胜利浅海气井开发的管理的技术实践.docVIP

胜利浅海气井开发管理技术实践 摘 要： 随着天然气在人民生活和国民生产中的地位迅速提高，如何提高天然气气藏的采收率具有重要的研究意义。海上气藏相对陆地在开发工艺上具有极大的特殊性，无法套用陆地气藏开采模式。本文通过分析胜利浅海新北油田气藏开发配套技术的研究实践，为今后海上天然气气藏开发提供参考。 主题词：海上气藏 采收率 排液采气 一、见水后对气井生产影响分析 气藏见水后，将会对气藏开发效果造成严重影响，主要体现以下三个方面： (1)采收率降低：气藏产水后,地层水沿高渗透层段窜入,分割气藏,形成死气区,使最终采收率降低，据统计一般纯气驱气藏的最终采收率可高达90%,而水驱气藏的平均采收率仅为40%-60%。 (2)产能降低：气藏见水后，气相的渗透率降低,渗流过程中压力损失增大,气井产量迅速下降,提前进入递减期。 (3)废弃压力增高：气井产水后,油管柱内形成气水两相流动管柱内的阻力损失显著增大,不仅气井过早停喷,自喷期缩短,而且由于气层中和管柱中压力损失增大造成气藏废弃压力增高,使采收率下降。 二、新北油田气井生产现状 新北油田是胜利油田第二个海上油气田，其气藏主要分布于kd34、kd342和kd481块，其发育受构造和岩性双重因素控制，主要发育于断鼻构造的高部位，气藏类型为正常温度压力系统、干气、高孔高渗岩性-构造边水气藏。 kd34块天然气地质储量为2.15×108m3，目前已投产气井3口，日产气能力2.6×104m3。kd342块天然气地质储量为0.89×108m3，投产气井2口，日产气1.4×104m3。kd481块天然气地质储量为0.72×108m3，投产气井2口，日产气2.3×104m3。开发情况如下： 三、气井生产中暴露出问题 1.边水发育，气井投产初期即见水 新北油田气藏类型为高孔高渗岩性-构造边水气藏，且边底水能量较强。气井投产初期即出现边水侵入现象，平均投产半年后均见水，目前平均月产水量为3-5m3，水性为cacl2。 2.采气速度低，不满足海上油气高速高效开发需求 由于海上平台、管线设计寿命为15年，而目前常规定向气井年采气速度仅2.0%左右，据此推算开发15年后，采收率仅至30%，不符合海上油气藏高速高效开发需求。 3.受海上特殊生产环境限制，生产管理和措施开展难度大 海上平台为无人值守管理模式，其空间小、措施实施受气象海况因素影响大，因此例如气举、泡排等排液采气工艺均无法实施。由于平台空间受限，气井生产时，由于井口气嘴的节流作用，导致井口温度低，气嘴和地面流程冻堵。尤其气井见水后，在低温环境下形成大量水合物，堵塞流程，不但影响气井正常生产，而且造成安全隐患。 4.储层疏松，易出砂 新北油田储层为曲流河沉积砂体，埋藏浅，埋深在1380m～1610m，岩石成岩作用弱，胶结疏松，胶结类型主要为孔隙或接触式。储层中粘土矿物相对含量高，开发过程中表现出储层敏感性强、易出砂的特点。气井出砂不但可能导致储层砂埋，影响产能，而且引起管柱、流程刺漏，造成安全隐患。 四、海上气井开发管理技术实践 为了改善海上气藏开发的不利局面，提高气藏采收率，达到高速、高效开发的目的，进而开展了一系列的技术研究与实践工作，具体如下： 1.水平分支井采气技术 为提高采气速度，在新北油田kd342块实施了中石化第一口气井水平分支井kd34c-zp2。kd34c-zp2由一个主井眼和两个分支井眼组成，呈鱼骨状分布。设计目的层为馆上段，主井眼长400米，两个分支长度分别为152米、154米，钻遇主井眼段422.48m，2个分支井眼段257.05m，总共679.53m。主井眼下入外径160mm挡砂精度100um的精密复合滤砂管防砂，分支井眼采用裸眼方式完井，下气井自喷管柱完井。 该井投产初期日产气量4.3×104m3，折算年采气速度近6.0%，是普通定向井采气速度的3倍，预计开采15年以后，采收率可达85%以上。 2.远程遥控降压排液采气技术 由于海上生产平台为无人值守平台，且气井见水后流程易冻堵影响生产以及由于海上特殊生产环境限制排液采气施工开展，因此在新北油田投用了多级降压节流流程配套远程遥控降压排液技术，取得明显效果。 （1）利用多级降压节流流程有效消除流程堵塞现象 气井设计为由天然气电加热器、电动紧急切断阀、一级节流阀、电动调节阀（二级节流阀）、生产缓冲罐和三级节流阀五部分组成。三级节流阀可以有效实现从气井井口压力（10.0mpa）到外输压力（1.0mpa）之间进行逐级降压，进而避免了由于压力下降大，气体迅速膨胀吸热导致温度下降，形成大量水化物堵塞流程现象。 通过2006年投产该套流程后，气井井口节流现象得到明显缓解，冬季生产时气井井口温度均在10℃以上，流程均未出现堵塞现象，保证了气井稳定、安全生产。 （2）利用电动调节阀和自动化技术