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涩北气田提高单井产量工艺应用研究

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气田 提高 产量 工艺 应用 研究
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758涩北气田提高单井产量工艺应用研究陈得寿 曹继华 高勤峰 田会民 沈生福(青海油田公司天然气开发公司)摘 要: 青海省柴达木盆地东部三湖地区涩北气田是典型的第四系生物成因大型气田,气田具有分布广,埋藏浅,储层岩石胶结疏松,气水层交替分布,大孔隙中低渗透的特点。针对气田的具体情况,为了提高气田的开发效果,青海油田采取了大量的提高单井产量优化措施,取得了一定的效果,评价增产措施的适应性,找出适合气田发展的工艺措施,提高气田单井产量显得尤为迫切。关键字: 提高产量 油套分采 多层合采 防砂 水平井0 引言涩北气田位于柴达木盆地东部三湖地区,是典型的第四系浅层生物成因大型气田,主要包括涩北一号、涩北二号、台南三个大型气田及台吉乃尔、伊克雅乌汝、盐湖、驼峰山等小型气田。截止 2007 年底,累计探明天然气叠合含气面积 质储量 108采储量 108田具有独特的开发地质条件,储层泥质含量高、胶结疏松、成岩性差、砂粒细(平均粒径中值 ,为泥质粉砂岩沉积。含气井段长(气藏埋深 495~ 1850m) 、气层多而薄、储层岩性疏松、弱边水驱动等特点,纵向上表现为砂泥岩层交互、气水层交互、高中低产层交互,致使层间差异大、产层易出砂等,给气田的高效开发带来了许多困难。在全国天然气勘探开发研讨会上,该气田被列为国内五大难采气田。大部分气井生产时伴有出砂现象。控压生产不可避免地限制了气井的产能,因此提高气井单井产量,最大限度地发挥气井产能优势,降低气田开发成本,是高效开发涩北气田的重要保证。1 地质及流体特征涩北气田是我国目前发现的最大的第四系自生自储、生物成因中浅层气田,属第四系浅层小幅度短轴同沉积背斜圈闭,其气藏具有压力高、丰度大的特征,构造具有低、缓、平、浅的特点。涩北一、二号构造主体部位出露第四系中、 下更新统 () 地层, 台南为潜伏构造, 井下钻遇的该套地层厚度达1712~2080m,岩性以灰色泥岩和砂质泥岩为主,夹灰色泥质粉砂岩、粉砂岩及少量细砂岩,下部有少量灰黑色碳质泥岩条带。自下而上,岩性总体由粗变细,存在两套正旋回沉积,表现为多物源,水动力条件较弱,分选差,受泥砂影响较大的滨浅湖和浅湖相沉积为主,形成了地层年代新,沉积速度快,成岩性差,岩性疏松,砂岩易松散,泥岩可塑性强,砂泥岩交互沉积,纵向上岩性及地层厚度变化大的特点。三大气田天然气组份甲烷含量很高,平均值达 乙烷 0~ 丙烷 0~ 氮气平均含量 天然气相对密度 乎不含丁烷以上重烃组份,无 非烃成份,属于高热值优质天然气。地层水矿化度高,其中台南气田地层水平均矿化度 161544mg/l,平均密度 号气田地层水总矿化度平均值 140102 mg/l,平均地层水密度 g/号气田平均地层水总矿化度 137968 mg/l,平均地层水密度 g/要为 近化验发现还有少量 问题的提出由于气田的独特地质条件,极大制约了单井产能的发挥。水体分布复杂,不但存在边水,还有大量的层间水体分布,一味控制生产压差不能获取较高单井产量,放大生产压差又会破坏储层,导致严重出砂、出水。给气田的生产管理带来了巨大的困难。国内外研究人员提出了许多出砂预测方法,但大多都是以成陈得寿,男,1965年12月生。1988毕业于青海师范大学,政工师,现任青海油田公司天然气开发公司副经理安全总监。从事天然气开发及生产管理。通讯处:青海油田公司天然气开发公司。编:816000。759岩性较好、成熟度较高的储集层为对象。成岩早期疏松砂岩极限生产出砂压差的预测一直未有效解决,单井配产很大程度上依赖于实践经验。经过十多年不断尝试和经验积累从采气工艺角度出发,结合目前的地质认识,油套分采工艺、多层合采工艺、压裂防砂提高生产压差、水平井等代表性技术被成功应用于气田生产,为提高单井产量做出了大胆的尝试。3 主要提高单井产量工艺、套分采工艺该种分采工艺是在同一直井内射开同层系不同层组产层,并使用封隔设备隔离油套环形空间,同时从油管、套管采气,通过一次作业完成可回收封隔器的锚定、密封及插管与插管座动态密封,通过滑套开关实现油套连通,完成洗井、冲砂等工艺。地面集输工艺采用油套分输,避免扰动。 1998 年该工艺于涩 3进行先导性实验,通过研究人员的不断摸索,十年来对油套分采工具进行不断地完善和改进,把油套分采工艺管柱结构调整为新型管柱结构,解决了油套分采工艺技术和井筒动态监测等问题。该工艺于 2004 年被大量应用于涩北气田,由于套管采气完全区别于油管采气,除对气体组分有严格要求,油套环空体积大不利于携水、携砂,选取合适的产层尤为重要。严格控制套管生产压差避免大量产水产砂,通过分层测试工艺套管内置永久性压力计实时检测压力变化情况,满足套管动态监测资料求取。截止 2009 年 2 月, 涩北一号气田部署油套分采井 27 口 , 套管日均产气 104日均产水 累计生产天然气 108北二号气田部署油套分采井 36 口 ,套管日均产气 104均产水 计生产天然气 108南气田部署油套分采井 3 口(该气田以水平井为主) , 套管日均产气 104均产水 累计生产天然气 108套分采工艺对于合理动用各层系储量,降低钻井成本,提高单井效益起到了重要的作用。工艺特点:(1)该套工艺技术可以一趟管柱完成封隔器座封、下生产管柱、生产前替压井液作业及分层生产的要求。 (2)管柱可以对任一分采层位实施流压、静压、压力恢复测试,并且不影响其它层位正常生产。 (3)可对出砂层位进行反复冲砂作业,冲砂完成后继续投入生产。 (4)管柱具有高密封性 ,大通径 ,多重保护的特点。(5)分采管柱井下使用寿命长 >3 年。层合采工艺多层合采工艺技术是在油套分采工艺的基础上,开发的新型采气工艺技术,使用井下封隔器将气层分隔成 3独立的产层,各产层分别存在于各自独立的压力系统中,根据各层的地质情况制定合理生产制度,分别确定生产压差,合理调配各产层贡献度。 2004 年经过新涩试 3、涩 4先导性实验 ,成功运用多层合采工艺技术。该种工艺一般的生产管柱为:伸缩器 +配产器 +隔器 +配产器 +隔器 +配产器 +座封开关,通过投捞气嘴可调配各产层产量,测试资料由过封隔器、配产器的电缆,实现井下信号传输、地面在线直读的测试技术解决了各产层动态监测问题。为进一步解决气井出砂、氧化锆气咀投捞问题,研究人员对工具进行进一步的改进,同时对工艺管柱进行调整(低部开关 +封隔器 +配产器 +封隔器 +配产器 +封隔器 +配产器 +循环开关 +油管) ,多层合采气嘴的投捞问题得到改善。目前涩北气田共进行6 井次多层合采作业,作业后增产效果明显,作业成功率较高,以涩 3为例,该井于 2007 年 9 月进行多层合采工艺管柱更换施工作业,放喷后下入生产气咀,气咀分别为 均产气 104m3/d。三层分采工艺实施前的产量 104m3/d,几乎不产水,气嘴投捞 3 次全部成功,目前生产稳定。760表 1 涩北气田多层合采作业统计表井号有效厚度(m)产层跨度( m)作业前日产气( 104m3/d)作业后日产气( 104m3/d)增产气量( 104m3/d)增幅 结论新涩试 3 成功涩 3成功涩 3成功涩 4成功涩 7成功新涩 4败工艺特点:( 1) 、作业工序简单,一趟管柱完成封隔器座封、生产前替喷作业及多层合采。 ( 2) 、管柱可以对任一分采层位实施流静压、压力恢复测试,且不影响其它层位正常生产。 ( 3) 、配产气嘴由高耐磨、高强度、抗冲蚀氧化锆材料制作,使用寿命长。 ( 4) 、生产管柱使用周期 >3 年。 ( 5) 、气井出砂制约着该工艺进一步推广应用。 ( 6) 、需进一步攻关,解决气咀密封的问题,保护气嘴座,进一步延长工具的使用周期。裂防砂提高生产压差增产工艺涩北气田储层岩石矿物碎屑成份与国内大多数成熟砂岩油气田储层的岩石矿物碎屑成份有着明显的差异(详见表 2)储层具有成熟度低,成岩性差,易松散的特性。储层粘土矿物含量高(详见表 ,且多以泥质杂基的形式填充于粒间孔隙内,在孔隙介质流动摩擦力等作用下,粘土颗粒极易发生速敏或水敏,产生运移[4表 2 涩北气田储层岩石矿物碎屑成份对比表岩石矿物碎屑类别评价项目石英 长石 岩屑 粘土矿物碎屑的岩石学特征 抗风化能力强 易风化、水解与破碎 母岩标志 易水解成熟砂岩平均含量 ≥ 10~ 15% 10~ 15% 含量少涩北储层平均含量 ≤ 含量高涩北气田储层表征 强度弱 易松散 成熟度低 易水敏表 3 涩北气田储层粘土矿物分析统计表名称 高岭石 伊 /蒙混层比 伊利石 绿泥石涩北一号 11— 13% 5— 24% 58— 69% 13— 17%气田台 南 10— 15% 14— 43% 38— 60% 10— 15%表征 易速敏 易水敏 易速敏易水敏 易酸敏自 1991 年 ,气田试采阶段就开始为攻克出砂问题进行多年防砂先导性试验。先后开展机械防砂、化学防砂、压裂固砂等十余井次,均未取得预期效果。近年来应用高压一次充填防砂、纤维复合防砂等工艺取得了一定效果。高压一次充填防砂高压一次充填防砂技术,其防砂原理主要是采用封隔高压一次充填工具与割缝筛管配套,通过携砂液以大排量将石英砂带到气井产层管外地层和筛管与套管的环形空间,经高压作用形成压实、高效能挡砂屏障带,从而形成一套砂体分布连续、结构稳定的完整挡砂屏障,生产时阻挡地层砂进入气井达到防砂目的[3,7,8]充填防砂管柱自下而上由底堵、油管、扶正器、割缝管、油管、安全接头、 填工具、油管等组成,如图 1。761该工艺于 2002 年至今分别在涩北气田共实施 19 井次,有效 15 井次,无效 4 井次,有效率 平均日增气 104m3/d。 防砂工艺实施后由于改造了近井地带渗流环境,可以适度放大生产压差从而获得较高的单井产量。表 4: 部分高压一次充填井生产情况防砂作业前 防砂作业后序号 井号气咀压 04m3/压 04m3/ 2 20. 08 . 81 . 59. 64 2 25 4 26 号气田二、三层系,取得了较好的防砂效果,在一号气田一、三层系效果不理想。分析原因主要有以下几点:( 1)该工艺技术在高压井施工中不适应,要求防砂施工顶替液挤完需要立即反洗,而高压井压力平衡较慢,此时反洗易发生充填砂返吐,导致环空中地层砂和充填砂交混,不利于形成有效的挡砂带而影响防砂效果。( 2)由于工具的特性(对排量、砂比、压力有一定的限制) ,限制了施工规模,不能够对地层进行较大范围的改造,针对中后期气井防砂不适用。( 3)对长井段、多层、跨度大、固井质量不好的井不宜采用该工艺。纤维复合防砂纤维复合防砂工艺技术,应用端部脱砂压裂将软纤维、石英砂混合支持剂泵入人工裂缝端部控制缝长、缝宽,再将硬纤维、涂料砂混合支撑剂泵入裂缝形成两级充填结构的稳定防砂带,纤维复合防砂技术不用筛管,同样可以起到与防砂筛管防砂的目的 ,便于气井日后维护、作业。软、硬纤维具有稳砂和挡砂的功能,防砂工艺机理如图 2 和图 3 所示。软纤维是一种长链带支链的阳离子聚合物,支链带有阳离子基团,这种软纤维在水溶液中靠电性作用展开。当其进入储层,软纤维的带正电支链吸附细粉砂,使之成为细粉砂的结合体,使细粉砂的临界流速增大,具有一定的稳砂固砂作用,达到防细粉砂的功效。软纤维支链带正电荷,可使软纤维很好展开,支链上的正电荷吸附储层中的细粉砂颗粒,使之成为较大的细粉砂颗粒的结合体,变成类似大颗粒,这样就降低了细粉砂的启动速度。硬纤维是合成的一种特殊的防砂纤维,利用特制硬纤维的卷曲和螺旋交叉,互相勾结形成稳定的三维网状结构,将砂粒束缚于其中,形成较为牢固的过滤体,同时具有相当的渗透率,从而达到防砂而提高单井产量的目的。地层石英砂筛管图 1  高压充填原理图762图 2 软纤维防砂机理 图 3 硬纤维防砂原理2002 年涩 3首次成功应用纤维复合防砂工艺,这是该工艺在国内的第一次成功应用,经过多年实践不断优化端部脱砂压裂工艺、清洁压裂液配方、纤维材质及长度、支撑剂优选,目前该技术已经成为一种较成熟的防砂、固砂方法,被广泛应用于涩北气田。至今共计 37 口井实施了复合纤维防砂施工。其中 3 口井防砂失败, 11 口井防砂后增产效果不明显, 23 口井达到了预期的效果。防砂前平均产气 104m3/d,产水 0.6 m3/d。防砂后产气 104m3/d,产水 0.9 m3/d。目前产气平均 104m3/d,产水1.2 m3/d。表 5 部分纤维复合防砂井生产情况防砂作业前 防砂作业后序号 井号气嘴 压 压 天气咀压 差 天1 涩 1 3 2 4 3007 年 10 月,有效期最长的涩 3,已达 53 个月,仍然正常生产;有效期已超过 32 个月 10口,有效期已超过 19 个月的有 20 口;目前大部分纤维防砂井均正常生产,部分井有效期还在增加。工艺特点:( 1) 、解除原有储层伤害,改造近井地带渗流条件。 ( 2) 、井筒内不留工具,便于动态监测及作业维护。( 3) 、作业有效期较长。 ( 4) 、选井、选层要求较高。 ( 5) 、端部脱砂压裂施工复杂、较难控制。平井工艺近十几年来,水平井技术发展很快,已经成为开发低渗、薄层油气田、提高单井产量、延迟底水锥进,改善开发效果和提高采收率的重要途径。 2005涩北二号气田部署了四口水平井,水平井钻井采用常规地质录井、气测录井结合 水平井地质导向系统,通过技术人员钻前认真分析和钻进中的地质指导,全部确保了一次性入靶成功,水平井段目的层钻遇率平均为 涩北气田水平井的成功钻探填补了国内疏松砂岩气田水平井的空白,经过调整钻井、完井工艺,疏松砂岩水平井技术已基本完善。2007 在台南气田大规模普及应用。 台南气田目前共有水平井 37 口 (包括双台阶等特殊类型) ,占全气田总水平井总井数的 台南气田水平井生产层位分属 8 个层组 15 个小层,水平段长 350~1019m,平均钻遇率 93%。目前通过试采生产表明,水平井比直井在单井产能上具有明显的优越性,在相同的生产压差下,产量是相同条件直井的 3,实现了稀井高产的目的。但是随着气田的不断开发,水平井在稳产、稳压、措施作业恢复手段和采气工艺方面存在一定的挑战性,因此认真做好气田水平井的优化配产、精细管理、跟踪分析研究对指导水平井的科学开发尤为重要。7634 认识:涩北气田通过提高单井产量的工艺措施实验,进一步深化了气藏认识,优化工程部署,坚持配套、公关经济适用性技术,科学管理,较大幅度提高了单井产量,充分发挥了气藏的生产潜力,取得了不少宝贵的经验,为气田开发储备了先进的技术。( 1)油套分采工艺充分适用了涩北气田层多,井段跨度长的特殊地质条件,达到了稀井,高产的目的,提高了气藏的动用程度,是气田提高经济效益,优化产量配产的有效工艺技术。( 2)多层合采工艺为解决复杂气水分布,降低层间干扰找到了一条有效地工艺路径,既最大限度调配了各层产能,又减少层间干扰,同时保证了小层动态监测的有效实施,显著提高单井产量。( 3)压裂防砂提高单井产量工艺主要针对涩北气田储层胶结疏松,易出砂,临界出砂压差低的特点而实施,通过压裂防砂工艺的顺利实施,单井的生产压差可以放大至 15%左右生产而井底不会出砂,达到提高单井产量的目的。( 4)水平井是近年来逐步推广的著有成效的提高单井产量工艺方法,涩北气田的成功应用表明,在相同的生产压差下,水平井产量是相同条件直井的 3到了科学有效经济开发气田的目的,值得在气田进一步推广应用。( 5)涩北气田提高单井产量工艺研究对开发低渗,气水层间互复杂分布,多压力系统混杂,储层胶结疏松气藏具有重要意义,通过工艺优选,改进,显著提高了单井产量,随着气田开发的深入,面对地层压力降低,出砂,出水等问题,提高单井产量工作还有很多问题有待解决。参 考 文 献1. 《采气工程》杨川东主编,石油工业出版社,19972. 《采油技术手册》 ,第七分册,万仁傅、罗英俊主编,石油工程出版社,20003. 《高压一次充填防砂技术及其应用》 ,王松等,石油钻采工艺,20014.《出砂预测及防砂方法综述》 ,黄 鹂等,国外油气科技,《油井出砂层位预测技术》 ,霍树义等,地球物理测井,《砂岩储层中分散粘土的形态和它对泥质砂岩孔隙空间和液体流动特性的影响》 ,彭燕香译,天然气勘探与开发,《压裂充填综合防砂技术综述》 ,周江等,新疆石油科技,20018. 《压裂-充填综合防砂技术研究与应用》 ,宋友贵等,石油钻探技术,1999.
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