平湖油氣田八角亭構造BG1井低產分析及儲層改造

馬國新

(上海石油天然氣有限公司,上海 200041)

平湖油氣田八角亭構造BG1井低產分析及儲層改造

馬國新

(上海石油天然氣有限公司,上海 200041)

BG1井為平湖油氣田八角亭構造一口氣井,該井于2006年11月完鉆并投產P11層。投產初期BG1井的產能較高,天然氣產量最高達到10×104m3/d,但產量下滑迅速,后雖補開P12層,但產量并未有起色,不久產量便下降至數千方。結合地質認識、油藏開發特征以及壓力測試等資料進行分析研究,明確了BG1井產量下滑是受儲層非均質性、凝析油反凝析、地層水不配伍等多重因素影響。根據方案對比,提出了解堵和壓裂聯做方案。并于2008年9月對BG1井實施了壓裂改造措施,基本解決了井筒附近的污染,產量恢復至3.5×104m3/d,對東海低滲透儲層的改造具有借鑒意義。

反凝析;解堵;壓裂

1 地質概況

平湖油氣田位于距上海市東南約365 km處,區域構造位置屬于東海陸架盆地西湖凹陷西部斜坡帶中段,油田西靠平湖主斷裂,東臨三潭凹陷。主要含油氣構造為放鶴亭和八角亭構造,漸新統花港組、始新統平湖組為主要含油氣層系,其中花港組含油為主,平湖組含氣為主。油氣藏圈閉以構造圈閉為主,同時還存在巖性或巖性與構造、斷層相結合的復合圈閉。

BG1氣井為八角亭構造一口氣井,該井投產P11氣層,后補射P12層。P11砂組沉積微相以潮道為主,砂體厚度大,分布較穩定。P12砂層沉積微相以混合坪、泥坪為主,間有湖相泥,砂層欠發育,厚度較薄,以粉砂巖為主,砂體分布不穩定。

P11、P12層埋深3 400 m以下,以淺灰色細砂巖為主,孔隙度為10%～12%,滲透率為(5～15)×10-3μm2。P11層含氣面積為0.75 km2,天然氣地質儲量為2.69×108m3,凝析油9.1×104m3,P12層含氣面積為0.34 km2,天然氣地質儲量為1.47×108m3,凝析油4.9×104m3。

根據PH2和BG1井的測試資料,計算P11和P12層壓力系數分別為1.294 MPa/100 m和1.48 MPa/100 m,為異常高壓氣藏。PVT取樣資料分析表明,P11層地露壓差為1.6 MPa,凝析油含量為313 cm3/m3,最大反凝析液量為5.15%,屬于高壓凝析氣藏。凝析油含蠟量較高,凝固點亦較高。P11層凝析油凝固點為10℃, P12層凝析油凝固點為22℃。

2 BG1井生產概況

BG1井于2006年11月投產P11層,初期產量較高,天然氣產量最高達到10×104m3/d,凝析油15 m3/d,油壓25 MPa,不產水。但投產后井口壓力和產量下滑較快,到2007年1月,井口產氣量降至5×104m3/d,并有部分水產出。為提高產能,2007年5月對P12層進行過油管補射孔。補射P12后,凝析油有小幅上升,但隨后氣、油產量都大幅下滑,繼而無法自噴,只能采取間歇式生產,天然氣產量下降至2 000 m3/d。

3 BG1井低產原因綜合分析

圍繞BG1井開展地震、地質、油藏、采油等綜合一體化研究表明,BG1井產量及壓力下滑原因主要包括四個方面:地層非均質性強、地層存在一定的壓敏性,凝析油污染和地層水不配伍而產生污染。總體而言,四個方面的原因歸納起來主要分為兩大類:即內因和外因。以下就BG1產量壓力劇降原因進行詳細闡述。

3.1 內因

3.1.1 儲層的非均質性

八角亭構造平湖組氣藏地質情況較復雜,且鉆井較少,在開發初期對儲層展布的認識不明確。BG1井的主要目的層為P11層,雖根據前期探井資料計算探明天然氣儲量為2.81×108m3,但利用新采集的Q-marina地震進行儲層反演發現八角亭P11儲層由多個砂體疊置而成,且存在較強的非均質性。其中PH2井區范圍較大,相對比較完整,而BG1井鉆遇的P11層砂體范圍較小, BG1井與PH2井之間砂體的連通性不好,由于砂體疊置而形成局部連通,因此造成BG1井實際動用儲量有限,從而使得氣井初期配產過高,能量供應不上,因而壓力產量下降嚴重。

3.1.2 儲層壓敏效應

根據測試資料可知,BG1井P11層氣藏壓力43.8 MPa,壓力系數達1.29 MPa/100 m。BG1井投產一個月后(200年12月)測壓,地層壓力已降至31.31 MPa,地層壓力下降了12.5 MPa。2007年4月的第二次測壓過程中,關井天數達到了7 d,地層壓力僅恢復至26.6 MPa,表現較強的壓敏效應的存在。

平湖油氣田PH5井同等層位的巖心實驗也表明了這一點。圖1為PH5井P11層孔隙度隨上覆地層壓力變化的關系曲線,從曲線上可明顯看出,巖心孔隙度隨凈上覆壓力的增大下降明顯,表現了較強的壓敏性。

圖1 PH5井壓力敏感性分析Fig.1 Analysis of pressure sensitivity of PH5 well

3.2 外因

3.2.1 凝析油的反凝析污染

平湖油氣田平湖組凝析氣藏普遍存在地露壓差小的特點。隨著氣藏開采,壓力逐步降低,凝析油在地層凝析是不可避免的。凝析油的析出不僅降低了凝析油的采收率,同時由于井筒周圍的壓力漏斗作用,使得凝析油在井筒附近的聚集,大大降低了氣體的有效滲透率。

就八角亭構造BG1井而言,根據PVT高壓物性分析可知,地層壓力為43.8 MPa,而露點壓力為42.2 MPa,地露壓差僅1.6 MPa。從生產資料看,生產僅一個月時間,地層壓力下降超過10 MPa,即該井投產不久,地層出現凝析作用,凝析油析出聚集在井筒周圍附近,降低天然氣有效滲透率,因此井口產量的下降便在所難免。

3.2.2 地層水不配伍造成的污染

BG1井投產后由于產量壓力劇降,為維持產量,于2007年5月補射P12層。但從生產情況看,補開P12層后,BG1井的生產沒有得到改善,相反產量繼續保持下滑態勢,且不久產量便降至數千方,氣井不得不采取間歇式生產方式。

后通過分析水樣化驗分析資料得知,P12補射前BG1井水樣檢測未見Ca2+和,檢測出較多的為和少量Mg2+。而P12層補射后,水樣檢測中水樣中含有較多量的Ca2+、和少量。顯然P11、P12兩層水型存在較大差別,P12層地層水含有較多量的Ca2+、而P11層地層水則含有較多的。P12層補開后,兩層水型不配伍,P12層的Ca2+和P11層中的生成了CaSO4沉淀,儲層造成了污染,這是產量下降的另一個重要原因。

4 儲層改造方案研究

4.1 研究思路

根據圍繞BG1井產能、壓力劇降原因綜合分析,影響其產量壓力下降因素為:地層非均質性強、地層存在一定的壓敏性,凝析油污染和地層水不配伍而產生污染。因此改善BG1井開發效果可從三個方面考慮。其一,儲層的非均質性引起的儲層動用差可通過新鉆調整井等手段來增大動用范圍,達到改善開發效果的目的;其二,針對應力敏感引起的孔滲降低、凝析油反凝析引起的產能降低可通過對BG1井實施壓裂或小半徑側鉆,擴大地層流體的滲流通道,使凝析油產生流動,改善滲流能力,解除井筒附近污染,從而提高產能,改善開發效果;其三,針對P11、P12層地層水不配伍造成的污染,可考慮化學解堵改善滲流通道。

結合氣藏地質油藏特征及經濟因素的考慮,確定了如下措施方案:(1)采用解堵液對地層中形成的CaSO4沉淀進行解堵;(2)隨后進行加砂壓裂。達到在解除近井筒堵塞的同時,形成一定長度一定導流能力人工裂縫,突破凝析液造成的污染帶,改善近井滲透性。

4.2 儲層改造方案研究

4.2.1 高溫解堵液選取

考慮到要與壓裂進行聯作,如果進行酸性解堵,一方面反應后的殘酸會被推入到地層深處,不利于殘酸返排,殘酸返排不徹底可能也會帶來二次沉淀傷害,另一方面,酸液清除硫酸鈣垢至少需要兩步進行,現場施工程序復雜。兼顧現場設備及空間條件,選擇堿液+絡合劑解堵方法來清除CaSO4垢。

結合儲層地質特征,根據添加劑篩選評價,室內優化出了如下解堵液配方:清水+1%NaOH+ 0.5%CQL-1絡合劑+1%WDJ-3起泡劑+0.5% CQA2助排劑+0.5%COP-1。另外室內分別在室溫、90℃和135℃下進行了添加劑配伍性能試驗,體系在試驗溫度下配伍性能良好,無沉淀或絮狀物。

4.2.2 高溫壓裂液選取

結合儲層地質特征和添加劑篩選評價結果,室內優化出BG1井壓裂液配方如下:

基液配方:清水+0.55%HPG+1%WDJ-3+ 0.5%CQA2+1%KCl+0.1%HCHO+0.1% YW-1+O.2%NaCO3;交聯劑:Y J-1有機交聯劑;交聯比:100∶0.5。

室內按照配方中各添加劑的加量,在室溫和90℃、135℃的條件下放置4小時,無渾濁、沉淀等不配伍現象產生,各添加劑配伍性良好。

5 壓裂效果分析

2008年9月對BG1井實施了不動管柱、不封堵非目的層(P12)的小型加砂壓裂,加砂6.7 m3,形成半縫長56 m。壓裂后,BG1井產量恢復到3 ×104m3/d,凝析油20 m3/d(圖2)。利用BG1井口油壓計算井底流壓,分析BG1井動用儲量在1.4×108m3左右,基本解決了井筒附近的污染,擴大了BG1井動用范圍。并且BG1井壓裂后,井筒附近原先反凝析的凝析油也產生了流動,隨天然氣一并產出,導致壓裂后氣油比下降至2 000 m3/m3。截至2009年底,BG1井累產天然氣2 286×104m3,凝析油1.14×104m3,采出可采儲量的16%。其中壓裂后累計產氣970×104m3,占總產氣的30%。

BG1井壓裂效果較好,產量由壓裂之前的數千方恢復至3.5×104m3/d左右,說明解堵壓裂措施在一定程度上解除了井筒周圍的污染,有效改善近井周圍的滲流條件,取得一定的效果。雖然從BG1井壓裂生產動態看,產量下滑較快,但作為實現東海第一口真正實現儲層壓力改造的氣井而言,BG1井不失為一次新的突破的起點。

圖2 BG1井開采曲線Fig.2 Production curve of BG1 gas well

6 結論

(1)通過圍繞BG1井開展地震、地質、油藏、采油等綜合一體化研究,BG1井產量及壓力下滑原因主要包括四個方面:地層非均質性強、地層存在一定的壓敏性、凝析油污染和地層水不配伍而產生污染。

(2)結合氣藏地質油藏特征及經濟因素的考慮,確定了改善BG1井開發效果措施為:采用解堵液對地層中形成的CaSO4沉淀進行解堵,隨后進行加砂壓裂。達到在解除近井筒堵塞的同時,形成一定長度一定導流能力的人工裂縫,突破凝析液造成的污染帶,改善近井滲透性。

(3)結合儲層地質特征,根據添加劑篩選評價,室內優化出了解堵液配方。解堵體系在試驗溫度下配伍性能良好,無沉淀或絮狀物。

(4)結合儲層地質特征和添加劑篩選評價結果,室內優化出BG1井壓裂液配方。壓裂體系無渾濁、沉淀等不配伍現象產生,各添加劑配伍性良好。

(5)通過解堵及壓裂措施,BG1井產量由之前的數千方恢復至3.5×104m3/d左右,說明解堵壓裂措施有效改善近井周圍的滲流條件,取得一定的效果,成為為東海儲層改造突破的一個起點。

Analysis of low production rate and reservoir stimulation to BG1 gas well in Bajiaoting structure,Pinghu oil/gas field

Ma Guoxin
(Shanghai Petroleum Co.,Ltd.,Shanghai200041)

Well BG1 is a gas well in Bajiaoting structure in Pinghu oil/gas filed,and began to develop in Nov.2006.It has a high gas rate of 10×104m3/d at the beginning,but decline severely soon,and can’t keep stable production rate even though P12 gas layer has been perforated.Through comprehensive analysis of all data,the reasons for production rate decline of BG1 gas well include:reservoir’s heterogeneity, retrograde condensation near the well,and incompatible formation water.broken down and fracturing scenarios have been put forward,and operation was conducted in Sep.2008 in well BG1,which have solved the pollution problem near BG1,and the gas production rate is up to 3.5×104m3/d.

retrograde;relieve pollution;fracturing

book=6,ebook=80

TE357.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.040

1008-2336(2010)02-0040-04

2010-03-01;改回日期:2010-04-01

馬國新,1977年生,男,工程師,學士,石油工程專業,從事海上石油天然氣開發工作。E-mail:magx@shpc.com.cn。