苏伟明
, 刘玉龙
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2017-11-17
网络出版日期: 2018-03-25
版权声明: 2018
作者简介:
作者简介：苏伟明 工程师,1984年生,2012年毕业于东北石油大学油气田开发专业,现在中国石油集团长城钻探录井公司从事提高采收率技术研究工作。通信地址:124010 辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街77号。电话:18842779622。E-mail: swm0126@163.com
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摘要
苏里格气田S 11区块储集层表现为“低渗、低压、低丰度”特征,气井数量多、平均单井产量低,生产中普遍出现产水现象,因而对气井的管理提出了更全面的要求,同时需要气井分类更加精细化,为S 11区块气井管理提供合理、科学的依据。根据气井生产特点将气井分为正常生产阶段、产水阶段和间开生产阶段,并结合静态分类将气井细分为9类,对每类井提出相应的管理措施。在正常生产阶段通过合理定期调整配产措施及短时关井恢复,可以延长稳产期;在产水阶段,对产水井制定合理排水采气措施后,实现大幅度增产;在间开生产阶段,通过优化间开制度、优选排水采气工艺措施,可以尽快复产、上产保证区块持续稳定开发。
关键词：
苏里格气田S 11区块2009年开始开发,投产气井154口,至2015年年底,投产气井达406口;2009年单井日均产气量1.23×104 m3/d,2015年单井日均产气量0.70×104 m3/d。储集层表现为“低渗、低压、低丰度”特征[1,2,3],气井数量多、平均单井产量低、气井初期压降快、产水井和积液井比例大等,以上多种因素给气田管理增加了很大难度。
S 11区块低产、低压气井及积液气井逐渐增多,原有的按照地质参数分类气井管理模式已不适用,如何对不同形式的气井进行精细管理是工作的难点[4,5]。S 11区块气井在生产中普遍出现产水现象,区块液气比为0.70 m3/104 m3,针对气井产液特点,准确分析气井生产动态,探索相应的气井生产管理对策,可以有效地提高气田开发的效益[6,7,8]。因此,提出将气井根据生产特点进行分类,分别对每类井采取相应的管理措施以保证S 11区块中后期持续稳定开发。
气井合理分类是气井生产动态分析与气井管理的基础[6,7,8]。对气井分类进而可以总结出不同气井在不同生产阶段的动态特征,通过对比分析这些特征的共性和个性,可以实现对气井动态变化的预测,提前采取相应的措施。
S 11区块根据静态和动态资料,将井分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类3种类别(表1),根据3类井特征,进行统一配产、管理,管理模式单一且粗放。
表1 S 11区块原分类方法井分类
| 井类别 | 井数 | 单气层最大厚度 m | 累计气层厚度 m | 平均日产气量 104 m3·d-1 | 无阻流量 104 m3·d-1 |
|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ | 152 | >5 | >8 | >2.0 | >10 |
| Ⅱ | 168 | 3~5 | >8 | 1.0~2.0 | 4~10 |
| Ⅲ | 86 | <3 | <5 | <1.0 | <4 |
按静态资料和动态资料将气井分为3种类别进行管理,在气田投产的初期得到很好的效果,气井基本都达到了设计产能。但随着气田的开发,气井生产中后期管理措施粗放,针对老井积液问题的排水采气措施不及时等问题凸显,且因低产、积液等原因上措施井逐年增多。2015年S 11区块措施气井合计313口,老井生产管理越来越复杂;另一方面新投产井逐渐减少,S 11区块2014年新井51口,贡献率为28.65%,2015年新井只有22口,贡献率仅为1.56%。为保证产能109m3建设目标完成,对老井进行精细管理、产量挖潜是气田稳产的重点工作。
气井正常生产时,气体为连续相,液体为分散颗粒,液体以颗粒的形式被气体携带到地面,但随着气体流速降低,其携带能力会下降,最终会没有足够能量使井筒中流体连续流出以致井底出现积液。只有当产气量达到临界携液流量以上才能保证连续生产。根据气井的产量(q0)和临界携液流量(qsc)之间的关系,将气井分成3个阶段,即:当q0>qsc时气井处于连续带液生产状态,气井可以正常生产,定义为正常生产阶段,正常生产阶段的日产气量大于临界携液流量,产量、压降较为平稳,无积液形成;q0≈qsc时气井处于产水状态,气井能够间歇带液,定义为产水阶段,产水阶段日产气量略小于临界携液流量,套压、日产波动频繁,气井携液能力较差,井底开始有积液形成;q0<qsc时气井处于积液状态,气井需要间开生产,定义为间开生产阶段,间开生产阶段日产气量最低,井底形成规模性液柱,液柱对井底形成高附加压力,影响气井生产(图1)。
因此,在原分类方法将气井分成3类的基础上结合气井不同生产阶段,进一步细分为“三类、三阶段”共9小类,每小类气井井数见表2,其中新分类方法正常生产井共170口,产水井共127口,间开生产井共109口。
表2 S 11区块新分类方法井分类
| 气井类型 | 正常生产井 | 井数 | 产水井 | 井数 | 间开生产井 | 井数 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ类 | Ⅰ类+正常生产井 | 91 | Ⅰ类+产水井 | 46 | Ⅰ类+间开生产井 | 15 |
| Ⅱ类 | Ⅱ类+正常生产井 | 73 | Ⅱ类+产水井 | 54 | Ⅱ类+间开生产井 | 41 |
| Ⅲ类 | Ⅲ类+正常生产井 | 6 | Ⅲ类+产水井 | 27 | Ⅲ类+间开生产井 | 53 |
由于S 11区块气井产量低、压力下降快导致一部分井生产制度不合理,井底积液不能有效排出等问题,气井管理难度较大。为达到高产、稳产的目的,必须做好气井精细管理,建立气井精细管理方法。在调研各排水采气措施的适用性并总结排水采气措施在S 11区块应用效果基础上,为各类井制定了相应的管理措施,达到了“一井一策一工艺”的精细管理目的。
Ⅰ类气井开发效果好,累计产气量大,其生产稳定,开井时率和气井利用率高,是气田主力产气井。Ⅰ类井具有较高无阻流量,大于10×104 m3/d,可连续生产6个月以上,初期单井产气2×104~4×104 m3/d,具有一定的稳产能力。
2.1.1 Ⅰ类正常生产井
该类井正常生产阶段平均单井产气1.2×104 m3/d,正常生产时间较长,可通过自身地层能量携液,井底无积液形成,随着生产的延续,节流器入口压力不断降低,产气量将会逐渐下降。考虑到气田需要保持一定的生产规模,对于此类井,应定期调整配产,以保证压降速率在合理的范围内,延长稳产时间。
如S 11-36-21井,该井无阻流量22.267×104 m3/d,初期配产5.5×104 m3/d,后期日产量陡降。开展工作制度优化后,先期配产4.5×104 m3/d,生产一段时间后,产量下降较快,调整配产2.0×104 m3/d,压降速率0.01 MPa/d,生产平稳,预计延长稳产0.5年,增产180×104 m3(图2)。
2.1.2 Ⅰ类产水井
该类产水生产阶段井共46口,产水生产阶段长,该阶段需定期关井恢复地层能量增大气井携液能力。对于这类井应加强生产情况的动态跟踪,关注日产和套压的变化,发现气量下降、套压下降及时采取短时间关井恢复产能,增加气井携液能力,并辅助泡排措施,保证气井正常生产。如S 11-18-25井,产水阶段制度优化前平均产气量0.34×104 m3/d,套压下降、产气量波动,两次采取短时关井并辅助泡排后,套压下降较平缓,平均产气量分别上升至3.47×104 m3/d及3.25×104 m3/d,平均增产3.02×104 m3/d(图3)。
2.1.3 Ⅰ类间开生产井
该类井间开生产阶段套压较高,具备一定产能,间开生产可以使地层压力得到一定程度的恢复。对于这类井应该优化间开措施,优化开井后能够以大于临界携液流量的产量生产一段时间,利于排出井筒积液,逐步将气井复产。
如S 11-42-28井,2013年3月21日投产,制度优化前为每天上开下关,即开8 h关16 h,平均产气量为0.32×104 m3/d,制度优化后采取隔日上开下关,即开井8 h关井40 h,开井日产气量为1.21×104 m3/d,平均产气量0.95×104 m3/d(图4),增产0.63×104 m3/d。
Ⅱ类气井占S 11区块气井的41.4%,也是气田主力产气井,无阻流量4×104~10×104 m3/d,生产初期单井产气1.5×104~2.2×104 m3/d,且稳产期较长。
2.2.1 Ⅱ类正常生产井
该类井正常生产阶段产量较高,与Ⅰ类井产水生产阶段类似。因此,也应采取定期关井恢复地层能量、增大气井携液能力的措施,当发现气量下降、套压下降时及时采取短时间关井恢复产能,增加气井携液能力,保证气井正常生产。如S 11-18-23井,初期配产6.5×104 m3/d,后期发现产量明显下降,措施前产气2.0×104 m3/d,两次采取短时间关井恢复产能后,气井产量分别维持在2.5×104 m3/d及2.7×104 m3/d以上,增产效果明显(图5)。
2.2.2 Ⅱ类产水井
随着气井不断开采,地层能量逐年降低,气井不能连续带液生产,出现带液不充分、带液困难等现象,井筒内已经有积液形成。因井筒中积液较多,自然生产过程中不能携出,单纯注剂泡排效率低,所以对于这类气井应采取下入速度管柱生产措施,提高气体流速,降低临界携液流量,以增强气井携液生产能力,达到排水采气的目的。
如S 11-23-26井,该井采取措施前套压为2.3 MPa,产气量为0.8×104 m3/d;2015年10月26日下入速度管柱生产,采取措施后产气量为1.6×104 m3/d,至2016年8月累计增产气量256×104 m3(图6)。
2.2.3 Ⅱ类间开生产井
间开生产可以使地层压力得到一定程度的恢复,开井后能够以大于临界携液流量的产量生产一段时间,排出井筒积液,同时辅以柱塞气举排水采气措施,不断优化管理制度,逐步将气井复产。如S 11-26-22井,该井采取措施前套压为14.21 MPa,产气量为0.32×104 m3/d;2015年11月6日辅以柱塞气举措施后平均产气量为1.6×104 m3/d,累计增产211×104 m3(图7)。
Ⅲ类井无阻流量小于4×104 m3/d,初期产气1×104 m3/d,产量低且递减快,部分井投产初期就间开生产,气井很快进入产水生产或者间开生产阶段,带液生产期长,排水采气工作较复杂。
2.3.1 Ⅲ类正常生产井
该类井井口压力比较低、带液能力差,正常生产阶段时间很短,在该段应采取适当关井恢复压力,开井时提产带液的措施,并辅以泡沫助排工艺保证其正常生产,可延长正常生产阶段时间。该阶段重点在于在其产气量波动异常时,及时通过油管或油套环空加注泡排剂,一是确保浓度合理,二是确保有较好气流扰动,使得气井积液尽快排出,恢复稳定生产。如S 11-32-37井泡排前,测得油套环空液面位置为2 955 m。第一阶段采用UT-8泡排剂,按1∶4比例每次加注150 L和1次/3 d的加注制度,第二阶段每次加注200 L和1次/5 d。通过及时调整制度,气量有所提高,生产逐渐平稳,泡排效果较好(图8)。
2.3.2 Ⅲ类产水井
该类井产水生产阶段稳定性差、连续产水,随着气井不断开采,井筒内已经有积液形成。对这类气井充分利用动态监测成果,分析不同生产井的积液情况,当产水井已经积液时,首先采取“短期关井恢复、探液面测试、套管充压”等措施准确判断井筒积液位置,对节流器以上积液采取“油管定期投放泡排棒”泡排、节流器以下积液采取“套管加注泡排剂+间开”措施带液,并且不断优化,逐步形成了产水气井“积液井判识-积液位置确定-积液量计算-措施优选-制度优化”为一体的“泡沫排水采气五步法”,从而尽可能保证气井正常生产,避免井筒积液。对于泡排效果不明显的气井,则要及时采取压缩机增压气举措施,努力将此类井复产。
如S 11-20-29井,于2015年5月进行泡排,鉴于效果不明显,又于2015年8月进行压缩机气举,采取措施后产气由0.5×104 m3/d升至平均1.5×104 m3/d,套压波动下降,携液现象明显(图9)。
2.3.3 Ⅲ类间开生产井
因产量比进一步降低,气井带液能力不足,导致井筒积液,影响气井正常生产。对这类井主要采取及时提产带液的措施保证其生产,以采取气举复产工艺对水淹积液井气举效果较好,复产后辅助泡排等措施,能够使气井复产。
如S 11-22-23井,气举措施后,辅助以1次/2 d泡排措施,该井由不产气转变为间歇携液生产,取得了一定效果,气举平均产气量为0.61×104 m3/d(图10)。
(1)根据S 11区块气井生产特点,结合原分类方法将气井进一步细分为“三类、三阶段”共9小类,并对各类井分别提出管理措施。
(2)在正常阶段通过合理定期调整配产措施及短时关井恢复,可以延长稳产期;在产水阶段,对产水井制定合理排液措施后,实现大幅度增产;在间开阶段,通过优化间开制度、优选排水采气工艺措施,可以使间开阶段尽快复产、上产保证区块中后期持续稳定开发。
The authors have declared that no competing interests exist.
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