連續油管液氮排液技術在蘇10－30－38H井的應用

2012-11-08 08:30:02伍曉妮

石油地質與工程 2012年2期

伍曉妮

（中國石油長城鉆探工程技術研究院，遼寧盤錦 124010）

伍曉妮

（中國石油長城鉆探工程技術研究院，遼寧盤錦 124010）

蘇里格氣田蘇10區塊為典型低滲、低壓、低豐度、低產的巖性氣藏，針對蘇里格氣田蘇10－30－38H井排液困難的問題，提出了應用連續油管液氮排液技術，并對連續油管類型、液氮注入排量、排液方法、連續油管下入深度、液氮用量等工藝參數進行了優化設計，現場應用取得了良好的排液效果。該工藝排液速度快，施工安全，可為低滲氣藏水平井試氣及生產提供保障。

蘇里格氣田；連續油管；液氮排液

水平井開發氣藏的主要優勢是增加泄流面積，尤其對于三低（低產、低效、低滲）油氣藏，在增加單井產量、提高油氣采收率等方面有著無可比擬的優勢。資料顯示，一般直井的流量為4.25×104m3／d，而同一油氣藏的水平井，在儲層性質沒有很大變化的情況下，其理論流量幾乎接近39.6×104m3／d。因此，為了合理有效利用水平井的優勢，加快開發腳步，蘇里格氣田蘇10區塊部署了水平井蘇10－30－38H井。由于該井壓力系數低，加上水平段較長，誘噴試氣困難，為此采用了連續油管液氮技術。

1 蘇10－30－38H井基本情況

1.1 基本數據

蘇10－30－38H井位于蘇10區塊西北部，開發目的層為盒8上和山1，氣層段壓力28.03 MPa。該井氣層有效孔隙度為9.3%，滲透率為2.793× 10－3μm2，泥質含量為8.8%，屬于低滲氣藏。直井段及造斜段采用244.5 mm生產套管，下至水平段起點（3 449.29 m），并用水泥固井；水平段采用φ139.7 mm打孔襯管，懸掛器懸掛在生產套管底部。

1.2 排液困難原因分析

蘇里格氣田盒8、山1氣藏屬于低滲、低壓、低豐度巖性氣藏，儲層具有中等偏強水敏特征，而水敏損害是低滲透儲層損害的主要因素［1］。因此，氣井井筒中存在的積液必須及時徹底地排出，減輕儲層傷害，準確確定試氣產量。綜合分析，蘇10－30－38H井井筒排液困難主要有以下幾點：

（1）氣藏自身特性決定了排液困難。蘇里格氣田壓力系數平均為0.87，屬于低壓氣田，蘇10區塊盒8段及山1段儲量豐度分別為1.6×108m3／km2、0.6×108m3／km2，屬于低豐度氣藏，這兩個特性決定了該水平井自身的地層能量較低；而且氣藏屬于低滲氣藏，地層中的氣體不能迅速進入井筒實現助排，因此無法依靠自身能量舉升出全井筒內的靜液柱。

（2）水平井鉆井周期較長，地層能量沒有得到有效利用。蘇10－30－38H井鉆井過程遇到泥巖坍塌等復雜地質情況，中途多次停止鉆井進行事故處理，這直接導致地層自身的彈性能量隨著時間的增長被消耗掉，無法提供更多的能量來舉升井筒液體。

（3）水平井完井管柱結構簡單，導致排液困難。蘇10－30－38H井直井段套管內徑大，完井管柱結構簡單，沒有封隔器；水平段采用139.7 mm打孔襯管完井，而且井較深（垂深3 455 m），造成積液量大，靜液柱壓力高，常規排液方法全部舉升難度較大。

因此，必須選擇出一種高效快速排液技術，快速徹底排出水平井井筒內的液體。目前常用的低滲透氣藏排液工藝有制氮拖車、液氮泵車，與一般的排液措施對比，具有掏空深度大、作業周期短、安全、不污染環境等優點?？紤]到氣藏具有中～強壓敏特征，而且排液井為水平井，井身結構復雜，為減輕排液對儲層產生的回壓，決定選用連續油管液氮排液技術。

2 連續油管液氮排液技術特點

連續油管液氮排液技術是通過生產管柱先將連續油管下入到預定排液深度，利用液氮泵車將液氮從連續油管中注入（管柱下井過程中可邊下邊注），利用氣液混合卸壓原理，將生產管柱中的液體替出井筒；隨著液體的排出，不斷加深連續油管，增加掏空深度，以達到排液試氣的目的。與傳統排液工藝相比，連續油管液氮排液技術具有以下優點：

（1）連續油管下入生產管柱，減小有效流通面積，提高流動速度，增強氣井的排液能力。

（2）連續油管可實現單點氣舉和邊舉邊下，起到氣舉凡爾的作用，減少井下工具的下入，降低工具掉入井筒內打撈困難的風險。

（3）連續油管下入無需壓井，消除了壓井液對地層污染的可能性。

（4）連續油管注氣速度靈活可控，返排率高，能獲得最大的試油（氣）產能。

（5）氮氣密度小，在循環過程中對井底流體壓力小，不會對地層造成壓力敏感傷害。

（6）氮氣將井筒內液體舉升至地面后，井底會形成負壓區，誘使地層中的油氣噴發出來，達到排液誘噴的效果［2］。

3 工藝參數優化設計

為了確保水平井能在最短時間且最少液氮消耗量的前提下盡快排液，減輕積液對儲層的傷害，獲得最大試氣產能，對排液的整個過程進行優化設計。結合已知的鉆井記錄、地層和油管參數，綜合考慮經濟效益等，分別對排液方法、液氮注入排量、連續油管類型、連續油管下入深度及液氮用量等進行優化設計。

3.1 連續油管類型優選

目前油田上常用的連續油管類型主要分為QT－700、QT－800、QT－1000TM三種類型，根據蘇10－30－38H井鉆井記錄的氣層最大壓力，進行屈服強度和擠毀壓力校核，確定選用QT－700型連續油管，油管外徑38 mm，內徑33.27 mm。

3.2 排液方法選擇

連續油管排液方法分為環空注氣連續油管排液和連續油管注氣環空排液兩種，綜合考慮采取后一種方法。該方法不僅能夠將井筒內的液體快速順利排出，而且還可節約液氮用量［3］。

3.3 液氮注入排量的確定

一般來說，氮氣排液誘噴時注入速度的取值范圍應該較高一些。因為采用氮氣排液誘噴時，在氣體與液體之間會存在一定滑脫現象，如果注入速度過低，滑脫現象會比較嚴重，進而影響積液舉出的效果。因此，在現場施工過程中，一般應采用注入設備的最大排量，使得井內積液迅速而平穩舉至地面，同時在井底形成負壓區。

根據蘇10－30－38H井鉆井記錄，水平井泥漿泵的現場施工最大泵壓20 MPa，氣層產生最大回壓點為3 345 m處。因此，施工時3 345 m處受到的壓力是關鍵值。對氣層產生的壓力進行流動力學分析表明，當井深為3 400 m、注氮泵排量0.5 m3／min時，液體舉升摩阻壓力為3.2 MPa，氣層所受的壓力37.2 MPa，小于鉆井時的泥漿循環壓力，不會對氣層造成進一步的傷害。所以，液氮最大注入排量確定為0.5 m3／min。

3.4 連續油管的最大下深

水平段采用無固相甲酸鈉生物聚合物完井液，有利于保護氣層，因此水平段的完井液不需要排出井外。結合相關數據，在保證最高工作壓力不會對管材造成損傷的前提下，應盡量將連續油管下至生產層段的中部。本次連續油管的最大下入深度為3 380 m，也即是運用液氮對3 380 m以上的液體逐級掏空進行試氣投產［4］。

3.5 液氮用量

根據氣態PVT方程，結合電子圖版，計算得出本次需要注入液氮42 m3?？紤]到試壓過程中井筒可能存在漏失和液面恢復的不連續性等情況，設計液氮量按計算的理論用量的1.5倍準備，即為63 m3［6］。

4 現場應用

對蘇10－30－38H井下入連續油管進行試壓后，初次將連續油管下入1 500 m，采用油管正注方式注入液氮，然后逐步加深連續油管的深度，逐段連續掏空井筒內積液，共進行了23輪次液氮排液，累積注液氮70.7 m3，累積返液191.6 m3。應用效果見表1、圖1。由應用效果表可以看出，連續油管液氮排液技術在蘇10－30－38H井取得了較好應用效果，平均返排速度為2.66 m3／h（未考慮中途停泵時間），返排率達到100%，瞬時天然氣流量6 500～8 000 m3／h。

從誘噴曲線分析看到，前9輪次，液氮不斷注入，套壓并沒有明顯的上升，返出液量較少；但后期隨著累計返出液量的增加，井筒壓力降低，液氮膨脹，井筒內的液體密度下降，套壓迅速上升，返出液量明顯增加。故液氮在深井連續多輪次舉升排液優勢明顯。