大牛地气田水平井排液方法研究_朱明富

大牛地气田水平井排液方法研究

朱明富

(华北石油局井下作业公司 河南郑州450042)

摘要 大牛地气田储层具有低压、低渗、低孔及薄层的特征,水平井是比较有效的提高单井产量、改善开发效果、提高采收率的技术措施,近年来水平井数量逐年增加,但水平井在渗透面积、渗流机理、气液两相流理论方面不同于垂直井,排液方法具有独特的特点,通过现场数据对比找到适合大牛地气田的水平井排液方法。

关键词 储层特征 水平井 渗漏特点 渗流特征 气液两相流 排液方法

0 地质概况

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡,其上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等七套气层。主要目的层孔隙度为6.8%~7.9%,渗透率0.325~0.906mD,地层压力系数为0.85~0.99,含气饱和度平均为57%,是一个典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。该气田的规模开发始于2005年。2003年开始进行开发先导试验,2004年进入开发准备,2005年进入了大规模开发阶段,年底已建成日产气近300万方,年天然气10亿方的生产能力。到2008年已累计探明储量达3522.3亿方,三级储量合计7607.88亿方,目前仅动用了1120亿方,已建成30亿方的生产能力,是中石化向北京、山东、河南供气的主要气源地。

水平井作为 提高单井产量 的工程工艺技术措施,在大牛地气田的开发中已经取得了初步成效, DF2井、DP6井、DP3井先后在山1、盒3层获得经济可采自然产能。水平井的数量自2006年以来呈现逐年增多的趋势,根据当前大牛地气田已经实施的水平井试气生产特点,分析研究提出了有利于携液、提高返排率和水平井最佳放喷排液时机及诱喷方式。

1 水平井的渗漏特点及危害

水平井的增产机理在于增加了气层的裸露面积,增产的同时也增加了压井液和完井液的渗漏面积,从而增加了渗漏液量,对于大牛地气田水敏性储层,主要为蒙脱石发育且遇水膨胀,阻塞或减小孔隙的吼道半径,易造成渗透性的急剧下降且不可逆转,在施工过程中表现出储层的渗漏液量大、渗透距离远、返排困难(时间长)的特点。

本文对DF2井山1气层后期试采排液进行了跟踪,该井2007年12月8日10:00开井试采,共计90天,累计产天然气392.6575 104m3,日均产气4.3629 104m3 d,累计产液43.69m3,日均产液0.48m3,平均氯离子含量为1838mg L,水型为重碳酸钠,为完井液或泥浆滤液,至试采结束,排液率为112%,数据见表1。

表1 大牛地气田部分水平井排液数据表

井名层位排液气产量

(104m3 d)

管柱下深

(m)

管柱尺寸

(mm)

排液时间

(天)

氯离子

含量

井筒液返排率

(%)

无阻流量

(104m3 d)

DF2山1 1.7713093.5273mm10250091.810.5932(长庆) DP3盒3 5.5602881.4473mm116264592.37.0000(二项式) DP6山1 3.1443906.2873mm84000163.38.2453(长庆) DP9山1 2.4013792.3773mm45500082.5 3.2900(长庆) DP11山1 1.1993810.0973mm233380106.6 2.3562(长庆)

DP35-1太2 1.3092475.2473mm61816067(入地液量) 2.7088(长庆) DP12山1-2 1.3203729.8173mm+89mm10.1747000177(入地液量) 2.45(长庆) DP15山1-2 1.2903339.2860.3mm11.3360090 1.26

2011年4月油 气 井 测 试第20卷 第2期

[作者简介] 朱明富,男,1996年毕业于华东石油大学石油工程专业,主要从事试油气管理与研究工作。

从试气和试采排液数据分析,浸入地层的液体存在着浸入液量大、浸入深度深、返排时间长,返排困难的特点。

2 气举排液的效果分析

大牛地气田采用反举排液,影响排液效果的因素有管柱下深、管径、液体的密度和粘度、储层的产能和压力及后期排液方法等。管柱下入深、管柱小、液体的密度小、粘度高、储层产能高、压力高则气举效果好,反之则气举效果差。因此气举方案需综合考虑储层、液性来设计管柱的深度和管径,避免过高的举通压力或不能举通液柱。表2为水平井气举数据,DF2井第一次气举由于管柱下深较浅排液不充分未形成自喷,DP15井采用小油管实现了低产气层的自喷。

表2 大牛地气田部分水平井气举数据表

井名层位压力

系数

增产

措施

诱喷

方式

管柱深度

(m)

举通压力

(M Pa)

液氮用量

(m3)

排液量

(m3)

管柱

类型

无阻流量(长庆公式)

(104m3 d)

DF2山10.95完井液反举3093.5228 33.462.0117.873mm

24 33.120.815.373mm

10.5932

P3盒3 1.02酸液反举2881.4421 30.952.6115.573mm7.00(二项式) DP6山10.95完井液反举3906.2826.2 31.066.097.473mm 6.3223 DP9山10.95完井液反举3792.3729.5 30.965.9712873mm8.2453 DP11山10.95完井液反举3810.0924.8 30.969.0120.673mm 3.2900 DP15山1-20.95完井液反举3339.2823.2 31.169.2138.860.3mm 1.2629

DP12山1-20.95完井液反举3992.1429 31.178.815273mm0.2555完井液反举3992.1418.4 31.156.47.673mm0.2555完井液反举3388.6229.1 31.140.016.173mm0.2555压裂液反举3729.8162.08073mm+89mm 2.45压裂液反举3729.8170.07073mm+89mm 2.45

举通压力斜线前为施工数据,斜线后没计算数据

3 放喷排液方法

3.1 水平井渗流阶段的划分

根据渗流理论,水平井流动分为:垂直拟径向流、线性流动、拟径向流阶段三个阶段,垂直拟径向流流动阶段主要为水平段的流动,线性流动主要为水平段和地层之间的流动,拟径向流主要为地层的流动,由于水平井段的渗透阻力小于线性流动和拟径向流动,表现出初产产能较高,随后产量逐步递减至拟径向的稳定阶段,因此在放喷排液初期选择较高的气产量放喷可以加快排液速度。在不同的渗流阶段选择不同的产量充分利用地层能量尽快的排液,以提高返排率。

3.2 气液两相流流态的划分

根据气液两相流动理论,水平井段流型分为:分离流、间歇流、分散流三种流态。在水平段无滑脱现象发生,以分散流消耗能量最少,阻力主要来自于气相克服井壁摩擦力,裸眼完井的摩阻大于套管和筛管完井。垂直井段气液两相流型为:泡流、段塞流、环流、雾流,在井筒流动过程中能量主要消耗在垂直井段,由于气液比重差别较大,流动过程中易产生滑脱损失,比较四种流型,段塞流消耗地层能量最小。在高产井排液过程中主要为水平段的分散流、垂直段的雾流为主,液滴分散在气流中;低产井主要以水平段的间歇流和垂直段的泡流和段塞流流型为主,考虑到段塞流消耗能量最小,对于低产井可以考虑以间歇式排液的方法排液。

3.3 临界携液流量

气井携液临界流量计算公式:

q sc= 2.5 104AP wf g (ZT)(1) g=7.15[ ( L- g) 2g]0.25(2) g= 3.48 103P wf g (ZT)(3)式中:q sc 气井携液临界流量,104m3 d; g 最小临界流速,m s;A 油管截面积,m2; 气液表面张力,N m; L、 g 气体、液体密度, kN m3; g 气体相对密度。

通过大量经验数据,近似计算一般采用:对于水 =60 10-3N m, L=1074kg m3;对于凝析油, =20 10-3N m, L=721kg m3;

从上述公式看出,对于一口井,在某一稳定气产量下,气体携液能力和油管管径横截面积成反比,管径越小,气体流速越大,携液能力越强。

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第20卷 第2期朱明富:大牛地气田水平井排液方法研究