川渝氣田大斜度水平井排水采氣工藝優化

張 婷 陳家曉 張鳳瓊 李 靜 唐 艷

（1. 中國石油西南油氣田公司工程技術研究院，四川 成都 618300；2. 中國石油西南油氣田公司重慶氣礦，重慶 404100；3. 中國石油西南油氣田公司川中油氣礦 四川 遂寧 629001）

0 引言

自1999 年以來，水平井、大斜度井技術已成為川渝氣田高效開發的重要手段和發展趨勢。隨著水平井、大斜度井開采時間的延續，部分出水氣井出現攜液困難甚至水淹停產的問題，如廣安氣田39 口大斜度水平井中就有14 口井因氣田水的影響無法連續生產，另有13 口井水淹關井；而川東石炭系氣藏超過90%的水平井和大斜度井產水，其中出現攜液困難甚至水淹停產問題的氣井接近60%。川渝氣田大斜度水平井具有以下特點：①氣井產能總體較低，產能差異較大，后期以低產井為主；②氣井投產后普遍產水，產水量范圍跨度大（1～100 m3）；③井下管串結構復雜，普遍裝有封隔器、節流工作筒及組合油管；④部分氣藏埋藏較深，如川東石炭系氣藏，產層深度一般超過4 500 m［1-5］。大斜度水平井的這些特點，限制了大部分工藝的開展［6-12］。氣舉和泡沫排水采氣工藝雖因簡單易行而在川渝氣田直井中得到了廣泛應用，但在水平井大斜度井中應用時，因其管串復雜、油套不連通等特點，嚴重影響工藝效果［13-20］。

1 川渝氣田排水采氣工藝應用現狀

受大斜度、水平井深度及井身結構復雜性的制約，排水采氣工藝面臨極大挑戰，尤其是缺乏有效手段排出水平井段的積液。近年來，泡排及氣舉工藝在川渝地區大斜度井、水平井中進行了先導性試驗，通過排除封隔器以上的積液，在一定程度上改善了氣井生產能力。

1.1 泡沫排水采氣工藝

通過打孔等方式溝通油套管，實現在現有管柱上實施泡排工藝，在川渝地區大斜度、水平井中進行了39 井次泡排工藝試驗，大部分井使用固體泡排劑，試驗過程中出現固體起泡劑遇阻及泡排攜液效果差的現象，部分泡排試驗井情況如表1 所示。56.5%的工藝實施井產量低于臨界流量仍可連續自噴生產，最大井深（斜深）超6 000 m，最低壓力系數為0.047，最大產水量為13.2 m3／d。

1.2 氣舉排水采氣工藝

借鑒直井氣舉經驗，大斜度、水平井進行了4口井氣舉排水采氣試驗，其中兩口井下入氣舉閥，最大應用井斜達53°，成功使氣井恢復生產，取得了一定成效，試驗情況如表2所示。由于氣舉閥受井斜限制，下入深度有限，大斜度及水平段積液影響無法排除，影響氣舉效果；打孔氣舉在設計時，采用“U”形管原理，設計較保守，啟動壓力和連續注氣壓力相差較大，不能有效利用壓縮機，造成地面設備資源浪費。

2 大斜度水平井排水采氣技術優化

2.1 泡沫排水采氣工藝優化

2.1.1 研制液體泡排劑

川渝氣田大斜度水平井使用的固體泡排劑存在井口、管柱變徑處，或在造斜段遇阻的現象，起泡劑無法與積液接觸，達不到排液的目的。而液體泡排劑在大斜度水平井中存在適應性較差、不能高效或全部攜帶出井底積液的問題。針對這一問題，研制新型納米粒子泡排劑E，該體系在基礎體系上創新地將納米硬質顆粒（主要成分為SiO2，無毒無害）引入氣、水兩相組成的泡沫體系，使納米粒子吸附在氣／水相界面形成固化膜，阻止氣泡之間的聚并和歧化，從而提高泡沫的穩定性，促使攜液性能也隨之提升。

表1 川渝地區部分大斜度井、水平井泡排試驗效果統計表

表2 川渝地區大斜度、水平井氣舉試驗效果統計表

通過室內實驗篩選出目前使用較為普遍的4種耐高溫、耐高礦化度泡排劑，與新型泡排劑E進行起泡性能、穩定性和攜液效率的對比。實驗條件：在常壓及不同溫度情況下測試起泡劑的起泡體積和半衰期，在120 ℃、常壓下測試起泡劑的攜液效率。結果表明：新型泡排劑E在不同溫度條件下的起泡性和穩定性均優于其他4種泡排劑，且溫度越高，性能優勢越明顯，如圖1所示，當溫度達到130 ℃以后，新型泡排劑E的半衰期是其他樣品的兩倍。由于其良好的起泡性和穩定性，其攜液效率也明顯優于其他4種泡排劑，如圖2所示。

2.1.2 優選加注裝置

川渝氣田早期泡排劑加注工藝主要為平衡罐加注，利用平衡罐內壓力自行流入井中，加注時間較長，同時由于加注通道內徑較小，易造成通道堵塞，影響加注效果。目前應用較多的是泵注和棒狀投注工藝，泵注工藝可以實現自動分時段進行加注。結合現有大斜度水平井普遍壓力底、產液量小的生產特征及氣井分散、無人值守等現狀，選擇小排量連續加注泵，可以實現自動化間隙、連續加注。并對MX001-H6 等20 口井新建泡沫排水采氣工藝進行優化，安裝起泡劑加注裝置13套、消泡裝置5套。

圖1 不同溫度條件下泡排劑起泡性、穩定性對比圖

圖2 不同礦化度條件下，泡排劑攜液效率對比圖

2.1.3 現場試驗效果分析

新型起泡劑E現場試驗9口井，采取小排量泵連續加注，作業后與現場在用起泡劑對比，在大幅度降低用量（40.00%～53.13%）的情況下，仍然能夠提高氣井產氣量、產水量，并降低油套壓差。現場試驗后（表3）日產氣量增加了1.20%～58.97%、日產水量增加了3.57%～103.60%；油套壓差降低了3.41%～34.43%；藥劑用量較現場原在用泡排劑降低了40.00%～58.33%，綜合成本可降低約60%。

表3 新型泡排劑E現場試驗效果表

2.2 氣舉設計優化

2.2.1 地層吸液指數

對于產水量較大、油管與套管環空不連通的大斜度及水平井，打孔后實施連續氣舉，能夠實現氣井連續帶液生產。但打孔氣舉在設計時未引入吸液指數，設計深度按“U”型管原理考慮，啟動壓力高，不能有效利用壓縮機，如表2中QL013-H1井的啟動壓力高達22.5 MPa，連續氣舉壓力僅12.5 MPa，現場氣舉選用25 MPa 車載式壓縮機，注氣壓力不能有效利用，造成地面配套資源浪費。通過引入地層吸液指數這一影響啟動壓力的重要因素，對氣舉工藝設計進行優化調整，以適應川渝地區大斜度水平井較深、溫度較高、地層壓力差異大的客觀條件。

設計思路：根據具體井況考慮打孔位置，能夠保證氣舉的啟動和卸載，設計時考慮地層吸液能力，按照具體工藝井產層滲透性高低選擇地層吸液指數k 值，最終確定閥深度，計算公式如公式（1）、公式（2）所示。

地層吸液指數k的定義：在注氣壓力作用下，因液面下降所占容積和注氣前（注氣壓力為0）時總液量的比值。

式中，L 為設計打孔深度，m；L靜為靜液面深度，m；pko為啟動注氣壓力，MPa；pwhf為井口油壓或分離器出口壓力，MPa；V環為未注氣時頂閥以上液體所占環空容積，m3；V油為未注氣時頂閥以上液體所占油管容積，m3；k 為地層吸液指數；Gs為靜液梯度，MPa／m。

2.2.2 現場試驗

試驗井產層中部垂深4 841.9 m，井底壓力41.96 MPa，若不考慮地層吸液影響，啟動壓力需要39.5 MPa，采用35 MPa 車載壓縮機氣舉無法正常啟動。該井注氣點深度與井深比值大于0.8，考慮地層吸液指數k 等于90%，4 800 m 處氣柱壓力達到42 MPa時，井筒液面基本退入地層情況下，油管內液柱高度為4 500 m，對應注氣壓力為33.5 MPa。35 MPa 車載壓縮機在4 800 m之上注氣能夠啟動。

現場實施最大注氣壓力32.4 MPa，與引入k值后的設計結果吻合，由此可見，引入地層吸液指數后，設計參數更合理，更有利于合理選擇地面注氣設備，使注氣能力得到有效的利用。

3 結論

1）泡排和氣舉是適應川渝氣田大斜度、水平井排水采氣的有效措施，對于油管與油套環空不連通的氣井，通過打孔的方式溝通油套管實施泡排或氣舉，能實現氣井連續生產。

2）研制的新型液體泡排劑E 是一種適應大斜度、水平井生產特點的高效泡排劑，具有耐高溫、高礦化度、高酸性氣體的特點，現場試驗結果驗證其具有高效的起泡性能。

3）通過引入符合該類氣井生產特點的地層吸液指數，優化氣舉設計方法，最大程度地利用現有設備開展大斜度水平井氣舉排水采氣，使氣舉工藝在實現有效性的同時優化了其經濟效益。