BD区块典型低产低效气井挖潜技术研究.pdf

第42 卷第10 期2023年10 月石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATIONVol.42 No.10Oct.2023BD区块典型低产低效气井挖潜技术研究李嘉，高嘉琦，孔维捷，谢青（西安石油大学石油工程学院，陕西西安7 10 0 6 5）摘要 靖边气田属于低压、低渗、低产气田，在气田开采过程中极易造成井底积液和井筒腐蚀、结垢堵塞，导致气井井筒压力损耗和油套压差增加、气井产量降低，严重影响气井的正常生产。为了提高BD区块低产低效气井增产措施效果，开展了低产低效原因分析和增产潜力评估研究。本文得出了该区块几口典型井实施解堵措施后相应的曲线图像并进行分析，对气田稳产提供了帮助和支持，也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。研究区块自2 0 18 年实施解堵措施后到2 0 2 2 年，累计增产气量13417 10*m，增产效果显著。关键词 靖边气田；低产气井；解堵措施；挖潜技术中图分类号 TE377D0I:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.10.008【文献标识码 A【文章编号 16 7 3-5 2 8 5(2 0 2 3)10-0 0 34-0 5Research on potential exploration technology of typicallow production and low efficiency gas well in BD blockLI Jia,GAO Jiaqi,KONG Weijie,XIE Qing(College of Petroleum Engineering,Xian Shiyou University,Xian Shaanxi 710065,China)Abstract Jingbian gasfield is a low-pressure,low-permeability and low-production gas-field.In the process of gasfield exploitation,it is easy to cause bottom-hole accumulation,wellbore corrosion,scale blockage,resulting in wellbore pressure loss,oil jacket pressure dif-ference increase and gas well output decrease,which seriously affects the normal productionof gas wells.In order to improve the effect of stimulation measures for low-productivity andlow-efficiency gas wells in BD block,the causes of low-productivity and low-efficiencyanalysis and stimulation potential evaluation are carried out.In this paper,the correspondingcurve images of several typical wells in this block are obtained and analyzed,which provideshelp and support for the stable production of the gasfield,and also provides technical sup-port for the efficient development of similar gasfields.From the implementation of pluggingremoval measures in 2018 to 2022,the cumulative gas increase of 134.17 million cubic me-ters in the study block is remarkable.Key words Jingbian gasfield;low gas production well;plugging removal measures;potentialtapping technology*收稿日期：2 0 2 3-0 8-0 8基金项目：大学生创新创业训练计划项目（2 0 2 2 10 7 0 5 0 41）作者简介：李嘉（19 9 9），男，在读研究生，研究方向为非常规渗流理论及油气藏开发。E-mail:第10 期靖边气田南部区域低产气井占比不断提高，在气井生产中后期，部分气井流体渗流通道堵塞，从而导致油压突降、产量快速递减。针对研究区块储层物性差、充填程度高、闭合压力大等特点，需要对该类低产低效井进行系统有效的分析研究，从而更好的评价解堵措施的效果。1研究区块概况靖边气田位于鄂尔多斯盆地中东部,陕西省靖边县、安塞县、横山县与内蒙古自治区乌审旗区境内，气田烃pH值5.327.34柱腐蚀结垢产物、气井产出液和其他人井剂的共同作用，造成气井井筒堵塞节流严重，导致气井无法正常生产,甚至被迫关井 5(图1)。由图1可知,井筒积液影响气井产能较为明显。李嘉等正BD区块典型低产低效气井挖潜技术研究源岩为下古生界海相碳酸盐岩地层以及上古生界煤系地层2。储层为奥陶系下统上马家沟组五段顶部风化壳型含石膏结核的白云岩，以碳酸盐岩气藏为主,其上与上古生界二叠系砂岩气藏部分叠合连片的大气田3-4。BD区块位于靖边气田南部高桥地区，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡靖边古潜台南部，沉积期古地貌相对平坦和宽缓,研究区块的储层物性参数见表1。2低产因素分析随着气井生产时间的延长，缓蚀剂裂解残留物、管表1储层物性参数表矿化度/(mg/L)平均H,S 含量/(mg/m)20000280.000872.71果变差。3解堵机理研究35渗透率/mD储层有效厚度/m0.24(5)缓蚀剂堵塞物有一定的消泡作用,泡排工艺效针对气井生产中后期，部分气井流体渗流通道堵塞，造成“套压异常突降、产量快速递减”特征，气井进人生产中后期后，天然气产量下降导致了携液能力下降，进而造成了井筒积液、近井筒储层含水饱和度上升7。气流中的液滴主要受到向下液滴自身的重力和向上气流对液滴的电力两种作用力。气体携液的临界流速为：0.25a(pL-Pg井筒积液结垢产物缓蚀剂堵塞高含硫气井堵塞井下腐蚀图1堵塞物类型示意图气田在开发过程中，生产系统普遍存在腐蚀结垢现象，尤其是在开发后期，气井产水量增加，使得井筒腐蚀结垢现象更加严重，这些腐蚀结垢产物在井筒内聚集沉积容易引发井筒堵塞节流，严重影响气井的生产 5-6,危害如下:(1)摩阻系数增大,生产油套压差较大,井筒易积液；(2)井下管串内径变小，通井规不能下入预定井段；(3）气井产气、产液不稳定或下降，产量配不够，气井生产调控困难；(4)如果井下堵塞物带出地面,地面管线输差将增大；水合物堵塞沥青质堵塞物kg/m;Pg-天然气密度,kg/m;-气液表面张力,mN/mo临界携液流量为：8PAueQ=2.5x10*ZT式中：Q-临界携液流量，m/d;P-井口压力,MPa;A-井筒内油管横截面积,m;Z-气体偏差系数;u。-天然气临界携液流速，m/s;T-井口温度，K。液柱超过一定高度后，因压差小而导致气井无法继续生产，由于液相滞留而引起水锁效应的原因主要是毛细管压力作用,其大小可用拉普拉斯方程表示8：Pe=o(R*R,(3)式中:Pc-毛细管压力,mN;-界面张力,mN/m;R,R2-曲率半径,m。V,=2.5x式中：V-气流携液临界速度,m/s;Pt-液体密度，(2)2P(1)36由式(3)可见，毛细管压力与多孔介质的曲率半径成反比，孔隙的曲率半径越小，毛细管压力相对较大。当气井发生井底积液现象，井底滞留水容易聚集起来不易排出，更易产生严重的水锁效应。气井的长时间生产会导致生产管柱出现堵塞现象,不仅会增加气井开采的施工难度，而且对修井作业也会产生一定程度的影响，甚至可能会大幅度地降低气井的产气量9，一般因井底积液而产生水堵塞的位置见图2。图2 井底积液示意图由于部分气井流体渗流通道堵塞，造成“套压异常突降、产量快速递减”特征，以“疏通堵塞、改善导流、扩大泄流面积”为目的,BD区块一般是通过储层深度酸石油化工应用2023年化（下古）近井解堵（上古)等措施，恢复改善气井生产 8-,储层解堵作用机制见图3。4挖潜措施效果评价本文对几口典型井的解堵措施前后产量、油压、套压进行研究,从而对措施效果进行评价10-12 。4.1G-X#4.1.1G-X井基本情况该井生产层位为马五1-2、马五1-3、马五4-1，19 9 9 年12 月开始投产。2 0 10-2 0 2 2 年历一井口年年产气量见图4。生产中具有典型的“两段式”特征，初期产量、压力下降快（图5）。从2 0 19 年底开始，油套压逐渐开始降低，接下来几年年产气量降低幅度明显，年产气量从2 0 19 年5 6 0.30 0 0 10 4m降低到2021 年 10 8.2 7 7 0 10 4m。4.1.2措施效果2 0 2 1年底该井经过井筒解堵作业后，2 0 2 2 年年产气量有明显变化，油压升高约3%；套积液液面压明显降低，相比前一年低15%，年产气量为16 8.4135x10*m,相比前一年增产6 4%解堵效果很显著，具体情况见表2。表2 G-X井生产情况表储层2019油压/MPa3.91套压/MPa5.00年产气量/10 m）560.300 0气井正常生产储层渗流通道堵塞第42 卷202020213.014.075.005.42253.2490108.277 0堵塞清除产能恢复20224.204.63168.413 5图3储层解堵作用示意图700600F500(0)/喜士4003002001000012 345678 910111213时间/年图4G-X井年产气量图111098765432100套压油压2345678910111213时间年图5 G-X井的油压、套压图套压1第10 期150012501000750500250004.2B-X#4.2.1B-X井基本情况该井生产层位为马五1-2、马五1-3、马五2-2，从2 0 0 6 年12 月开始投产，生产方式为自喷采出，期间有几年稳产期。但由于长期积淀造成油管堵塞，气、水产出通道变小，油套压差升高导致气井无法进行油管生产。2 0 10-2 0 2 2 年历年年产气量见图6,初期产量高、压力下降快。历年油压、套压的变化趋势见图7,由于不合理的生产制度，过高的追求配产值而忽略了气井本身的生产能力大小，破坏了气井的长期稳产能力，从而导致措施后油压、套压都升高。表3B-X井生产情况表20192020油压/MPa4.06套压/MPa5.28年产气量/(10 m）397.294 7产水量/m304.2.2措施效果该井在2 0 2 1年停井进行深度解堵作业，措施后2 0 2 2 年年产气量为42 4.0 49 9 10*m，年产气量相比前一年提高约1倍。但由于长期不合理的生产，导致极限生产压差小，同时伴随着含水饱和度45403530252015105李嘉等BD区块典型低产低效气井挖潜技术研究1112132345时间年图6 B-X井年产气量图3.0204.515.96171.652 4201.740 700379876543210一78910202111油压！1101高，后期产水，具体数据见表3。4.3BD区块解堵措施评价自2 0 19 年后该区块进行解堵措施，增产效果明显（图8）,该区块实施解堵措施期间，储层深度酸压解堵累计实施5 8 口，井均日增气量2.2 0 10*m，1年后井均日增气量1.5 0 10*m。其中2 0 2 1年实施30 口，井均日增气量1.8 5 10*m（图9），年累计增产7 36 0.0 0 10*m。5结论(1)通过对BD区块低产低效井主要影响因素分类分析，在区块整体地质认识进一步完善和对气井生产2022动态进一步熟悉基础之上，充分利用丰富的单井动、静4.15态资料进行老井措施挖潜研究。得出低产低效井影响8.11因素主要有：井筒积液时间长，排干积液后产量不上424.049 9升；气井产量、压力突降明显；油管无腐蚀穿孔；1.2水气比小于4m/10m。（2）自2 0 18 年到2 0 2 2 年底，进行解堵措施：酸压/洗深度改造（下古），近井带储层解堵（上古）,共6 5 口井，累计增产气量13417 10 m。选取2 口典型井G-X井、B-X井，实施解堵作业后2 0 2 2 年年产气量相比前一1.75(叫,0 1)/鲁日所#1.401.050.700.35上2345678910111213时间年图7 B-X井油压、套压图1.241.071.8502019.09.01 2020.09.01 2021.09.01 2022.09.010图8 历年日增气量图2019图9 井均日增气量图2020年份202138年增产明显，G-X井年产气量为16 8.4135 10 m，相比前一年增产6 4%；B-X井年产气量为42 4.0 49 9 104m,年产气量比前一年提高约1倍。（3)针对靖边上古储层“多层系发育、隔层砂泥岩互叠，次产层动用程度低”等特点，开展的储层解堵效果明显，产量提高变化明显。但老井井筒完井管串复杂、井筒内积液严重等井下特征和施工难度较大，周期长等问题依然突出。要综合研究重新评价储层，明确剩余储量分布及规模，完善关停井储层储量及复产潜力评价标准，落实挖潜潜力，进一步提高老井采收率。参考文献：1张金发，李亭，管英柱，等.致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望 J.能源与环保，2 0 2 2,44(10)：115-12 4.2李朝旭.靖边气田南部高桥地区奥陶系马五1+2 储层特征及主控因素研究 D.成都：西南石油大学，2 0 2 0.3李宝成.靖边气田马家沟组碳酸盐岩储层特征及主控因素J.东北石油大学学报,2 0 2 1,45(4):15-2 6.4晏宁平，王旭，吕华，等.鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界石油化工应用用2 0 2 3年非均质性气藏的产量递减规律 J.天然气工业，2 0 13,33(2):43-47.5刘婵，都特，高同福，等.气井堵塞问题及解堵方法研究进展 J.石油工业技术监督，2 0 2 3,39(3)：5 7-6 1.6张吉磊.靖边气田气井解堵技术研究 D.西安：西安石油大学,2 0 15.7赵杨.低产低压气井井筒积液分析 J.内江科技,2 0 18,39(5):74-75.8SHIRMAN E I,WOJTANOWICZ A K.More oil using down-hole water-sink technology:A feasibility studyJJ.SPE Pro-duction&Facilities,2000,15(4):234-240.9李李珊，郑维师，苏伟东.苏里格气田中部低产低效井挖潜技术研究 J.石油化工应用，2 0 2 3，42(2）：46-48,5 7.10 代金友，张争航，王瑞，等.靖边气田生产异常低产井特征及其开采意义 J.石油地质与工程，2 0 19,33(6)：7 0-7 2，76.【11马维强.提高靖边气田低压低产气井产气量技术及效果评价 D.西安：西北大学,2 0 17.12 又邓建明.渤海油田低产低效井综合治理技术体系现状及展望 J.中国海上油气,2 0 2 0,32(3)：111-117.第42 卷（上接第2 9 页）(2)发气膨胀型防气窜剂和聚合物类防气窜剂均具有较好的防气窜功能，但当应用井存在防气窜和防二氧化碳腐蚀的双重需求时，应选用聚合物类防气窜剂，发气膨胀型防气窜剂水泥石的抗二氧化碳腐蚀能力较差。(3)防气窜与腐蚀水泥浆体系具有强度高、稳定性强、耐二氧化碳腐蚀能力强的特点，可以提高应用井的固井质量和耐二氧化碳腐蚀能力。参考文献：1罗俊丰，张伟国，廖易波，等.新型抗高温聚合物/胶乳防气窜水泥浆体系在南海流花深水区块的应用 J.石油钻采工艺,2 0 15,37(1):115-118.23张兴国，于学伟，郭小阳，等.温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系 J.钻井液与完井液，2 0 18,35(1):7 1-7 6.3周芝琴，王忠华，蒋理波，等,三塘湖水平井增韧防窜水泥浆技术研究与应用 JI.钻采工艺,2 0 18,41(1):17-18.4巢贵业，陈宇，方彬.大牛地气田固井防窜水泥浆体系研究与应用 J.钻采工艺,2 0 0 6,2 9(2):9 4-9 6,12 7.5杨国胜,缪华，苏冀中，等.林4-36 X井防漏防窜水泥浆固井技术 J.石油钻采工艺,2 0 0 9,31(S1)：7 6-7 8.6钟福海，费中明，高飞，等.高密度防窜水泥浆在红北1井的应用 J.钻井液与完井液,2 0 16,33(6):9 1-9 4.7万伟，陈大钧.水泥石防CO2、H S腐蚀性能的室内研究 J.钻井液与完井液,2 0 0 9,2 6(5)：5 7-5 9,9 3.8田进.羟基磷灰石耐高温抗CO2腐蚀水泥浆 J.钻井液与完井液,2 0 2 2,39(2):2 0 8-2 13.9杜嘉培，步玉环，郭胜来.耐高温耐腐蚀水泥浆材料优选试验与性能评价 J.硅酸盐通报,2 0 15,34(11)：32 9 2-32 9 7.103张聪，张景富，乔宏宇，等.深井高温抗二氧化碳腐蚀水泥浆体系设计与优选 J.石油钻采工艺，2 0 10,32（5)：39-43.