停产凝析气井一体化治理工艺技术

黄 成， 李建伟

(中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂)

凝析气藏开发中后期，地层能量衰竭，当近井地带压力降低到凝析油气露点压力后，在井底附近会产生凝析液，降低气相相对渗透率，从而降低油气的采收率[1-3]。

为了解除液锁对储层造成的伤害，提高油气产量，国内外做了大量的研究。其中冯春燕[4](2011)和金家锋[5](2015)使用润湿反转剂将岩石润湿性改变为气湿，通过改善液相流动能力达到解锁目的，但其成本较高；2014年，Sheng[6-8]等通过数值模拟对循环注气解液锁提高油气产量进行了相关研究，结果表明循环注气可以使凝析液反蒸发，改善气相相对渗透率，为凝析气藏解除液锁提高采收率提供了方向。

塔北地区凝析气藏采用衰竭式开发，受地层能量下降、反凝析和边底水的推进的影响，井筒积液现象凸现，生产过程中气井压力、产量不断下降直至停喷，严重影响凝析油气采收率[9]。如何有效的治理停产凝析气井，恢复或提高气井产能，延长气井自喷期，实现深层凝析气藏的高效开发成为当前急需深入研究和解决的课题。

一 、油气田概况

塔北地区凝析气藏多属于超深、高温、高压、高矿化度、中高含凝析油、边底水能量较弱的凝析气藏，气藏特征参数见表1。

表1 气藏特征参数表

目前有气井42口，开井31口，平均含水38%，见地层水井21口，积液井13口，停喷井11口，严重影响气井正常稳定生产和凝析油气采收率。

二、凝析气井停产因素和治理思路

1.停产影响因素

由节点分析法可知，自喷油气井能量主要用于地层到井筒的渗流阻力和井筒流动的重力以及井口回压，在任何一个环节能量消耗的增加都可能造成停喷。

对凝析气井导致地层渗流阻力增加的主要因素为液相(水或凝析油)饱和度增加形成液锁，井筒流动阻力增加主要为井筒积液增加的重力损失，井口流动阻力主要来自地面高压集输的要求。

凝析气井地层、井筒、井口各个节点相互影响。随着地层能量的下降和边底水推进，地层出现反凝析和水锁污染增加渗流阻力，导致天然气流入井筒时能量不足，无法将液体连续携带出井筒出现滑脱损失，导致井筒积液，而井筒积液将增加对气层的回压，发生反渗汲进一步加剧液锁损害地层，形成恶性循环，使油压、产量不断下降，直至完全停喷；而井口回压过高也可能导致气井用于克服地层渗流阻力和井筒流动重力的能量不足而停喷。

2.治理思路

根据凝析气井停产影响因素分析可知，从地层到井筒到井口的各因素相互关联、相互影响，其治理关键在系统的研究各个节点的能量的有效利用，应从解除地层液锁、排出井筒积液、降低井口回压三方面入手，实现一体化治理。

三、停产井治理技术

1. 液锁冶理技术

1.1 影响因素及治理对策

凝析气井液锁根据液体性质不同可分为水锁和凝析油污染。

水锁是当气藏的初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，储层的亲水性和高毛管压力使其表现为对水的强烈自汲趋势。受岩石毛管压力作用，与接触角、界面张力成正比，与多孔介质的孔隙半径成反比。

凝析油污染是凝析气藏储层中反凝析出凝析油引起气相渗流能力下降的现象，凝析气藏反凝析污染是液锁的一种特殊类型，受岩石润湿性、界面张力等因素影响。

深层凝析气井液锁的特点岩石为油湿或水湿而非气湿，气相被液相分割或封堵不能进入井筒，为此治理液锁可从注化学剂改变岩石润湿性降低气相渗流阻力、注气体破除液相分割或封堵使气相形成连续相注入井筒两方面入手。

1.2 液锁解除剂

通过氟改性润湿反转技术和纳米材料技术研制了新型液锁解除剂，其具有特低的表面张力，能溶于水和油，其纳米粒子能够穿过水化层牢固吸附于储层岩石壁面，使储层岩石具有拒油拒水特性，润湿性变为气湿。

氟改性纳米液锁解除剂能改变并长期保持岩石为中性气湿，有效解除地层液锁。但在开发中后期，对于停喷凝析气井，仅使用液锁解除剂，由于无法解决井筒积液滑脱损失的问题，而很难恢复自喷生产，如前期在DLB气田停喷井S45井注入液锁解除剂30 m3，通过液氮诱喷短暂(12 h)生产后又停喷。

1.3 注氮气解水锁

注氮气解水锁原理是大排量高压注入氮气突破液锁屏障，与地层气相形成连续相。同时氮气由于有良好的可压缩性和膨张性，能量释放时具有良好的解堵、助排、驱替和气举等作用，它的这种作用有助于克服毛管力的束缚，从而解除液锁效应[10-11]。

注氮气解水锁能突破液锁并助排恢复自喷生产，但不能防止液锁再次产生和改善井筒积液滑脱损失，单独注氮气治理停产凝析气井也很难取得较好的效果，如前期DLB气田DLB11井注入30×104m3氮气后开井，生产40 h后又停喷。

2. 排液采气技术

2.1 技术优选

2.1.1 前期试验

经过前期研究和试验，放嘴排液、泡沫排液、柱塞气举、机抽排液、小油管气举阀排液等排液采气技术都存在一定局限性[12]，不能很好的适用于深层凝析气井，排液采气技术试验应用有待从新的方向进行突破。

2.1.2 新技术适应性论证

影响深层凝析气井排液采气的因素有举升高度、排液量、气液比、井身结构等，其中最重要的因素是举升高度。结合YKL等深层凝析气藏特点，对井下涡流排水采气、井口射流自动脉冲排液、井下节流排水釆气、超声雾化排液、分体式柱塞排液5种新型排液采气技术进行适应性分析论证，井下涡流排水采气适应性最强。

2.2 涡流排液采气技术

涡流排液采气技术原理：通过井下涡流工具，改变流体介质运动方式，使原有的垂直向上紊流流态变为使流体流动截面积减小的螺旋状向上层流态，从而效降低油管的流动摩阻与滑脱损失，充分依靠气体自身膨胀能量提高流体的携液举升能力，其适用条件见表2。

表2 涡流工具适用条件

涡流排液工艺能能有效的排出井筒积液，前期在LT气田LT3-2H等生产井应用，压力、产量稳定或递减减缓，延长了自喷期，取得了良好的效果。但由于其无法解决地层液锁问题，对停产凝析气井治理效果不理想，如前期在LT气田停喷井LT3-3H下入4级涡流工具，开井油压快速下降(1 h由31.5 MPa下降至1 MPa)，未能恢复生产。

2.3 降井口回压开采技术

降井口回压开采技术目前主要通过井口压缩机增压或站内增压满足后续高压集输处理的要求，从降低对井口压力，使气井的能量更多的用于克服地层渗流阻力和从井底举升流体至井口，维持自喷生产。

2.4 停产井一体化治理技术

由前述论证分析可知，液锁解除剂、注氮气、涡流排液、降回压技术，单独使用只能解决单一节点的影响，而停产凝析气井受多节点多因素综合影响，各因素又相互关联、相互作用，所以为保证停产凝析气井复产成功并维持自喷生产，就必须将地层、井筒、井口的治理工艺有机组合起来，形成注氮(或解除剂)解除液锁工艺+涡流工具排液工艺+地面增压机降井口回压的一体化治理技术，才能取得较好的治理效果。

四、停产井治理现场应用

1.现场试验

通过筛选评价，在LT气田LT3-1井了进行一体化治理现场试验。LT3-1井2012年11月由于底水锥进形成液锁和井筒积液导致停喷，停前油压6.5 MPa，日产液12 t，日产油2.5 t，含水80%，停喷后多次关井恢复能量再开井未能恢复生产。

2014年8月进行一体化治理，分两个段塞注入解液锁剂30 m3，并注入氮气20×104m3，焖井5 d开井成功恢复自喷生产，油压6.7 MPa,日产油15 t，日产气2.7×104m3。恢复生产后，下入了4级涡流工具，并在站内增加压缩机改造低压流程，使井口回压由4 MPa降至1 MPa以下，维持了长期稳定自喷生产。

如图1所示，通过一体化治理，LT3-1井恢复并维持自喷生产840 d，累产油1 560 t，累产气698×104m3，效果良好。

图1 LT3-1井生产曲线图

图2 LT3-6井生产曲线图

2.推广应用

在LT3-1井试验的基础上，2014～2015年先后进行了3口井推广应用，其中LT3-6H井2014年10月由于积液停喷，注入解除剂40 m3，氮70 m3，开井成功恢复自喷生产，下入4级涡流工具，后期进入低压流程降回压生产，平均日产油6 m3，日产气1.42×104m3(如图2所示)，目前持续生产773 d，累产油4 598 t，增气1 090×104m3，后续的LT3-5H和DLB7井也成功恢复生产(见表3)，停产凝析气井一体化治理技术推广应用成效显著。

表3 一体化治理技术应用效果

五、结论与认识

(1)凝析气井流体相态、井筒流态复杂，停喷影响因素主要有地层液锁、井筒积液、地面高回压等，各因素相互关联、相互作用，停喷凝析气井应从解除地层液锁、排出井筒积液、降低井口回压三方面入手进行一体化治理。

(2)通过研究和试验应用，各项治理技术都取得了突破，氟改性纳米液锁解除剂和注氮气可解除地层液锁，涡流排液能有效的排出井筒积液，地面增压机可降回压延长气井自喷期，但针对停产井单独使用治理效果都不理想。

(3)注氮(或解除剂)解除液锁工艺+涡流排液工艺+地面增压机降井口回压有机组合而成的地层、井筒、井口一体化治理工艺技术，现场试验及推广应用效果显著，成功恢复停产凝析气井并维持长期稳定生产，提高了凝析气藏采收率。