黃全華彭松孫雷姜昊罡李勇

1.西南石油大學石油工程學院 2.中國石化西北分公司塔河油田采油一廠

THN1凝析氣藏開采效果評價及提液無效原因分析

黃全華1彭松1孫雷1姜昊罡2李勇2

1.西南石油大學石油工程學院 2.中國石化西北分公司塔河油田采油一廠

黃全華等.THN1凝析氣藏開采效果評價及提液無效原因分析.天然氣工業(yè),2010,30(8):34-37.

塔里木盆地北部THN1凝析氣藏邊水較活躍,由于在氣井開采中生產壓差過大,導致邊水突進加劇,邊部氣井相繼迅速水淹停產,氣井高含水與含水上升快已成為該氣藏開發(fā)的主要問題。為此,從氣藏地質特征、水侵方式、生產工作制度等方面入手,總結提出了一套開發(fā)管理措施:在邊水氣藏氣井生產過程中遵循“少動、平穩(wěn)、慢控”的原則,切忌猛開猛關和關井復壓;在有水氣藏開發(fā)過程中,加強產水動態(tài)監(jiān)測,氣井見水后要及早采取有效措施;提液開采不見效是多種因素導致的,應遵循相應的規(guī)則,不能急功近利;對較高部位的剩余氣井,應及時調整工作制度,降低生產壓差,或采取機械、化學方法堵水;對砂巖孔隙性邊水凝析氣藏,氣井見水后不能靠少量井提掖排水。研究成果為該氣藏后期開采或其他類似氣藏的合理高效開發(fā)提供了技術支持。

塔里木盆地 凝析油氣田 邊水 水侵 產量 遞減 提液 效果 分析

1 THN1凝析氣藏簡介

THN1區(qū)塊位于新疆維吾爾自治區(qū)塔里木盆地北部的塔里木河流域,北距輪臺縣城約80km,橫跨庫車、輪臺、尉犁三縣交界部位。構造單元屬于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起南斜坡,THN1區(qū)塊三疊系構造為8號圈閉,THN1區(qū)塊中油組屬于中高滲具有較高凝析油含量和較強邊水的斷背斜圈閉砂巖凝析氣藏。

2005年6月在 THN1圈閉上部署探井 THN1井,在三疊系中錄井及氣測時有較好的油氣顯示。為進一步落實 THN1區(qū)塊的構造和儲量,2006年又部署并完鉆2口開發(fā)井準備井(THN2、THN3井),均獲得工業(yè)油氣流。

截至2008年3月底,THN1凝析氣藏共有生產井11口,其中水平井8口,產氣7.07×104m3/d,產油34.97t/d,綜合氣油比2675.92m3/t,累計產天然氣2.19×108m3,累計產凝析油10.54×104t,天然氣地質儲量采出程度9.91%,凝析油地質儲量采出程度9.44%,天然氣采氣速度1.17%/a,凝析油采油速度1.14%/a。

THN1凝析氣藏有邊水存在,由于氣藏開發(fā)初期生產壓差過大(部分氣井在2～10MPa),加之邊水較活躍,使得大部分井見水時間過早且產水量增加、含水率迅速上升,油氣產量大幅下降(圖1),氣藏的綜合含水率已達到79.68%(圖2),部分氣井已停噴。在2007～2008年后續(xù)開發(fā)過程中,采用了類似于油井的開發(fā)策略,對THN2、THN3、THN4、THN6、THN7、THN11井先后采用了電潛泵或管式泵機抽提液生產,但從各井提液效果來看并不理想,機抽后氣井基本產水。

圖1 THN1凝析氣藏生產曲線圖

圖2 THN1凝析氣藏日產液及含水率曲線圖

基于以上情況,有必要對THN1凝析氣藏氣井提液生產不見效的原因進行分析,為氣藏的后續(xù)開發(fā)提供參考依據(jù),為其他氣藏的合理高效開發(fā)提供借鑒。

2 氣井排液的一般原則

氣井排液生產時一般遵循以下原則[1]:

1)邊水氣藏生產井不宜關井復壓。許多氣井特別是邊水氣藏的氣井一旦出水,都具有不可逆性,要想采用減小生產壓差或關井復壓的方式把水壓回地層是很難實現(xiàn)的。四川磨溪氣田磨76井的生產史證明,氣井出水后采用關井復壓的生產制度,每次開井時都要放大生產壓差才能啟動氣井,對氣層的激動很大,每關一次井產水量都要上升一個臺階,當氣層壓力降低到某一界限后,靠自身的能量很難再啟動氣井。經(jīng)驗證明,當氣井出水后一定要穩(wěn)定地生產,切忌經(jīng)常開關井和關井復壓。

2)氣井管理中要堅持“少動、平穩(wěn)、慢控”的原則,切忌猛開猛關。氣井一旦轉入自噴排水采氣后,除特殊情況需關井外,應保持連續(xù)排液生產。

3)氣井廢棄前,隨著氣層壓力的降低,為了有效帶出地層水,逐步放大壓差生產是必然規(guī)律,但在能夠連續(xù)排液的情況下,一定要以實現(xiàn)連續(xù)排液的最小流量組織生產,即要求控制生產壓差。

3 影響氣井電潛泵排液效果的因素

電潛泵的沉沒度在很大程度上影響著泵的工作效率及排液效率[2]。對于埋藏較深的氣層,由于氣井井筒存在很長的泡沫段,影響了所測液面的準確性,導致排液氣井電潛泵的沉沒度偏小,降低了泵效及排液效率。因此,電潛泵的沉沒度小是導致泵效低,排液效率低的主要原因之一。

電潛泵是多級離心泵,在工作時要注意防止天然氣進入泵中。一旦天然氣進入泵中,再吸入流體便更困難,泵效降低,嚴重時形成氣鎖,甚至導致欠載停機,就達不到邊抽水邊噴氣的生產方式,天然氣的干擾嚴重影響著泵效[3-5]。近年來,國內外電潛泵生產廠家先后提出了提高泵轉速,改變泵幾何形狀,改變流體流道和流速,改進氣液分離器等一系列技術措施來防止天然氣的干擾。

4 油井提液效果分類

THN1凝析氣藏采用了類似于油井提液的方式來排液采氣?，F(xiàn)對油井的提液效果作簡單分析。中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院的王志剛和中國石油勘探開發(fā)研究院的俞啟泰等根據(jù)提液后含水升降和增產液、油量的大小等指標,將提液生產的油井劃分為以下3種類型[6-7]:

4.1 提液后含水穩(wěn)定或下降,增產效果顯著型油井

提液后本類油井單井平均日增產液量較大,含水穩(wěn)定或下降。日增產油量最高,提液后地層壓力下降小,有效期長,一般在1a左右,累計增產油量一般在2000t以上。由于含水穩(wěn)定或下降,提液增產水油比很低,平均只有4.5。這類油井提液一般對鄰井生產影響也較小。

該類油井及對應注水井一般都同處于砂壩相帶,這種沉積砂層厚度大,粒度較粗,油層物性好且以反韻律或復合韻律為生,其滲透率相對較高部位在油層頂部或中部,在重力作用下又進一步減緩了滲透率差異對水驅效果的影響,使水線推進較均勻。實踐證明,部分砂壩沉積的高或特高含水油井可以多次提液不斷放大生產壓差,深入挖掘油井生產潛力。

4.2 提液后含水大幅度上升,增油效果極差型油井

此類油井提液后日產液量增加最大,但含水大幅度上升。因此日增油量很小,有效期短(一般為1～2個月),累計增產油量只能在100～200t,增產水油比高達37.7,嚴重影響鄰井生產。

此類油井一般都同處于河道砂沉積相帶,砂層厚度大,粒度粗物性好,注水井吸水能力高,這類油層多為正韻律沉積,非均質嚴重,在重力作用下,進一步加劇了滲透率差異對水驅油效率的影響,形成高壓水流通道。

4.3 提液后增產液、油量均很小型油井

此類油井提液后日增產液量低,日增油量小,但地層壓力下降大,動液面下降大,增產有效期短,一般僅1～3個月,累計增油100～300t。

此類油井及對應注水井一般同處于邊緣砂沉積相帶,油層薄、粒度細、滲透率低、物性差,因而油井產能低,注水井吸水差,往往達不到配注要求,造成油井提液后,地層壓力、動液面下降大,且增產液、油量小。

因此提液應選準油井類型。優(yōu)先選擇砂壩沉積相油井提液,邊緣砂沉積油井一般不宜選作提液井。河道砂沉積非均質嚴重有高滲透層段存在的油井、動液面高或含水較低也不宜換大泵。

5 提液無效原因分析

現(xiàn)從以下幾方面分析氣井提液不見效的原因。

5.1 沉積相

沉積相研究結果表明,THN1區(qū)塊三疊系中油組屬于辮狀河沉積,河道微相砂體發(fā)育,該區(qū)塊位于主河道邊緣。

THN1區(qū)塊中油組主砂體基本上分布在低水位體系區(qū)域中,氣藏中油組砂體厚度相對較小(0～18.5m),氣田東部和北部的S110井和S50井周圍砂體不發(fā)育,厚度為零,砂體發(fā)育出現(xiàn)尖滅;氣田南部,砂體厚度發(fā)育呈減薄趨勢。

由此根據(jù)王志剛等“邊緣砂沉積油井一般不宜選作提液井”的研究結論[8],分析認為:THN1井區(qū)邊部水淹氣井若采用類似于油井的放大壓差提液生產的策略,其效果理所當然屬于較差范圍。

5.2 沉積韻律

總體上,THN1區(qū)塊三疊系中油組氣藏是一套以正韻律和底部突變的辮狀河道砂體為主要特征的沉積,自然電位曲線普遍呈指狀、齒化箱形或鐘形負異常,正旋回性。在剖面上由多個頻繁變化的細—中砂碎屑的正韻律組成,頂部泥質粉砂巖層較薄,每個韻律層厚2～3m。巖性及構造特征主要為淺灰色含礫中砂巖,礫質中砂巖、細—中砂巖,細砂巖。發(fā)育斜層理,粒序層理,并見泥礫順層排列。

通過以上分析可知,THN1凝析氣藏的邊水在重力作用下主要沿下部較高滲透層向氣井井底推進,一旦突破到達氣井以后,該趨勢即基本上不可逆轉,故在對邊部的水淹井實施排水作業(yè)時,排液井采出的幾乎全部是水。例如THN2與THN4H電潛泵排液日產氣僅幾十到幾百立方米不等,凝析油量更少(0～1t/d)。

5.3 排液井油套環(huán)空封隔

電潛離心泵排水采氣主要采用油管排水,套管出氣,而THN1凝析氣藏幾乎所有氣井都下了封隔器封隔油套環(huán)空。在對水淹井進行排水采氣作業(yè)時,油、氣、水都經(jīng)油管采出,由前面的分析可知,油、水中溶解的天然氣會降低泵效,甚至發(fā)生氣鎖,導致泵欠載停機,使得排水效果不佳[8-10]。

5.4 排液井數(shù)與時間

THN1凝析氣藏的生產動態(tài)資料顯示,2007年7月開始排液采氣時,排液井僅2口——THN2、THN4H井,且排液僅15d(7月12～27日)后即關井,至8月12日又才開井排液。排液井數(shù)少、排液時間短,在短時間內不能完全阻止已推進氣藏內部的邊水繼續(xù)向前推進,導致內部氣井,甚至一線井都不見效。

5.5 水侵方式分析

氣藏常見水侵方式主要有大裂縫導通型水侵和邊翼部舌進型水侵2種。

大裂縫導通型水侵的特點是水侵突然,水量大,上升快,出水時間早(一般在開發(fā)早期即出水),出水后氣產量急劇下降,邊水不易退回。主要出現(xiàn)在具有明顯裂縫導流特征的高滲型氣藏的大產量氣井中,雖然其產層底部距氣水界面還存在相當距離,但大裂縫直接與水域溝通,裂縫性水竄對氣藏開發(fā)危害性極大。

邊翼部舌進型水侵主要出現(xiàn)在裂縫不很發(fā)育的視均質地層中,水侵速度較慢,產水量較小,開發(fā)早期一般是位于氣藏邊翼部距氣水界面較近的氣井出水,但只要及時控水采氣,能較長時間維持氣水同產而不被水淹。因此,只要措施得當及時,這種水侵方式對氣藏開發(fā)的影響是有限的;若措施不當,邊水推進氣藏后將分割和封閉氣區(qū),且邊水難以退回,會給氣藏開發(fā)造成很不利的影響。

根據(jù)地質研究成果,THN1凝析氣藏屬于孔隙性儲層,儲集空間類型以各類孔隙為主體,裂縫極少,僅在局部有稀少的微裂縫存在。因此結合前面分析可以看出,THN1凝析氣藏水侵方式屬于邊翼部舌進型水侵。主要的治水措施應該是控水采氣。由于前期生產時壓差過大導致邊水大量推進,而想采取類似于油井的提液措施,借助下電潛泵提液或排液來達到排水和提高凝析油產量的目的違背了該類氣藏的生產規(guī)則。由于措施不當,只會導致氣藏的開發(fā)更加困難,生產愈加糟糕。

5.6 油氣水三相滲流阻力大

曾經(jīng)計算了 THN1凝析氣藏油氣水三相相滲曲線,結果表明,油水、氣水有效流動范圍較窄,氣井見水后,氣相滲透率急劇降低。當油相飽和度大于臨界流動飽和度以后,油氣水三相都能流動時,氣相與油相的滲流能力都極低,故對水淹氣井進行排液采氣作業(yè)時,氣井排液效果不好,排出的主要是水,基本上不見氣和油。

5.7 頻繁開關井及改變工作制度

THN1凝析氣藏生產動態(tài)數(shù)據(jù)顯示,在生產過程中較多的井存在頻繁開關井及改變工作制度的問題,這違背了“少動、平穩(wěn)、慢控”的氣井排液原則。以THN4H井為例,由圖3可看出,氣井關井后再開井時產水量都很大,基本不見油氣產出。氣井見水后,頻繁開關井及改變工作制度致使氣井的含水大幅度上升,邊水加速向氣區(qū)內部推進,最終導致氣井普遍見水,油、氣產量迅速遞減。

圖3 THN1凝析氣藏THN4H井生產曲線圖

氣井見水后沒有及時采取有效措施而是放大壓差提液或關井復壓,由前面的分析可知,這無疑使氣藏的見水情況進一步惡化。當大部分氣井水淹后,再采取類似于油井的提液的方法來排液采氣已是于事無補了。

6 結論

1)邊水氣藏氣井生產過程中要遵循“少動、平穩(wěn)、慢控”的原則,切忌猛開猛關和關井復壓,邊水一旦突破至井底,將會給氣藏開采帶來很大影響。

2)有水氣藏開發(fā)過程中,要加強產水動態(tài)監(jiān)測,氣井見水后要及早采取有效措施。

3)THN1凝析氣藏提液開采不見效是多種因素導致的。但可從中認識到,氣藏開發(fā)要遵循相應的規(guī)則,且不能急功近利,要做好動態(tài)監(jiān)測和分析工作,及時采取行之有效的措施,這樣方能確保氣藏順利地開采下去。

4)對 THN1氣藏較高部位的剩余氣井,應及時調整工作制度,降低生產壓差,或采取機械、化學方法堵水。

5)對砂巖孔隙性邊水凝析氣藏,應轉變開采觀念,不能當油井對待,氣井見水后不能靠少量井提液排水,眼睛不能只盯住“凝析油”。對凝析氣井,(天然)氣出不來,(凝析)油也就出不來。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.08.009

Huang Quanhua,associate professor,was born in1968.He holds a Ph.D degree,being engaged in teaching and research of oil and gas reservoir engineering and seepage flow.

Add:No.8,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan610500,P.R.China

Tel:+86-28-83033372 E-mail:swpuhqh@126.com

Reservoir production evaluation and reason analysis of ineffective liquid extracting in the THN1condensate gas reservoir,northern Tarim Basin

Huang Quanhua1,Peng Song1,Sun Lei1,Jiang Haogang2,Li Yong2
(1.School ofPetroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.N o.1Gas Production Plant,Sinopec N orthwest B ranch Company,L untai County,Xinjiang841604,China)

Edge water is active in the THN1condensate gas reservoir in the northern Tarim Basin.During the gas well development, the dash of edge water is aggregated due to a big producing pressure drop,which results in water flooding and off-production of the edge gas wells.High water content ratio and severe water incursion have become the primary problems in this gas reservoir development.In this paper,starting from the geologic features,water intrusion manners and the production working systems,a set of measures for the development and management are summarized and proposed.That is,during the production of gas wells in the gas reservoirs with edge water,the principle of“l(fā)ess mobility,more stability,and slow control”should be followed while sudden opening or rush shutting-off of wells and pressure build-up must be avoided.During the development of the gas reservoirs with water drive,the dynamic monitoring on the water producing should be intensified and effective measures should be taken as soon as the water breaks through.The inefficacy of liquid extracting results from numerous factors,which should be followed by the corresponding rules.For the gas wells at the high locations,production working systems should be adjusted in time by decreasing the producing pressure drop or chemical and mechanical water plugging.For the sand porous condensate gas reservoirs with edge water,when the water has broken through in the gas wells,liquid extracting should not be carried out by only several wells.These measures provide a technical support for the reasonable and highly-efficient development of the water drive gas reservoirs.

Tarim Basin,gas condensate,edge water,water intrusion,rate,decline,liquid extracting,result,analysis

book=34,ebook=640

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.08.009

2010-05-05 編輯 韓曉渝)

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”中的“西非及亞太大陸邊緣盆地海上典型油氣田高效開發(fā)研究”項目(編號:2008ZX05030-005)。

黃全華,1968年生,副教授,博士;主要從事于油氣藏工程與滲流方面的研究與教學工作。地址:(610500)四川省成都市新都區(qū)新都大道8號。電話:(028)83033372。E-mail:swpuhqh@126.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE8,pp.34-37,8/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)