平湖油气田八角亭构造BG1井低产分析及储层改造

马国新

(上海石油天然气有限公司,上海 200041)

平湖油气田八角亭构造BG1井低产分析及储层改造

马国新

(上海石油天然气有限公司,上海 200041)

BG1井为平湖油气田八角亭构造一口气井,该井于2006年11月完钻并投产P11层。投产初期BG1井的产能较高,天然气产量最高达到10×104m3/d,但产量下滑迅速,后虽补开P12层,但产量并未有起色,不久产量便下降至数千方。结合地质认识、油藏开发特征以及压力测试等资料进行分析研究,明确了BG1井产量下滑是受储层非均质性、凝析油反凝析、地层水不配伍等多重因素影响。根据方案对比,提出了解堵和压裂联做方案。并于2008年9月对BG1井实施了压裂改造措施,基本解决了井筒附近的污染,产量恢复至3.5×104m3/d,对东海低渗透储层的改造具有借鉴意义。

反凝析;解堵;压裂

1 地质概况

平湖油气田位于距上海市东南约365 km处,区域构造位置属于东海陆架盆地西湖凹陷西部斜坡带中段,油田西靠平湖主断裂,东临三潭凹陷。主要含油气构造为放鹤亭和八角亭构造,渐新统花港组、始新统平湖组为主要含油气层系,其中花港组含油为主,平湖组含气为主。油气藏圈闭以构造圈闭为主,同时还存在岩性或岩性与构造、断层相结合的复合圈闭。

BG1气井为八角亭构造一口气井,该井投产P11气层,后补射P12层。P11砂组沉积微相以潮道为主,砂体厚度大,分布较稳定。P12砂层沉积微相以混合坪、泥坪为主,间有湖相泥,砂层欠发育,厚度较薄,以粉砂岩为主,砂体分布不稳定。

P11、P12层埋深3 400 m以下,以浅灰色细砂岩为主,孔隙度为10%～12%,渗透率为(5～15)×10-3μm2。P11层含气面积为0.75 km2,天然气地质储量为2.69×108m3,凝析油9.1×104m3,P12层含气面积为0.34 km2,天然气地质储量为1.47×108m3,凝析油4.9×104m3。

根据PH2和BG1井的测试资料,计算P11和P12层压力系数分别为1.294 MPa/100 m和1.48 MPa/100 m,为异常高压气藏。PVT取样资料分析表明,P11层地露压差为1.6 MPa,凝析油含量为313 cm3/m3,最大反凝析液量为5.15%,属于高压凝析气藏。凝析油含蜡量较高,凝固点亦较高。P11层凝析油凝固点为10℃, P12层凝析油凝固点为22℃。

2 BG1井生产概况

BG1井于2006年11月投产P11层,初期产量较高,天然气产量最高达到10×104m3/d,凝析油15 m3/d,油压25 MPa,不产水。但投产后井口压力和产量下滑较快,到2007年1月,井口产气量降至5×104m3/d,并有部分水产出。为提高产能,2007年5月对P12层进行过油管补射孔。补射P12后,凝析油有小幅上升,但随后气、油产量都大幅下滑,继而无法自喷,只能采取间歇式生产,天然气产量下降至2 000 m3/d。

3 BG1井低产原因综合分析

围绕BG1井开展地震、地质、油藏、采油等综合一体化研究表明,BG1井产量及压力下滑原因主要包括四个方面:地层非均质性强、地层存在一定的压敏性,凝析油污染和地层水不配伍而产生污染。总体而言,四个方面的原因归纳起来主要分为两大类:即内因和外因。以下就BG1产量压力剧降原因进行详细阐述。

3.1 内因

3.1.1 储层的非均质性

八角亭构造平湖组气藏地质情况较复杂,且钻井较少,在开发初期对储层展布的认识不明确。BG1井的主要目的层为P11层,虽根据前期探井资料计算探明天然气储量为2.81×108m3,但利用新采集的Q-marina地震进行储层反演发现八角亭P11储层由多个砂体叠置而成,且存在较强的非均质性。其中PH2井区范围较大,相对比较完整,而BG1井钻遇的P11层砂体范围较小, BG1井与PH2井之间砂体的连通性不好,由于砂体叠置而形成局部连通,因此造成BG1井实际动用储量有限,从而使得气井初期配产过高,能量供应不上,因而压力产量下降严重。

3.1.2 储层压敏效应

根据测试资料可知,BG1井P11层气藏压力43.8 MPa,压力系数达1.29 MPa/100 m。BG1井投产一个月后(200年12月)测压,地层压力已降至31.31 MPa,地层压力下降了12.5 MPa。2007年4月的第二次测压过程中,关井天数达到了7 d,地层压力仅恢复至26.6 MPa,表现较强的压敏效应的存在。

平湖油气田PH5井同等层位的岩心实验也表明了这一点。图1为PH5井P11层孔隙度随上覆地层压力变化的关系曲线,从曲线上可明显看出,岩心孔隙度随净上覆压力的增大下降明显,表现了较强的压敏性。

图1 PH5井压力敏感性分析Fig.1 Analysis of pressure sensitivity of PH5 well

3.2 外因

3.2.1 凝析油的反凝析污染

平湖油气田平湖组凝析气藏普遍存在地露压差小的特点。随着气藏开采,压力逐步降低,凝析油在地层凝析是不可避免的。凝析油的析出不仅降低了凝析油的采收率,同时由于井筒周围的压力漏斗作用,使得凝析油在井筒附近的聚集,大大降低了气体的有效渗透率。

就八角亭构造BG1井而言,根据PVT高压物性分析可知,地层压力为43.8 MPa,而露点压力为42.2 MPa,地露压差仅1.6 MPa。从生产资料看,生产仅一个月时间,地层压力下降超过10 MPa,即该井投产不久,地层出现凝析作用,凝析油析出聚集在井筒周围附近,降低天然气有效渗透率,因此井口产量的下降便在所难免。

3.2.2 地层水不配伍造成的污染

BG1井投产后由于产量压力剧降,为维持产量,于2007年5月补射P12层。但从生产情况看,补开P12层后,BG1井的生产没有得到改善,相反产量继续保持下滑态势,且不久产量便降至数千方,气井不得不采取间歇式生产方式。

后通过分析水样化验分析资料得知,P12补射前BG1井水样检测未见Ca2+和,检测出较多的为和少量Mg2+。而P12层补射后,水样检测中水样中含有较多量的Ca2+、和少量。显然P11、P12两层水型存在较大差别,P12层地层水含有较多量的Ca2+、而P11层地层水则含有较多的。P12层补开后,两层水型不配伍,P12层的Ca2+和P11层中的生成了CaSO4沉淀,储层造成了污染,这是产量下降的另一个重要原因。

4 储层改造方案研究

4.1 研究思路

根据围绕BG1井产能、压力剧降原因综合分析,影响其产量压力下降因素为:地层非均质性强、地层存在一定的压敏性,凝析油污染和地层水不配伍而产生污染。因此改善BG1井开发效果可从三个方面考虑。其一,储层的非均质性引起的储层动用差可通过新钻调整井等手段来增大动用范围,达到改善开发效果的目的;其二,针对应力敏感引起的孔渗降低、凝析油反凝析引起的产能降低可通过对BG1井实施压裂或小半径侧钻,扩大地层流体的渗流通道,使凝析油产生流动,改善渗流能力,解除井筒附近污染,从而提高产能,改善开发效果;其三,针对P11、P12层地层水不配伍造成的污染,可考虑化学解堵改善渗流通道。

结合气藏地质油藏特征及经济因素的考虑,确定了如下措施方案:(1)采用解堵液对地层中形成的CaSO4沉淀进行解堵;(2)随后进行加砂压裂。达到在解除近井筒堵塞的同时,形成一定长度一定导流能力人工裂缝,突破凝析液造成的污染带,改善近井渗透性。

4.2 储层改造方案研究

4.2.1 高温解堵液选取

考虑到要与压裂进行联作,如果进行酸性解堵,一方面反应后的残酸会被推入到地层深处,不利于残酸返排,残酸返排不彻底可能也会带来二次沉淀伤害,另一方面,酸液清除硫酸钙垢至少需要两步进行,现场施工程序复杂。兼顾现场设备及空间条件,选择碱液+络合剂解堵方法来清除CaSO4垢。

结合储层地质特征,根据添加剂筛选评价,室内优化出了如下解堵液配方:清水+1%NaOH+ 0.5%CQL-1络合剂+1%WDJ-3起泡剂+0.5% CQA2助排剂+0.5%COP-1。另外室内分别在室温、90℃和135℃下进行了添加剂配伍性能试验,体系在试验温度下配伍性能良好,无沉淀或絮状物。

4.2.2 高温压裂液选取

结合储层地质特征和添加剂筛选评价结果,室内优化出BG1井压裂液配方如下:

基液配方:清水+0.55%HPG+1%WDJ-3+ 0.5%CQA2+1%KCl+0.1%HCHO+0.1% YW-1+O.2%NaCO3;交联剂:Y J-1有机交联剂;交联比:100∶0.5。

室内按照配方中各添加剂的加量,在室温和90℃、135℃的条件下放置4小时,无浑浊、沉淀等不配伍现象产生,各添加剂配伍性良好。

5 压裂效果分析

2008年9月对BG1井实施了不动管柱、不封堵非目的层(P12)的小型加砂压裂,加砂6.7 m3,形成半缝长56 m。压裂后,BG1井产量恢复到3 ×104m3/d,凝析油20 m3/d(图2)。利用BG1井口油压计算井底流压,分析BG1井动用储量在1.4×108m3左右,基本解决了井筒附近的污染,扩大了BG1井动用范围。并且BG1井压裂后,井筒附近原先反凝析的凝析油也产生了流动,随天然气一并产出,导致压裂后气油比下降至2 000 m3/m3。截至2009年底,BG1井累产天然气2 286×104m3,凝析油1.14×104m3,采出可采储量的16%。其中压裂后累计产气970×104m3,占总产气的30%。

BG1井压裂效果较好,产量由压裂之前的数千方恢复至3.5×104m3/d左右,说明解堵压裂措施在一定程度上解除了井筒周围的污染,有效改善近井周围的渗流条件,取得一定的效果。虽然从BG1井压裂生产动态看,产量下滑较快,但作为实现东海第一口真正实现储层压力改造的气井而言,BG1井不失为一次新的突破的起点。

图2 BG1井开采曲线Fig.2 Production curve of BG1 gas well

6 结论

(1)通过围绕BG1井开展地震、地质、油藏、采油等综合一体化研究,BG1井产量及压力下滑原因主要包括四个方面:地层非均质性强、地层存在一定的压敏性、凝析油污染和地层水不配伍而产生污染。

(2)结合气藏地质油藏特征及经济因素的考虑,确定了改善BG1井开发效果措施为:采用解堵液对地层中形成的CaSO4沉淀进行解堵,随后进行加砂压裂。达到在解除近井筒堵塞的同时,形成一定长度一定导流能力的人工裂缝,突破凝析液造成的污染带,改善近井渗透性。

(3)结合储层地质特征,根据添加剂筛选评价,室内优化出了解堵液配方。解堵体系在试验温度下配伍性能良好,无沉淀或絮状物。

(4)结合储层地质特征和添加剂筛选评价结果,室内优化出BG1井压裂液配方。压裂体系无浑浊、沉淀等不配伍现象产生,各添加剂配伍性良好。

(5)通过解堵及压裂措施,BG1井产量由之前的数千方恢复至3.5×104m3/d左右,说明解堵压裂措施有效改善近井周围的渗流条件,取得一定的效果,成为为东海储层改造突破的一个起点。

Analysis of low production rate and reservoir stimulation to BG1 gas well in Bajiaoting structure,Pinghu oil/gas field

Ma Guoxin
(Shanghai Petroleum Co.,Ltd.,Shanghai200041)

Well BG1 is a gas well in Bajiaoting structure in Pinghu oil/gas filed,and began to develop in Nov.2006.It has a high gas rate of 10×104m3/d at the beginning,but decline severely soon,and can’t keep stable production rate even though P12 gas layer has been perforated.Through comprehensive analysis of all data,the reasons for production rate decline of BG1 gas well include:reservoir’s heterogeneity, retrograde condensation near the well,and incompatible formation water.broken down and fracturing scenarios have been put forward,and operation was conducted in Sep.2008 in well BG1,which have solved the pollution problem near BG1,and the gas production rate is up to 3.5×104m3/d.

retrograde;relieve pollution;fracturing

book=6,ebook=80

TE357.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.040

1008-2336(2010)02-0040-04

2010-03-01;改回日期:2010-04-01

马国新,1977年生,男,工程师,学士,石油工程专业,从事海上石油天然气开发工作。E-mail:magx@shpc.com.cn。