續(xù)清除井內積液，增加天然氣產量。井下大緩沖彈簧的承接器：接受柱塞的下落，控制下落位置，緩沖下落的硬性沖擊力。防噴管：具有為堅持柱塞而設置的腔室盒柱塞捕捉器內由帶緩沖彈簧的上承接器

43、；設有可選擇的雙向或單向的液體出口。到位傳感器：感覺柱塞到達并傳遞信號導控制器。氣動閥門：接受控制器信號后通過啟動薄膜閥進行開關井，便于控制柱塞的上下。氣體過濾器調壓總成：過濾氣體中的水分及雜質；為氣動閥門提供開關所需的氣動壓力。太陽能面板：為控制器電池充電以保證控制器正常工作。2）工藝要求油管內壁規(guī)則，采用Ø59×750mm通井暢通無阻；氣井自身具有一定能量，帶液能力較弱的自噴生產井；日產量小于50m3/d；氣液比大于500m3/m3；井底有一定深度的積液；井底清潔，無泥漿等污物。3）應用情況長慶氣田進行了2口井的現(xiàn)場應用，取得了較好的應用效果。1號井氣層中深37634m

44、，無阻流量6167×104m3/d該井1999年10月10日投產，投產不久就出現(xiàn)大量產水，連續(xù)生產時間短，2001年6月5日安裝柱塞排水采氣配套設備，柱塞下深3633m，進行柱塞氣舉后氣井油套壓不同程度回升，日產氣穩(wěn)定在20×104m3/d，日產水3040m3/d左右，能夠較平穩(wěn)地連續(xù)生產，有效解決了井筒繼續(xù)積液問題。2號井氣層中深3232m，無阻流量121526×104m3/d，2000年10月23日投產，生產不久氣井出現(xiàn)積液，計算井筒積液800m左右，下入柱塞進行氣舉排水采氣，柱塞下入深度2495m。柱塞運行周期3次，每周期開井6h，關井2h。進行柱塞氣舉前后

45、產量保持為25×104m3/d，一周后氣井油套壓持續(xù)明顯的回升，其油、套壓分別由柱塞氣舉前的77Mpa、162Mpa上升為185Mpa、224Mpa，產水量由試驗前的116m3/d增加為24m3/d，并最后穩(wěn)定為20m3/d，達到了排水采氣的目的。（2）氣井防堵塞工藝技術長慶氣田氣井堵塞主要為天然氣水合物堵塞，其氣井壓力在1025Mpa范圍內，天然氣水合物形成溫度為1623，多數(shù)氣井在井筒300m以上易形成水合物堵塞；同時由于采取高壓集氣，在北方天氣較冷的12月、12月，其地面管線頻繁發(fā)生堵塞，嚴重影響氣井正常生產。因此，長慶氣田開展了系列防堵塞技術研究，目前其成功技術為注醇技術及井

46、下節(jié)流工藝技術。注甲醇防堵塞技術1）甲醇注入量2）氣井注醇工藝流程3）應用情況長慶氣田注甲醇應用效果表明，集中注甲醇是防止氣井水合物堵塞是長慶氣田必不可少的工藝技術，該技術保證了氣井在低溫季節(jié)的正常生產。在具體應用時，醇的注入量根據(jù)季節(jié)及氣井產氣、產水及氣井與集氣站遠近不同而不同，夏季氣溫較高注入量較少，氣溫較低的冬季季節(jié)注入量相對較多、進展氣流溫度低的氣井注入量較多。現(xiàn)場應用還表明，在甲醇中混合一定比例的CQZII起泡劑進行加注，不僅能防止氣井堵塞，而且能防止集氣管線的堵塞。井下節(jié)流工藝技術1）井下節(jié)流工藝原理及操作井下節(jié)流工藝技術是依靠井下節(jié)流嘴實現(xiàn)井筒內節(jié)流降壓，充分利用地溫加熱，使節(jié)流

47、后氣流溫度能恢復到節(jié)流前溫度，不會在井筒內形成天然氣水合物。井下節(jié)流工具的投放、座封和打撈都是通過試井鋼絲繩操作完成；井下節(jié)流工藝采用臨界流原理，依據(jù)配產要求設計節(jié)流嘴直徑，確定臨界流。2）工藝實施情況目前長慶氣田已現(xiàn)場實施10口井17井次的井下節(jié)流工藝現(xiàn)場試驗及應用，其中12井次投放，5井次打撈，成功率均為100%，節(jié)流效果達到了設計要求。3）取得的效果I）有效降低了井口、集氣管線壓力，提高了安全性試驗表明，試驗前后井口油壓下降顯著，最高達172Mpa，最低88Mpa，平均1445Mpa。II）改善了水合物形成條件，減少了甲醇注入量由于節(jié)流后降低了節(jié)流器后壓力，水合物的形成溫度相應降低，注甲

48、醇的量也得到減少，從表3試驗井的試驗數(shù)據(jù)可以得到證明。表3井下節(jié)流試驗井注醇情況統(tǒng)計                井號            試驗前            試驗后 

49、0;          減少率%104m3            年節(jié)約甲醇L                    時間（d）    &#

50、160;       累積注醇量L            日注醇L/d            平均注醇L/104m3            時間（d） 

51、0;          累積注醇量L            日注醇L/d            平均注醇L/104m3            

52、;        陜34            140            36250            2589   &#

53、160;        2994            113            0            0    

54、;        0            100            94498                &#

55、160;   陜57            30            2872            957        &#

56、160;   5648            365            31813            8715       

57、0;    330            416            3120                    

58、陜7            11            4071            370            9

59、215            43            45            105            01

60、66            9948            134666                    陜8   

61、0;        26            6419            4011            4598   &#

62、160;        45            12461            2769            2534   

63、;         4515            45333                    陜42       

64、;     12            2302            1918            6331      

65、60;     5            1240            248            2737      

66、60;     643                                 1911          &#

67、160; 未注醇，由于堵塞關井            222            23043            1038        

68、0;   2134                                              

69、林5            30            4408            1469            

70、4105            5            453            906            1

71、577            6158            20549                    陜45            27            9066            3358