长庆低渗透气田开采技术

1、长庆低渗透气田开采技术    长庆低渗透气田开采技术目前气田开采技术包含气井的钻井、完井技术、储层改造技术、动态监测、气井配产、开采评价、采气工艺技术以及气井防腐等系列技术，其中长庆气田在开发过程中采用的开采技术较多，本处仅对其值得川西气田开发中值得借鉴的动态监测技术、配产技术、采气工艺及气井的防腐蚀技术进行介绍。1、气井试采评价及分析长庆气田于1989年在陕参1井、榆3井发现高产油气流后，为合理开发气田，落实单井产能，认识气藏特征，确定气田生产能力及稳定时间，先后在气田内多口气井进行了试采及相应开发先导性试验，如气井放大压差生产试验、系统试井、压力恢复

2、试井、探边试井、干扰试井等试验工作，同时对气井的试采工作进行了及时评价和分析，为气田的开发方案设计、气田规模开发进行了充分的准备工作。（1）放大压差生产试验为了解气井稳产性能，气井大压差是否产水以及气井储层特征与其地质认识一致，气田在陕81井进行了放大压差试验。陕81井一点法测试无阻流量110664×104m3/d，修正等时试井绝对无阻流量1086×104m3/d。气井大压差生产试验时以60×104m3/d工作制度生产，试验生产时间1904天，平均日产气59033×104m3/d，日产水023 m3/d，仅产微量凝析油，井口油套压由248Mpa分别降为9

3、23Mpa和861Mpa，开井前气层中部压力3017Mpa，试验期井底流压最低为109Mpa，压差达1927Mpa。之后气井进行修正等时试井及压恢试井，气层压力下降为2866Mpa，其单位压降产量为1014197×104m3/Mpa。之后进行按常规的无阻流量的1/4进行配产按25×104m3/d生产2429天，产气6205711×104m3，日均产气25549×104m3/d，产水0128 m3/d，气层压力由2866Mpa下降为2398Mpa，井底压力趋于稳定。根据试验情况采用软件进行拟合和预测，表明大压差生产难以持久，而采用常规配产可以长期稳定生产，

4、证明了气藏的低渗、低丰度、面积大且整装连片特性，与气田勘探及地质认识相符合。（2）气井试井方法试验及评价为准确获取气井储层参数、产能以及各种试井方法在气田开发中的适应性，为后期气田的正式规模开发提供依据，在进行放大压差生产试验的同时，进行了各项试井试验并结合气井试采动态建立了符合气田特征的气藏模型及其可靠的参数。系统试井为验证系统试井在该气田的适应性，系统试井工作制度采取了产量由大到小和由小到大两种方式试验，为使每一工作制度达到稳定，气井的每一工作制度时间较长（表1），同时要求试井时井底流压下降及终关井压力恢复速率小于01 Mpa/d，表1是其试验的两口气井的试井设计简况表。表1试井设计简况表

5、                项    目    井    号            工作制度        

6、0;                        第一            第二            第三

7、0;           关井恢复时间    T（d）                                 

8、Qg（104m3/d）            T（d）            Qg（104m3/d）            T（d）         

9、   Qg（104m3/d）            T（d）                                

10、60;                     陕81            45            30   &#

11、160;        35            40            25            50    

12、        80                                 陕84        &

13、#160;   25            30            40            40         

14、;   50            50            82                      

15、;    实际试井时陕81的三个工作制度生产时间较短未达到稳定，关井66天后井底压力仍以00127Mpa/d的速度恢复而开井，无法进行分析。而陕84井关井82天后井底压力以0009Mpa/d的速度恢复，基本达到稳定，其解释是较为成功的，证明在低渗气藏进行系统试井需要相当长的时间是可以达到稳定的。修正等时试井为进一步验证系统试井的适用性并同时缩短试井时间，在系统试井基础上，长庆气田进一步进行了修正等时试井试验。为保证修正等时试井的成功性，试井设计及实际操作中采取了以下措施：1）等时间隔的选取在等时间隔的选取方面，考虑了井筒储积效应的影响，其等时间隔应超过井筒储积效应

16、的而达到无限作用期，经计算对于高产井，等时间隔取12h，中低产井取24小时。2）延续时间的确定而对于最后一个延续生产时间，计算的稳定时间较长，为减少试井过程终天然气放空浪费，实际试井中高产井一般取15天左右，中低产井一般取3040天。3）试井过程中设计了四个工作制度的修正等时试井后仍保留一个短时间的关井然后开井延续生产。4）气井延续生产期基本达到稳定才进行关井进行压力恢复，其延长时间延续到井底流压压降速率小于0015MPa001Mpa/d才进行关井。5）试井操作25口气井实际操作过程中对试井进行了周密设计，严格按照试井设计要求取全取准了产气量、井口压力和温度、分离器压力及温度、气体和水分析资料

17、，其井底压力和温度的录取全部下入高精度电子压力计进行连续测试，保证了资料的准确。6）试井成果应用评价主要进行气井稳定产能方程及无阻流量求取（验证系统试井准确性见表2）、估算气层有效渗透率、确定表皮系数、进行储层横向上非均质分析、边界反映分析、沟槽反映分析、储层渗透带分析等等。表2陕94井系统试井与修正等时试井产能方程与无阻流量对比表                方法      

18、;      稳定产能方程式            绝对无阻流量            相关系数                 

19、   系统试井            压力平方            指数式            Q1872×102（PR2Pwf2）09283    

20、60;       101512            0999995                    二项式        

21、;    PR2Pwf2750713Q 1816Q2            97368            098468                

22、60;   拟压力            指数式            Q944×103（PR2Pwf2）08632            109847    

23、        0999943                    二项式            m（p）327892Q 1718675Q2     

24、;       101787            099854                    修正等时    试井    

25、;        压力平方            指数式            Q618×102（PR2Pwf2）07366            9

26、62            0999997                    二项式            PR2Pwf2510228Q 4307Q2

27、60;           992            0992894                    拟压力    &#

28、160;       指数式            Q456×103（PR2Pwf2）071411            1072            099

29、9937                    二项式            m（p）22640Q 22604Q2            1103 &

30、#160;          099706             对比表2结果，二项式方程系数A增大，B减小，指数式C减小，n增大，但产能分析结果基本相同，证实了系统试井及修正等时试井结果的正确性，同时也证实修正等时试井适合于长庆气田低渗透气藏。通过修正等时试井延续生产阶段压力变化及稳定情况分析，对各气井稳定产能进行了标定：在井周围不存在渗透性变差区带的条件下，气井以生产压差

31、30Mpa生产，Qaof<20×104m3/d的井，稳定产能约在Qaof的1/31/4之间；Qaof介于2050×104m3/d的井，稳定产能约在Qaof的1/41/5之间；Qaof>50×104m3/d的井，稳定产能约在Qaof的1/51/7之间，其结果对气井的合理配产提供了依据。探边试井为确定气井的动态储量，分析边界类型及形状等参数，在气田内选择了陕81井进行探边试井试验，该井进行放大压差生产试验后进入常规配产长期生产，同时进行探边试井，并下入高精度电子压力计实测井底流压，气井达到拟稳定流后采用弹性二相法进行储量计算，获得了较准确的原始动态储量。干

32、扰试井试验为进一步确定前期系统试井、修正等时试井及解释出的气井储层之间存在不渗透边界、低渗透层变差及沟槽等有的气井存在连通性等问题，先后在两井组间进行了干扰试井。第一井组在林5井陕参1井进行小井距干扰试井，以林5井作为激动井，另两口井作为观察井，井距18km，整个测试10个月零10天，试井结果分析各井组之间是连通的，与试井解释及地质、地层对比及物探认识是一致的。第二组试验选择了处于同一鼻隆构造上的三口气井陕17井进行长期生产，选择其东北方向G1114井（距17井38km）、其西南方向陕85井（距陕17井5km）作为观察井，这三口气井处于同一鼻隆构造上。干扰试井时下高精度电子压力计实测42天发现

33、G1114井井底压力由3028Mpa下降为3024Mpa，日降速率00011Mpa，而陕86井未测到明显压力变化，陕17井与证明G1114井是连通的，与陕86井无连通关系，与前期认识一致。不稳定试井在进行以上试井方法试验同时，长庆气田还进行压力恢复试井，获取的测试资料均能反映底层特征，取得了准确的动态资料及底层参数，为气田开发方案进行数值模拟提供了必要参数。（3）试采过程种试井试验在气田全面开发中的意义长庆气田通过试采及其一系列试验，其对气田开发中取得的意义有以下几个方面：大压差生产证明了气藏的低渗、低丰度、面积大且整装连片特性。生产初期的系统试井与修正等时试井所建立的产能方程及取得的无阻流量

34、一致，证实了两种试井的可靠性及实用性，其结果可用于气井动态预测和产能评价；关井压力恢复曲线的形状与解释参数和修正等时试井基本一致，系统试井时间长，其结果更准确；探边试井测试时间长，可获得单井控制储量、面积及边界、储层参数等，为合理布井、优选井位提供可靠依据；干扰试井从小井距到大井距证实了井间连通性，与地质、地层对比、物探等取得的认识一致，对合理布井、优选井位及合理开采提供可靠依据通过试井获得气藏原始压力、温度、底层参数、流动系数、有效渗透率、导压系数等进而与静态资料结合，对气田规模开发进行数值模拟提供依据；通过试井求得气井产能，对模拟气井未来动态、进行气井分类及合理配产提供了依据。2、试井技术

35、改进长庆气田在通过对修正等时试井试验分析研究基础上，对等时间隔、产量序列、延续生产时间进行了改进设计。（1）等时间隔（2）产量序列通过理论分析认为，产量序列对修正等时试井的结果影响明显，为减小试井误差，产量序列必须采用等比递增的方式，产量序列所构成的等比数列要有较大的公比。（3）延续生产时间其研究认为，试井要获得真实可靠的产能系数A，修正等时试井的延续生产时间必须达到拟稳定流动开始时间tpss。其设计的延续时间考虑了re内的边界和地层非均质对气井产能的影响，与实际相符。3、配产技术（1）气井产能长庆气田气井的产能采用了系统试井、修正等时试井以及一点法试井。其一点法主要采用陈元千公式及其改进公式

36、：经验公式（适用于回压在8085%范围）陈元千公式（适用于回压在大于85%）用井口套压计算无阻流量（2）气井配产方案在气井配产方面，长庆气田经过试采试验、试井评价研究，对不同储层特征、不同区块气井产水特点建立了不同区块单井的配产模式。长庆马五12气藏单井配产模式富水区内气井配产模式：富水区气井实行大压差生产，降低水区压力，防止水体外扩造成采收率降低，同时兼顾保障气田整体稳产年限，QAOF>50×104m3/d的高产井以QAOF的1/51/4配产，QAOF介于 20×104m3/d50×104m3/d的中产井以QAOF的1/41/3配产，QAOF介于10

37、15;104m3/d20×104m3/d的中低产井以QAOF的1/3配产，QAOF<10×104m3/d的低产井实行大压差定压生产，先以QAOF的5070%配产，井口压力下降到90Mpa左右后降低产量实施定压生产。富水区边缘气井配产模式：富水区边缘气井实行常压差生产，避免富水区内水体外浸，以保证气藏达到较高的采收率，这些井生产压差控制在34Mpa，高产井以QAOF的1/61/5配产，中低产井以QAOF的1/4左右配产。无水区气井配产：该气藏无水区为孔隙式气藏，无水区大压差生产对气藏采收率无影响，配产模式与富水区的配产模式一致。马五4气藏配产模式该气藏构造高部位产纯气，

38、低部位气水同产，洼地以产水为主，为防止低部“似边水”过早不均匀侵入而降低采收率，该井区以QAOF的1/51/4配产。 上古生界气藏气井配产模式陕173井区盒8气藏气井配产模式：该气藏储层胶结物主要为粘土，颗粒间胶结不牢固生产压差过大容易产生颗粒脱落，储层吐砂，造成砂堵，影响采收率，盒8气藏按常规的QAOF的1/4配产。陕141井区山2气藏气井配产模式：山2气藏与盒8气藏类型相同，但储层颗粒间以硅质胶结，胶结较牢固，大压差下不会产生砂堵，该气藏以QAOF的1/41/3配产。4、采气工艺技术在采气工艺技术方面，长庆气田主要开展了泡沫排水采气、柱塞气举以及气井的防堵工艺技术，并取得了较好的效果。（1

39、）排水采气工艺技术小直径管泡沫排水采气工艺技术1）工艺流程采用635mm×15mm小直径管下入气井的气层中部向气层中注入起泡剂，起泡剂减少液体表面张力和气体滑脱损失，使井底积液被带出地面，达到排水采气目的。该工艺解决了常规从油套管环形空间注入起泡剂不能直接达到气层中部而导致排水效果较差的问题，提高了排水效果。2）配套设备及功能注入钢管：635mm×15mm镍不锈钢管，将起泡剂注入井底；气动泵，给小直径管内注入起泡剂，最大注入压力35Mpa，最大排量20L/h；起泡剂注入头，其端部装有一个单向阀，用来注入药剂，阻止气体流入小直径管内，同时稳定加重杆；加重杆和引导器组合：共4根

40、加重杆和导锥；小直径钢管滚筒：缠绕、安装和回收小直径管；防喷管：为化学剂注入头、加重杆和引导器组合提供下井前的位置；方喷密封组合：包括防喷管盘根盒和封井器；撬装电缆绞车：包括发动机、起下作业系统，用来起下小直径管。3）泡排药剂、工艺参数及工艺要求采用了FA06起泡剂和XQ1消泡剂，并进行了起泡与消泡性能以及抗盐性、抗油性、耐高温性、与地层水配伍性进行了评价；并根据气井产水量计算用药量及浓度、加注周期进行分析。工艺要求：气井井筒畅通、无堵塞；排水量较小的低产气井；对矿化度较高、水淹井及死井不适宜。4）应用情况该工艺技术在长庆靖边马5井应用取得了良好效果。该经气层中部深度348205m，原始地层压

41、力3135Mpa，无阻流量46×104m3/d，1998年11月投产，2000年10月中旬因产水量大无法排水停产，气井生产时最大水量20m3/d，稳定时产水量11m3/d，关井时累计产期2298×104m3，产水1731m3。该井采用小直径管泡排工艺反复向油管内注入FA06起泡剂、同时向地面管线注入XQ1消泡剂，并采用井口放喷相结合，共进行了4次作业，累计加入起泡剂155L、消泡剂65L，历时1个多月成功将该井复活。气井恢复正常生产后日产气45×104m3/d，生产稳定。柱塞气举柱塞气举工艺在我处川孝455井已经获得成功应用，其工艺原理较为简单，设计及参数较为复杂

42、，本处仅对其主要部件、工艺要求及在长庆气田的应用情况进行简单介绍。1）主要部件及功能自动控制器：设置即时开头或循环压力程序，具有设计简单盒可靠的记忆功能，设置滚动的LCD直读功能，为天然气流动或关井向控制器传送已设定好的相应模式型号；接受由传感器传送柱塞到达地面的信号。柱塞：在井下天然气恢复压力的作用下以段塞方式将液体举出井口，具有极少液体回流的特点，同时作为液柱与天然气之间的隔断面；防止在油管内壁形成盐结垢、结蜡；连续清除井内积液，增加天然气产量。井下大缓冲弹簧的承接器：接受柱塞的下落，控制下落位置，缓冲下落的硬性冲击力。防喷管：具有为坚持柱塞而设置的腔室盒柱塞捕捉器内由带缓冲弹簧的上承接器

43、；设有可选择的双向或单向的液体出口。到位传感器：感觉柱塞到达并传递信号导控制器。气动阀门：接受控制器信号后通过启动薄膜阀进行开关井，便于控制柱塞的上下。气体过滤器调压总成：过滤气体中的水分及杂质；为气动阀门提供开关所需的气动压力。太阳能面板：为控制器电池充电以保证控制器正常工作。2）工艺要求油管内壁规则，采用Ø59×750mm通井畅通无阻；气井自身具有一定能量，带液能力较弱的自喷生产井；日产量小于50m3/d；气液比大于500m3/m3；井底有一定深度的积液；井底清洁，无泥浆等污物。3）应用情况长庆气田进行了2口井的现场应用，取得了较好的应用效果。1号井气层中深37634m

44、，无阻流量6167×104m3/d该井1999年10月10日投产，投产不久就出现大量产水，连续生产时间短，2001年6月5日安装柱塞排水采气配套设备，柱塞下深3633m，进行柱塞气举后气井油套压不同程度回升，日产气稳定在20×104m3/d，日产水3040m3/d左右，能够较平稳地连续生产，有效解决了井筒继续积液问题。2号井气层中深3232m，无阻流量121526×104m3/d，2000年10月23日投产，生产不久气井出现积液，计算井筒积液800m左右，下入柱塞进行气举排水采气，柱塞下入深度2495m。柱塞运行周期3次，每周期开井6h，关井2h。进行柱塞气举前后

45、产量保持为25×104m3/d，一周后气井油套压持续明显的回升，其油、套压分别由柱塞气举前的77Mpa、162Mpa上升为185Mpa、224Mpa，产水量由试验前的116m3/d增加为24m3/d，并最后稳定为20m3/d，达到了排水采气的目的。（2）气井防堵塞工艺技术长庆气田气井堵塞主要为天然气水合物堵塞，其气井压力在1025Mpa范围内，天然气水合物形成温度为1623，多数气井在井筒300m以上易形成水合物堵塞；同时由于采取高压集气，在北方天气较冷的12月、12月，其地面管线频繁发生堵塞，严重影响气井正常生产。因此，长庆气田开展了系列防堵塞技术研究，目前其成功技术为注醇技术及井

46、下节流工艺技术。注甲醇防堵塞技术1）甲醇注入量2）气井注醇工艺流程3）应用情况长庆气田注甲醇应用效果表明，集中注甲醇是防止气井水合物堵塞是长庆气田必不可少的工艺技术，该技术保证了气井在低温季节的正常生产。在具体应用时，醇的注入量根据季节及气井产气、产水及气井与集气站远近不同而不同，夏季气温较高注入量较少，气温较低的冬季季节注入量相对较多、进展气流温度低的气井注入量较多。现场应用还表明，在甲醇中混合一定比例的CQZII起泡剂进行加注，不仅能防止气井堵塞，而且能防止集气管线的堵塞。井下节流工艺技术1）井下节流工艺原理及操作井下节流工艺技术是依靠井下节流嘴实现井筒内节流降压，充分利用地温加热，使节流

47、后气流温度能恢复到节流前温度，不会在井筒内形成天然气水合物。井下节流工具的投放、座封和打捞都是通过试井钢丝绳操作完成；井下节流工艺采用临界流原理，依据配产要求设计节流嘴直径，确定临界流。2）工艺实施情况目前长庆气田已现场实施10口井17井次的井下节流工艺现场试验及应用，其中12井次投放，5井次打捞，成功率均为100%，节流效果达到了设计要求。3）取得的效果I）有效降低了井口、集气管线压力，提高了安全性试验表明，试验前后井口油压下降显著，最高达172Mpa，最低88Mpa，平均1445Mpa。II）改善了水合物形成条件，减少了甲醇注入量由于节流后降低了节流器后压力，水合物的形成温度相应降低，注甲

48、醇的量也得到减少，从表3试验井的试验数据可以得到证明。表3井下节流试验井注醇情况统计                井号            试验前            试验后 

49、0;          减少率%104m3            年节约甲醇L                    时间（d）    &#

50、160;       累积注醇量L            日注醇L/d            平均注醇L/104m3            时间（d） 

51、0;          累积注醇量L            日注醇L/d            平均注醇L/104m3            

52、;        陕34            140            36250            2589   &#

53、160;        2994            113            0            0    

54、;        0            100            94498                &#

55、160;   陕57            30            2872            957        &#

56、160;   5648            365            31813            8715       

57、0;    330            416            3120                    

58、陕7            11            4071            370            9

59、215            43            45            105            01

60、66            9948            134666                    陕8   

61、0;        26            6419            4011            4598   &#

62、160;        45            12461            2769            2534   

63、;         4515            45333                    陕42       

64、;     12            2302            1918            6331      

65、60;     5            1240            248            2737      

66、60;     643                                 1911          &#

67、160; 未注醇，由于堵塞关井            222            23043            1038        

68、0;   2134                                              

69、林5            30            4408            1469            

70、4105            5            453            906            1

71、577            6158            20549                    陕45            27            9066            3358