胜利浅海气井开发管理技术实践
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作者: 刘青山
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实现远程遥控排液
根据海上生产和气藏现状，针对见水气井开展降压排液技术，主要包括一是大差压生产排水采气,它的机理是降低井底流压,增大采气压差，有效实现气井“压力、产气、产水”三稳定；二是间断生产降压排水采气工艺,它的机理是降低井口回压,增强排液能力；三是井口放空，最大降度的降低井口回压,增强排液能力，主要针对下步气井停喷后，利用油轮放空，恢复生产。
由于为无人值守平台，因此开展了电动调节阀和自动化技术结合远程遥控排液技术，主要通过采用电动调节阀作为二级节流阀，并且利用自动化技术实现对其开启度的远程调控，即在陆地可以有效控制产气量以及节流前后的压差，从而可以及时有效的开展降压排液措施。
生产实例：KD34A-4井正常时油压9.2MPa，套压9.3MPa，日产气量1.4×104m3，见水后由于管柱积液，压力和气量逐渐下降，施工前油压8.0MPa，套压8.2MPa，日产气量0.6×104m3。通过摸索气井变化规律，采用30天作为一个措施周期，实施通过远程调节电动阀，增大生产压差，使管柱积液排出，降压时间一般为1小时。措施后油压和套压回升，最终恢复至油压9.0MPa，套压9.0MPa，日产气量1.4×104m3，生产平稳。
3.电加热技术
为了保证气井正常生产和油气的顺利外输，现场应用了电加热技术。通过在气井流程上增加耐高压电加热器，实现油气加热，加热后再进行节流，节流后再次经原来电加热器加热，从而有效避免节流后由于温度低，导致流程冻堵现象。
耐高压电加热器加热原理是利用电热器腔体内加热的导热油对通过腔体的盘管内的油气进行加热，热源是产生热的电阻，导热介质是导热油。其优点在于利用预加热的导热油对通过其中的油气进行加热，热源比较稳定，热传递比较充分，换热量较大，能够对通过的高速、高气油比的液体进行充分的热交换。
4.气井防砂技术
根据新北油田储层发育情况，优选高压砾石充填和逆向高压充填防砂工艺，经实施4年时间验证，所用气井均为发现出砂迹象，取得良好效果。
（1）精密滤砂管高压砾石充填工艺
该工艺适合地层亏空油井防砂，能够对环空、炮眼和近井地带进行密实的砾石充填，提高挡砂效果，能够对炮眼附近的污染进行冲刷解堵，提高近井地带地层渗透率。防砂管柱下井可完成地层高压充填和环空循环充填，顶部封隔器丢手后可作为环空封隔器，采用高粘携砂液可将砂比提高到30%,减少了携砂液进入地层的数量。
（2）逆向高压充填防砂工艺
砾石砂浆由下而上地进入筛套环空，优先进入高渗层，高渗层充填完成压力上升后自动转向低渗层充填，各层压力平衡后在同一压力下完成防砂层段的挤压充填，最后对筛管与套管环形空间进行砾石循环充填。逆向充填防砂工艺克服了传统高压充填工艺在大斜度井（≥40°）、大夹层井（≥40m）、长井段井（≥50m）施工存在的充填效率低、易形成砂桥、易出现施工故障等问题。
5.气井自动化化控制管理技术
（1）气井流程压力的远程调节和控制
由于海上平台设计多数为无人值守平台，卫星平台的监控站原设在东三联陆地交油点，后生产调节需要，直接在KD481平台进行监控调节。为了满足气体流程压力的远程调节和控制，必须通过卫星平台PLC控制站采集现场电动压力调节系统数据，借助无线通讯系统与地面控制室建立数据通讯，将有关信息传送给调度控制中心并接收和执行其下达的命令，实现气井远程生产管理的目的。
（2）电动压力阀调节技术的应用
为了能够快速、准确掌握气井日常生产动态，完善气井自动化监控体系，生产过程实现自动化全程监控，实现油气井安全生产，对海上气井配套了电动压力阀调节技术。电动调节系统能够远程及时调节气井流程压力，控制流程出口气量。电动压力调节系统由电动压力调节阀和电动紧急切断阀组成。
相对人工录取资料而言，自动化控制管理模式可以快速、准确掌握气井日常生产动态，并且节省了大量的人力，提高了工作效率。
五、结论
（1）水平井分支采气和远程遥控排液产气技术在海上气藏开发过程中取得了良好的应用效果，大大提高气藏的采气速度，并为采收率的提高打下基础，具有较好的推广价值。
（2）目前海上定向气井产能较低，下步的增产措施仍需要进一步研究。
（3）随着气藏压力下降、产水量上升，目前所采用工艺技术的实施效果必将逐渐变差，因此必须根据不同开发阶段优化相应的工艺技术组合。
[参考文献]
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[3]李晓平,刘启国,赵必荣.水平气井产能影响因素分析[J].天然气工业,1998 ,18 (2) :53256.
（作者单位：山东省东营市胜利油田海洋采油厂）
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