石油工程设计大赛-采油

第九章采气工程设计才起工程方案设计是气藏开发建设的指导性文件，在进行采气工程方案设计时必须紧绕提高经济效益这个中心展开工作。从气藏地质特征、流体性质与生产特性入手，在深入调研和总结已取得成功经验的基础上，通过一系列导向技术的深入研究和先导性试验，起初先进、使用的才起工程技术方案，确保达到气藏开发指标。9.1设计原则和设计思路9.1.1设计原则以气藏工程设计为基础，结合地面工程，形成符合本地区煤层气田特点、满足气田高产能发展要求的完井，储层保护，增产措施，采气方式，七天仿佛，生产动态检测等配套工艺技术，并充分利用煤层能量，尽量减少井下作业的工作量，最大限度地延长煤层气田高产稳产期，却跑气田开采获得较高的经济收益9.1.2设计思路本地区煤层气气体组成成分良好，是不含H2S无硫气田，含有少量的CO2。不过由于煤层气生产特点，即先产水后产气，产气过程中不断伴随着水的产出，因此需要做好防腐，防水合物的工作本地区气藏储层厚度一般、物性较差，想要提高产量，需进行压裂作业，或采用水平井开采工艺对方案涉及的正在或拟开展的先导性试验，要在方案实施中不断进行补充和完整。9.2设计依据9.2.1气藏主要相关特种（1）地质概况沁端区块位于沁水盆地南部，属山区丘陵地貌，以低山丘陵为主。本区构造形态总体为一走向北北东、倾向北西西的单斜构造。在此基础上发育了一系列近南北－北北东向宽缓褶曲，形成区内地层的波状起伏，岩层倾角一般不超15°，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。断层不发育，规模较大的仅一条，断距最大达100m。总体属地质构造简单类。区内节理总体较发育，发育方向大致可分为3个方向，分别是走向50°～60°、290°和320°，尤以走向50°～60°的节理最为发育。野外研究揭示走向50°～60°方向的节理密度大，节理面平直，裂缝紧密，节理延伸长，无充填。而其它方向节理延伸短（一般不超过3m），节理面也不够平直，发育密度规律不强。不同地点节理的发育程度不尽相同，以走向50°～60°的节理为例，区内发育2～16条/m，一般为10条/m，往往在向斜或背斜轴部节理发育密度较大，而褶曲翼部相对较稀。（2）储层性质孔隙度：3#煤层孔隙度为3.95%～5.96%，15#煤层孔隙度为5.1%～5.92%；3#取平均孔隙度4.95%，15#取平均孔隙度5.51%渗透率：3#煤层孔隙度为在0.97～2.07×10-3μm2之间，15#煤层由于埋深大于3#煤层，测定的煤层渗透率略低于3#煤层，在0.68～1.76×10-3μm2之间。气藏中部深度：3#层深度在530~880m之间，中部深度估计为640m；15#层深度在630~970m之间，中部深度估计为735m平均产层有效厚度：3#平均产层有效厚度：6.24m；15#平均产层有效厚度：4.14m平均地层压力：3#层平均地层压力为4.97MPa；15#层平均地层压力5.90MPa平均压力系数：3#层平均压力系数为0.7233；15#层平均压力系数0.7533平均地层温度：该区地处沁水盆地南部，恒温带深度50m左右，温度17℃左右，地温梯度约为1.8～2.2℃／100m，地温梯度偏低，因此地层温度大致在29-37℃之间。（3）流体性质天然气性质：甲烷浓度较高，3#煤层甲烷浓度79.42%～95.62%，15#煤层甲烷浓度81.58%～98.48%。CH4含量H2S含量：无CO2含量：少量地层水性质：根据已钻井测井资料解释成果，山西组3#煤层和太原组15#煤层的含水性较弱。钻孔资料显示，产出水水质类型以Na-HCO3为主，矿化度一般在1200mg/L9.3完井工程设计气井完井方式的选择取决于气藏的地质情况、气藏工程的要求、钻井技术水平和采气工程技术的需要。鉴于XX气藏布井方式选择丛式井组，井型为直井、斜井和水平井，完井方式应考虑以下因素：丛式井和定向井的特点；气藏埋藏深；能满足分层合采的需要；满足压裂施工的需要；满足高产和长期安全稳定生产。9.3.1完井方式的优选气井完井是指从钻开生产层和探井目的层开始，直到气井投入生产为止的全过程，它既是钻井工程的最终一道工序，又是采气工程的开始，对钻井工程和采气工程起着承前启后的重要作用。气井完井工程是采气工程中非常重要的一个环节。它直接关系着气井的质量，是气井能否生产、产能高低的关键点，是气井生产的基础。完井工程设计必须以保护气层和提高完井质量为前提。气井完井方法的优选、完井质量的好坏直接关系到生产井能否反映井下情况、气井能否长期稳定生产，并直接关系到气田开发方案的正确执行和气田或气井的最终经济效益。根据数据分析，我们可以看出本地区煤层气藏具有以下特点，产水，低压。根据这两个特点此处提出两点建议：（1）产水气井由于煤层气特有的特性，即使没有水层，开采初期也会产出大量的水，因此在完井时和其他气井不同，不存在技术套管将水层封隔住，钻开气层不钻水层的情况。不过需要进行酸化或者压裂的，应该采用套管射孔方式完井。在下乳油管完井时，必须考虑采气时带水生产和排水采气功能。（2）低压气井产层压力系数小于0.9MPa/100m的气井属于低压气井，本地区压力系数在0.7~0.8之间，属于低压气藏。此类气井完井时应考虑完井液，压井液的性质，采用屏蔽暂堵技术防止气井伤害，完井时宜采用欠平衡钻井方式打开产层，采用负压套管射孔完井及不压井作业。9.3.1.1完井优选的要求和依据完井方式的优选一般应该满足以下要求：（1）气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，气层所受的伤害最小；（2）气层和井筒之间应具有最可能大的渗流面积，气流入井的阻力最小；（3）应能有效地封隔气、水层，防止气窜或水窜，杜绝层间干扰；（4）应能有效地控制气层出砂，防止井壁跨塌，保证气井长期生产；（5）应具备便于人工举升和井下作业等条件（6）施工工艺简单，成本低。完井方法的优选是非常复杂的，应根据气层的地质特点，慎重选择最合适的完井方法。具体来说，选择气井完井方法时主要考虑以下因素：（1）应考虑产层的结构，对碳酸岩地层来讲应注意产层的坚韧程度、产层倾角、夹层中泥土或页岩的情况、产层的裂缝、节理的发育情况，判断气井在生产过程中是否会发生坍塌、掉块、页岩或粘土膨胀等问题。如产层为松软砂层，该考虑气井在生产过程中是否会严重出砂。还要了解气井生产中后期出水的可能性，粘土或页岩容易因水的浸泡发生膨胀形成产层坍塌。（2）应观察地区气井或邻井的产层压力、井口压力、天然气中的硫化氢和二氧化碳的含量是否对气井井下套管和油管柱有氢脆和严重电化学腐蚀的可能性。对于酸性气体，应采用带封隔器的一次性管柱，以保证油套管环形空间能充填防腐液。（3）邻井或气田上的气井中后期产水的可能性，气井生产后期进行排水产气和修井的可能性。（4）气田的生产井或邻井气井完成后，投产和增产措施的施工压力，与生产套管允许应力的关系。（5）气田上已有气井的产量水平，用以确定气井完井时的油套尺寸。由于气井经生产一段时期后，修井之前的压井工作极易发生井漏，伤害产层，气井井下作业时易于发生井喷，因而气井完井一般是一次管柱，并采用节点分析方法，优选油管直径。油管直径确定后，再根据采气工艺的特点选定套管直径。（6）有多个产层的气井在生产时是否要求分层开采。（7）钻井工程在本井是否采用特殊工艺，如大斜度井、水平井等。9.3.1.2根据地质条件选择完井方式结合本地区气田复杂地质条件及完井工程中存在的问题，对各种完井方式的对比分析。完井方式适用的地质条件射孔完井有气顶或底水或含水夹层及易塌夹层等复杂地质条件，要求实施分隔层段的储层各分层之间存在压力、岩性等差异，要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层含油层段长，夹层厚度大，不适用于裸眼完井的构造复杂的油气藏裸眼完井岩性坚硬致密，井眼稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层不准备实施分隔层段，选择性处理的储层岩石坚硬致密，井壁不坍塌的储层；不要求层段分割的储层；天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩；短或极短曲率半径的水平井割缝衬管完井无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层不准备实施分隔层段，选择性处理的储层岩性较为疏松的中、粗砂粒储层，天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层；不要求层段分割的储层裸眼砾石充填无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层不准备实施分隔层段，选择性处理的储层岩性较为疏松的中、粗砂粒储层热采稠油油藏套管砾石充填有气顶或有底水或含水夹层及易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段各分层之间存在压力、岩性差异，因而要求实施选择性处理岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层热采稠油油藏复合型完井岩性坚硬致密，井眼稳定不坍塌的储层裸眼井段内无含水夹层及易塌夹层的储层单一厚储层，或压力、物性基本一致的多储层不准备实施分隔层段，选择性处理的储层有气顶或储层顶界附近有高压水层，但无底水的储层带ECP的割缝衬管完井要求不用注水泥实施层段分割的注水开发储层；要求实施层段分割，但不要求水力压裂的储层；井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层；天然裂缝性或横向非均质的碳酸盐岩或硬质砂岩储层；9.3.1.3完井方式的选择考虑到本地区煤层气的储层特性以及双层同采特性，本方案认为裸眼完井方式是最为合适的选择，可以避免在注水泥过程中造成地层伤害，减低成本。9.3.1.4投产方式选择气藏工程研究表明由于本地区煤层气的特性，水力压裂能是高压驱动水流计入每种原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝，增加了煤层的透气性。采用水力压裂措施，既可以解除井底污染，又能提高储层渗透率、延伸裂缝，扩大渗流范围，提高单井产量。因此该气田主体大部分开发井需要压裂投产方式。由于气藏低孔、低渗等特殊性，不能采用常规的投产工艺技术，必须研究科学经济的方式，确保高效安全投产。（1）不同投产工艺方式分析①射孔、压裂、下生产管柱分步实施投产方式。该投产方式施工简单，技术性能要求低，但需要多次压井起下管柱，不仅增加了作业工作量和作业风险，而且对地层造成严重伤害。②射孔、压裂联作，然后下生产管柱投产方式。该投产方式先进行射孔、压裂联作，然后压井取出井下管柱，下生产管柱投产。它减少了射孔后压井气下管柱的工作量，避免了射孔后压井对地层的伤害，但压裂后还要压井。③射孔后，压裂、压裂生产一体化投产方式。该投产方式先进行射孔施工，压井取出射孔管柱后，再进行酸压、生产一体化投产。减少了压裂后压井起下管柱工作量，避免压裂后压井对地层的伤害。但工艺复杂，对工具的性能要求高。④射孔、压裂、生产一体化投产方式。该投产方式要求一趟管柱完成射孔、压裂、投产，在整个投产过程中不需要作业压井更换管柱，可有效避免压井对地层的伤害，但需要射孔后丢枪，钻井必须预留较长口袋，施工工艺非常复杂，管柱及井下配套工具满足射孔、压裂、生产的要求，可实施性差。⑤射孔、生产管柱联作投产方式。该投产方式要求射孔后不动管柱直接投产，它适用于地层能量充足，不需要压裂就可满足配产的高产井。如果带枪生产，需要射孔枪采用耐腐蚀材料，如果丢枪生产，需要钻井预留较长口袋。（2）不同投产工艺方式缺点分析①压井会对地层造成严重污染。在投产过程中要尽量减少压井次数，避免对产层造成多次污染。分析不同投产方式可知，在压裂后压井换生产管柱，势必造成储层再次污染，影响投产效果。所以投产工艺避免压裂后的压井工序。②压裂后压井容易发生井漏。由于压裂改造后，改善井底渗流条件，产生有效的支撑裂缝，提高了储层导流能力，压裂后再压井容易发生井漏。井漏对高产气井作业将带来极大危险。③采用射孔后丢枪将大大增加钻井成本。气田主体钻井费用高，以平均射孔段长度300m计算，丢枪须增加预留口袋300m，将大幅度增加钻井费用。④带枪生产会影响气井正常生产。带枪