合川气田天然气压缩机气举技术应用探讨

（大庆油田有限责任公司重庆分公司, 重庆  402660）

摘  要：针对合川气田开发产量低、递减快，气井普遍产水且水气比高，投产气井95.2%产水，部分气井水淹停产，经济效益差的实际，通过天然气压缩机气举技术对水淹井复产，对水气比高的气井提高单井产量，为今后的气藏开发方式提供技术路线，确保实现气田效益开发。

关键词：气井、产水、压缩机气举

1 问题提出

合川气田自2008年投入开发以来，采用 整体部署、滚动评价、“甜点”优先、接替稳产的实施原则，历经3年建成8.3亿方/年生产能力，但稳产期仅有一年， 2012-2014年尝试水平井开发，之后未钻新井，初期年递减率达31%，后期年递减16%。投产气井95.2%产水，水气比为2.5-23.6方/万方，平均5.8方/万方。78.0%的井存在油、气、水三相，易形成水锁和油堵影响产能，部分气井因快速水淹关井停产。2017年股份公司对合川气田进行区块流转，流转前合川区块年产气量为2.3亿方，自然递减率为10.51%，全年平均日产气量为63.32×104m3。合川气田管辖气井460口，正常生产井172口且普遍产水，据压力梯度测试、声波液面探测和井史资料分析，目前已有55口气井井筒积液，甚至部分井水淹停产，导致产能大幅下降。因此，如何使积液气井恢复正常生产，是实现合川气田稳产的重要保障措施。

2 天然气压缩机气举实施效果评价

2.1 气井积液原因分析

针对合川气田气井普遍存在积液情况，从区域地质特征出发，通过钻井、录井、测井等静态资料和气田开发的动态资料综合分析，呈现如下特征：

一是由于地层压力下降快，产气能力降低。由于储层渗流能力下降，天然气在地层远端向单井运移过程中，气层可等视为若干个孔隙单元的集合体，在相同渗透率条件下，地层压力越高，孔隙两端压差越大，渗流能力好，压力损失小；地层压力越低，孔隙两端压差越小，渗流能力差，压力损失大。因此地层出水（或其它堵塞）时，储层处于气水两相流动状态，由于前端压力降低，孔隙两端压差变小，不足以驱动孔隙充填物质，气层表现为渗流能力变差，造成减产或停产。

二是井地层积液，造成气藏“水包气”。在积液初期，主要表现为井筒内积液，该过程中，气井压力、产量不断下降；进入后期，随着井筒积液量的不断增加，井底对地层回压不断上升，导致地层积液量及范围不断增加、扩大，地层气体渗流能力下降并最终堵塞气体流动通道，受流动阻力影响，大孔道或高渗层是水窜通道，水很难进入低渗高压孔隙。一般来说，低渗透岩石孔隙中的天然气是通过高渗透层孔道产出，由于储层的非均质性，当地层气液两相渗流时，气体呈断续流、液体呈连续流，会造成选择性水侵现象发生，水以连续性方式进入高渗透孔道，水侵后储层渗透率会发生变化，原本高渗带可能变成低渗带，阻碍了低渗部分气层的正常渗流，导致气井积液停产。

三是储层低渗、低压、敏感性强，造成气层“水锁”。储层是多个岩石孔隙的集合体，当相对高渗透孔道发生选择性水侵后，低孔隙、低渗透砂体中的天然气被封隔包围，在毛细管效应作用下，水全方位的向被包围的砂体孔隙侵入，由于大部分岩石的亲水特性，在孔隙喉道介质表面形成水膜，喉道内气、水两相接触面处的毛细管阻力增大，孔隙中的气被水封隔，形成“水锁”。

四是凝析油气藏储层存在反凝析现象。在凝析气藏衰竭开采过程中，当井底压力降至流体露点压力以下时,受流体相态变化的影响会出现反凝析现象。随着压降漏斗逐渐向地层远处的扩展 ,从井底到气藏外边界可能出现三个区域：一是井底附近地层的凝析油、气两相可同时流动区；二是中间部分的气相可流动而油不可流动区；三是外部的单相气渗流区。反凝析液占据多孔介质孔隙表面和充填微小孔隙形成反凝析油饱和度 ,而使流体流动的有效孔隙空间减少 ,增加气液渗流阻力 ,降低了孔隙通道的渗透性 ,使凝析气井产能下降 。

2.2 选井原则

综合分析上述问题后制定了五条选井原则：

一是井组位于构造较高部位，剔除射开水层、含气水层或有断层连通水体的气井

二是试气及初期产量较高，试气产水量在10方以下，剩余井控动态储量高

三是气井生产后期油压压差增大。井组中具备气源井

四是井下管柱至少有一口井油套连通

五是产水量较高，泡排及储层解堵无法复产的井

2.3 工艺原理

天然气助排工艺基于“U”型管原理，当地层能量降低，无法达到临界携液流量时，造成井筒积液；通过地面将高压气体注入油套环空（反举）或油管（正举），使之与井筒流体混合，降低举升管中的流压梯度（气液混合物密度）和对井底的回压，排采积液，从而恢复气井产能、提高气井产量。综合井为部署及站场实际，采取如下措施：

一是针对单井的压缩机气举原理。采用“单井助排工艺+自身供气”的流程，利用干线管网天然气（本井测试阀门取气）做为启动气源，经过分离器净化后，通过天然气压缩机增压注入积液气井环形空间，举升气液混合物经油管产出后直接进入生产管汇或者经井口放空管线排入排污罐中；待气井恢复自喷（或间喷）能力后，利用本井气作为压缩气源，周期举升排水。

图1  “单井助排工艺+自身供气”工艺流程图

二是针对该气田“平台井组”特点及影响采收率的瓶颈问题，制定“抽吸降压+气举排液”方案。以井组其它低产积液气井作为供气源，通过分离器净化脱水，利用天然气压缩机助排气举措施井，该方案一方面可以降低供气井口压力，达到降压抽吸增产目的，另一方面可气举排采井筒及地层积液，降低该井井底回压，从而整体提升井组产量。

图2  “抽吸降压+气举排液”工艺流程图

2.4 天然气压缩机气举现场应用

2020年至今共优选26井组66口井，选用天然气压缩机撬装设备，2021年实施11个井组41井次，累计增产气量1991×104m3，增液39049m3。2020年实施了12个井组37井次，累计增产气量3030×104m3，增液59460m3。平均单井组日增产气量为1.7-2.5万方/天/井组，增产效果显著。

2.5 经济效益评价

自开展天然气压缩机气举排水采气案实施以来，累计增产气量5020.37×104m3。

经济效益评价2020年每井组增气1.7万方/天可达到盈亏平衡，实现纯经济效益759万元，投入产出比1：1.43。2021年井组平均增气1.63万方，盈亏平衡产量1.3万方，累计投入3250万元，收入4717.50万元，实现纯经济效益1467.5万元，投入产出比1：1.5，经济效益显著。

3 结论与认识

一是加强气藏地质认识，合川气藏为定容弹性驱动气藏，地层水多为沉积水和凝析水，无较大边底水，阶段排采应见到较好措施效果（理论上是可以排采干净的），对历史高产水（水气比较大）气藏，应进一步落实水体性质，有选择性施工；

二是应进一步加大排采力度，认识到“气水同出”规律，重点是目前间开不携液气井，防止气液两相流动过程中脱气现象发生，造成水滞留地层，积液范围扩大，增加后期措施难度，造成整井水淹（前期施工井很多间开不携液，措施开展过程中产水量较大）；

三是在气藏地质认识清楚的前提下，不能追求短期见到高产，适当增长措施施工周期，以验证措施效果，提高气田采收率，实现气田效益开发。

来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>