沙坪场气田C2hl气藏排水采气阶段效果分析3.docx
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沙坪场气田C2hl气藏排水采气阶段效果分析3
沙坪场气田石炭系气藏排水采气阶段效果分析
——梁平采输气作业区生产技术办胡鹏
内容提要：
在回顾气藏水侵治理历程的基础上对气举排水阶段进展情况、气藏工程效果、存在问题及下一步建议措施进行了分析探讨，认为天东90井气举工艺制度稳定、地层水能量供给充足；周边井动态监测已在水气比、水性、井口压力产量变化等方面发现了一些良好态势；气举排水对储量、产能的保护效果是明显的，但任重道远，需长期进行。
针对水侵治理及气藏开发现状，建议保持现有最大排水力度，严格按开发方案设计规模生产，同时要对工艺上的不适应性进行必要改造。
主题词：
沙坪场气田石炭系气藏排水采气阶段效果分析
一、概述
（一）气藏简介
沙坪场气田石炭系气藏是西南油气田公司目前产能规模最高的一个大型整装气藏，位于重庆市垫江县及梁平县境内，区域构造上为大天池构造带南段端下盘的一个潜伏构造（图1）。
该气藏于1990年6月在月东1-1井钻井发现，截止2006年9月底已累计完钻井18口，获气井17口（即天东14、26、29、30、31、82、84、85、86、87、88、90、91、92、93、96井和月东1-1井），正钻井2口（天东80、81井），获容积法探明储量397.71×108m3，获完钻井井口测试产能726.04×104m3/d。
（二）气藏开发现状
1998年3月月东1-1井首先投产，1998年12月编制完成气藏开发评价方案设计，1999年11月完成试采设计，2001年5月完成开发方案设计，2003年1月转入正式开发。
开发方案推荐气藏总生产井数18口，生产规模390.0×104m3/d（年产气13.0×108m3，采速2.61%），稳产12年。
截至2006年7月底，气藏累计投产气井17口，目前生产气井16口，排水井1口（天东90井），日产规模390-420×104m3，历年累计采气64.2×108m3，采气速度3.8％，采出程度16.1％。
（三）气藏水侵治理简况
1、天东90井早期出水情况
天东90井位于沙坪场潜伏构造4、5号高点鞍部，为一口石炭系开发井，1999年4月5日开钻，2000年2月25日完钻，2000年3月16日完井，完井酸化后测试产气72.12×104m3/d，计算无阻流量302.0×104m3/d。
该井于2001年2月9日按45.0×104m3/d定产开井生产，生产中压力下降很快，产量也难以稳定，连续生产不到20天即于2001年2月25日产出地层水。
出水后在气量不断下调的情况下产水量仍上升迅猛，最高达60～70m3/d，因影响到下游脱水装置的正常运行，于2001年3月11日被迫关井，累计只生产了30天，产气1023.9×104m3，产水758m3。
2、气藏排水采气方案
经分析研究，天东90井早期出水主要是裂缝性水窜所致，由于井区（天东30-90-91井一带）裂缝、孔隙都十分发育，所以局部水体十分活跃，若不采取有效措施，将有约50-100×108m3的天然气储量、110-150×104m3/d天然气产能会遭到水侵危害，地面工艺设施、环境保护措施也将受到严重考验，气藏排水采气十分重要。
经进一步论证，确定沙坪场气田石炭系气藏排水采气方案的主体内容为：
以天东90井为强排水井，最低有效排量150m3/d；各项修井措施、地面工艺适应性改造都必须围绕这一地质目标；新钻天东浅1井（同井场）和对报废井天东89井修井作为本井及区块气田水回注井。
3、主要措施进展情况
气藏排水采气方案于2002年完成，随后对天东90井进行了生产复活，但发现该井已无自喷的能力，于是又相继开展了封堵下产层段、重新射开下产层段、大型解堵酸化、连续油管液氮气举、车载压缩机气举等工艺措施，但都因实施条件不完善而无法达到连续排水的目的，与此同时地面集输和转注水工艺也暴露出一系列不适应性。
为此经进一步系统分析和论证，决定：
（1）在天东90井下两级气举阀；
（2）将新完钻的石炭系开发补充井天东96井改为长期气举高压气源井；（3）新建天东96—90井高压集输管线，改造天东90井地面集输工艺、改造气田水转注系统及其它辅助设施，由此气藏排水采气进入现今高压气源连续气举排水采气阶段。
二、高压气举阶段工作开展情况
（一）目前主要工艺状况
天东96井高压气源经1.5km高压输气管线输送至天东90井，经保温后一部分正注进入天东90井井筒实施气举，一部分分流直接进入天东90井地面集输系统，气举返出的气也同时一并进入天东90井地面集输系统，产出的地层水经密闭回注或泵转注至天东89井或天东浅1井（图2）。
天东90井的两级气举阀下入深度分别为3002.89m和3699.03m（图3）。
（二）天东96井投产情况
天东96井于2005年11月9日开井生产，初期定产5×104m3/d，为便于带出井底污物、防止高压管线冰堵和适应长期稳定气举，产量曾一度调至16×104m3/d，目前按8×104m3/d制度生产，已累计采气3235.1×104m3/d。
天东96井投产初期正值冬季，由于出站没有保温，防冻加注条件也不完善，所以高压管线时常发生冰堵现象。
经理论计算和现场实地摸索，都证实在当时管输条件下形成水合物的温度大致在22℃左右，只要保证天东96井气源在天东90井的进站温度在21℃以上，高压管线就不会发生冰堵现象，所以该井冬季必须提高产量，而夏季则无此担心。
（三）天东90井高压气举情况
天东90井的试举工作于2006年1月17日11：
47正式开始，初期因冬季气温低、地面工艺不适应和气举回压匹配不好等诸多因素而出现断流现象，经地面工艺适应性改造后于2006年2月13日11：
40再次气举，此后气举一直很正常，高压气举管线没发生冰堵，同时天东90井的排水量也较大，初期排水量在300m3/d以上，目前排水量保持在250m3/d左右，截止2006年10月底气举排水总量为59204m3。
（四）地层水处理与回注
目前天东90井所产出的地层水几乎都采用密闭回注的方式进行处理，由于有溶解气的存在，需要经常对污水回注管线进行卸压，但即使经常卸压，天东89井的回注层也或多或少的注入了一定的气体，这对天东89井以后的气田水回注工作势必会带来一定的影响，同时这对污水回注管线的安全运行也会带来不利的影响。
三、高压气举阶段效果分析
（一）天东90井气举工艺制度稳定，地层水供给能量充足。
图4为天东90井气举动态监测曲线，可以看出：
①天东90井注气压力（即套压）很高而且很稳定，基本与天东96井的油压变化接近，目前为28.2MPa左右；②返出压力平稳，基本上在7.40MPa左右，略高于输压；④产水量大并保持相对稳定，初期最高，达382.6m3/d，之后逐渐下降，2006年3月18日后基本稳定在260m3/d，目前排水量保持在250m3/d左右。
上述情况表明，现有气举工艺的举水能力是可以达到382.6m3/d以上的，而目前实际排水量只有250m3/d左右则表明，在现有压差情况下地层水的稳定供给能力就是250m3/d左右。
根据设计方案，两只气举阀的调试开启压力分别为15.8MPa和16MPa，而天东90井据2006年9月18日井下测压数据表明，2#气举阀并未开启，实测井底流压在38MPa左右，排水压差应在11MPa左右（地层压力参照气举前的实测值估算，约49MPa），则单位压差下地层水的供给能力应为20m3/d/MPa左右。
（二）周边井动态监测呈现良好势头
天东90井气举排水后，加强了对周边气井尤其是南北两端相邻天东91和30井的动态监测，经过一段时间的观察，已明显见到了一些良好势头：
1、水气比变化情况
最明显的是天东91井，该井离天东90井直线距离约1.4km，在气举措施前水气比一直呈上升态势，最高达105L/104m3，几乎突破了饱和凝析水界限，气举开始后水气比立即下降，最低只有55L/104m3，气举中断后水气比又立即反弹，目前保持在80L/104m3左右（图5）。
天东30井的水气比也出现了一定程度的下降，由气举前的42L/104m3下降到了目前的40L/104m3，但不及天东91井明显（图6）。
2、水性监测情况
对天东91、30井加强了水性监测，结果氯根含量、矿化度都比较低，属典型的凝析水，与天东90井地层水性质迥然不同（表2），表明两井目前仍未产地层水。
表2天东91、30、90井水性监测统计
井号
取样时间
Na+
K+
Ca2+
Mg2+
Cl-
I-
Br-
B-
总矿化度
PH值
天东91
2005.11.30
702
4
1192
752
5254
<1
2
<1
8.13g/L
5.39
2006.02.27
468
6
1214
576
4457
<1
1
<1
6.88g/L
5.71
2006.03.31
640
3
1004
490
4108
<1
<1
<1
6.39g/L
6.03
2006.05.29
463
1
1149
535
4207
<1
4
<1
6.53g/L
6.03
天东30
2006.05.30
59
<1
37
20
145
<1
<1
<1
0.38g/L
5.76
天东90
2006.05.30
14164
121
1420
175
24921
7
59
40
41.97g/L
6.82
3、压力、气产量监测情况
各井压力、气产量都保持稳定态势，没有发现压力突降、产气量不稳等不良现象，也说明这些井还没有遭到水侵危害。
（三）水侵势头已有所控制，天然气资源及产能已得到一定程度的保护
天东90井累计排水量已达59204m3，日排水量从382.6m3/d到250m3/d一直呈下降趋势，表明水体能量已得到一定消耗，水侵势头已有所减弱。
按开发方案，天东88-90-14井区块容积法储量约50-100×108m3、天然气定产约110-150×104m3/d，目前各气井压力、气水产量都未见异常，说明主产区的储量、产能资源并没有遭到明显破坏；尽管90井已没有天然气产量，但其它井产量之和并未减少；天东91井水气必变化特征显示，该井若没有气举排水可能已遭受水侵。
（四）总体评价气藏水体能量仍较强，排水采气工作仍然任重道远
主要理由：
①气藏地质条件并未发现有重大变化，“气藏水体活动能力强”这一基础认识目前依然成立；②天东90井实际排水量远远超过早期论证的最低有效排水量150m3/d;③按预测，天东90井本身有一定产气能力，而实际上至今未发现有气产出的现象；④天东90井实际排水量仍处于高位状态，并且目前下降趋势很不明显。
因此气举工作应长期进行下去，气藏排水采气任重道远。
四、目前存在的主要问题
（一）气举排水力度及动态监测等工作仍有待深化
目前天东90井的排水量稳定在250m3/d左右，排水力度是否适合仍有待进一步的研究，包括地面工艺能够达到的最大排水力度和气藏工程上对保护气藏储量的要求的排水力度。
而天东90井自身以及周边气井的动态监测工作只是集中于地面能够收集的气井生产资料，对气井的井底压力实测和水侵前沿的数模预测均未进行深入开展。
尤其是气举气源井天东96井的水性监测在天东90井气举期间都不能得以正常进行。
（二）排水采气工艺仍有不适宜的地方
主要表现在：
①天东96－90井高压管线冬季冻堵现象仍有可能发生；②气田水排放所用的疏水阀属新投设备，开启频率高（现场实测每12－18秒就要开启一次，一次开启时间在4－8秒左右），故障频繁，目前已达到每月维修一次的地步；③计量方面存在一定缺陷，如注气量与返出气量无法分开计量，地层水泵转注和密闭回注两种方式下的计量结果误差大；④溶解气的存在增大了地层水密闭输送和回注的安全风险，高温、高矿化度对现役设备的危害也是显而易见的，溶解气（闪蒸汽）、卤味的存在也不利于现场安全生产。
（三）超定产态势下气藏稳产压力大
主要表现在：
①实际生产井仅16口，只有在开发补充井天东80、81井投产后才能达到方案设计井数；②方案设计年生产时间为330天，每年育一个月的关井复压，而实际年生产时间一直为360－365天，方案实施以来一直未进行过气藏关井复压；③方案设计年产气规模为390×104m3/d，而实际上超定产情况时常存在，最高达420×104m3/d；④除了水侵影响气藏稳产外，主超产井天东30、86、87、88等井也存在井口压力下降快、油套压差大等不良现象，套压降在2.6-5.8MPa左右、普遍在3MPa以上，油套压差普遍在5MPa以上、最高大8MPa，按上述情况预测这些井平输压的时间将在3年左右，较方案预测提前3－5年。
天东90井的排水采气工作是一项系统工程，任何一个环节存在问题，都将会影响到气举工作的正常开展。
因此在气举工作中任何一个环节出现了问题，都应该立即进行整改。
五、结论及建议
结论：
目前周围气井生产正常，未见出地层水，天东90井的排水采气工程有效的保护了气藏的储量和产能，表明对沙坪场气田石炭系气藏的治水思路是正确的。
建议：
1、坚持强排水思路不动摇，保护气藏储量和产能，坚持天东90井的持续长期排水。
结合气藏排水采气方案确定的气藏最低排水量150m3/d，以及目前天东90井气举压力的稳定情况和邻井的干扰情况，认为目前250m3/d的排水量较为合理，建议仍按目前工艺设备能达到的最大排水量250m3/d来组织天东90井的气举工作。
2、对排水采气中不适应的工艺进行及时改造，保证气藏持续排水的正常进行。
针对天东96～天东90井高压气举管线冬季易出现冰堵的现象，建议加厚保温层或更换其他的保温材料，或安装点伴热带。
针对疏水阀在气举过程中存在的问题，建议给厂家提出改造一间，由厂家对疏水阀进行重新设计并对设备进行改造。
对密闭回注存在的问题和风险，建议在疏水阀前安装计量罐和在回注管线上安装闪蒸罐，同时完成污水计量和释放溶解气。
由于天东90井的气举要长期不断的进行，对天东96井产水监测工作建议在天东96井的气举气源在对天东90井进行气举之前进行进行高压分离。
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