生產水氣比對氣井產能影響規律研究

劉鵬超，唐 海，呂漸江，汪全林，李 禹

(1.中海油湛江分公司，廣東 湛江 524000;2.西南石油大學，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江蘇石油勘探局，江蘇 揚州 225200)

生產水氣比對氣井產能影響規律研究

劉鵬超1，唐 海2，呂漸江2，汪全林3，李 禹4

(1.中海油湛江分公司，廣東 湛江 524000;2.西南石油大學，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江蘇石油勘探局，江蘇 揚州 225200)

氣藏開采過程中，地層水的侵入以及凝析水在井底的聚集，會導致近井地帶含水飽和度的增加，降低氣相滲透率，嚴重影響氣井產量和產能。從氣井生產水氣比的變化角度出發，將氣井擬穩定流動狀態產能方程與氣水相滲曲線結合，利用等效表皮系數對不同生產水氣比時的產能方程進行修正，得出了生產水氣比對氣井產能的影響規律，并通過實例計算驗證其準確性與可靠性。

氣井;生產水氣比;產能方程;相滲曲線;等效表皮系數

引 言

在氣藏開采過程中，隨著氣藏地層壓力的降低，可能導致底水侵入采氣區，當壓力低于飽和蒸汽壓時，還會有凝析水在井底附近聚集，從而影響氣井的產量和產能，在動態上的表現為氣井生產水氣比的上升。不少學者在研究產水氣井的產能時主要著眼于氣井產能方程的建立方法、氣井凝析水傷害程度測定、氣井污染傷害評價［1－6］，以及氣井產水后的采氣工藝措施［7］等方面。而本文則主要研究不同氣井生產水氣比下氣井產能的變化規律，其基本思路是:不同的生產水氣比反應了井底附近含水飽和度的變化，在利用相滲曲線及等效表皮系數兩個方面對二項式產能方程進行修正之后，即可對氣井產能變化進行研究，從而得出不同生產水氣比下氣井產能的變化規律。

1 公式推導

氣井生產水氣比定義為每產出標準狀態下1×104m3天然氣生產的水量。真正來自孔隙的自由水應該扣除凝析水，井底分流率定義為井底產出自由水量占井底流動條件總流體產量的比例。因此氣井的井底分流率見式(1)，同時利用相滲曲線分析產水規律可以得到式(2):式中:fw為井底分流率;WGR為生產水氣比;Rwgr為凝析水氣比;Bg(pwf)為氣體體積系數;Krg為氣相相對滲透率;Krw為水相相對滲透率;μg為氣相黏度，mPa·s;μw為水相黏度，mPa·s。

不論是底水錐進還是凝析水在井底的聚集，都只對近井地帶產生影響，對于距生產井較遠的大部分區域，氣相的飽和度仍接近原始狀況，因此可用等效表皮系數來定量描述生產井附近含水飽和度上升對氣井產能的影響:

式中:Sd為等效表皮系數;rd為水侵帶半徑，m;rw為井筒半徑，m。

關于式(3)中水侵帶半徑rd的確定，唐海等人曾做過相關研究［8－10］，認為水侵半徑 rd＞6 m 后，該值的繼續增大對產能影響程度不大，為了方便計算，取rd=6 m。

因此考慮氣井產水的擬穩定狀態流動二項式產能方程為:

聯立式(1)～(3)，得到Sd，再根據式(4)即可計算出產水氣井的產能。

為反映生產水氣比對氣井產能的影響規律，定義氣井產能保持程度如下:

式中:qAOF產水為氣井產水時的無阻流量，104m3/d;qAOFI未產水為氣井未產水時的無阻流量，104m3/d。

2 實例分析

Q－BS7氣井，試井解釋原始地層壓力為42.2 MPa，地層平均滲透率為 0.9 ×10－3μm2，氣藏厚度為44 m，氣井供給半徑為785 m，氣藏溫度為440 K，井筒半徑為0.102 m，取rd為6 m。

根據Q－BS7井物性數據及表1數據，結合式(1)～(3)，可以得出不同水氣比下Sd(表2)。根據

表1 氣藏平均相滲數據

表2數據，聯立式(4)、(5)，可計算出不同生產水氣比條件下氣井產能及產能保持程度。

表2 WGR－Krg－Sd數據

給定不同地層壓力，利用上述方法進行計算，結果見圖1、2。

圖1 不同壓力、生產氣水比下產能保持程度曲線

圖2 η保持－WGR回歸曲線

從圖1可以發現，隨著生產水氣比的增加，對氣井的產能影響程度越來越大。如地層壓力為42.2 MPa的情況下，當生產水氣比從1.0增至10.0時，產能保持程度從98.8%降至56.7%。這是由于隨生產水氣比不斷增加，近井地帶含水飽和度不斷上升，氣相相對滲透率逐漸降低，水相相對滲透率不斷增加，從而導致對氣井產能影響程度不斷加劇。圖1還表明，隨地層壓力不斷降低，在同一生產水氣比條件下，氣井產水對氣井產能的影響程度增大。如生產水氣比為5.0時，地層壓力從42.2 MPa降至35.0 MPa時，產水氣井產能保持程度從56.7%降至55.8%。導致這種現象的原因是地層壓力不斷降低，在某一生產水氣比條件下，氣井無阻流量不斷減小，為確保生產水氣比，近井地帶含水飽和度增大程度增加，氣相相對滲透率減小程度增加，水相相對滲透率增大程度增加，由此出現水對氣井產能的影響程度增大。

圖2表明，在某一地層壓力下，產水對氣井的保持程度與生產水氣比在半對數坐標中呈線性關系，即產能影響度與生產水氣比滿足關系式:y=AlnWGR+B，由此說明隨著生產水氣的增加，氣井產水對產能的影響程度不斷增加。同時，圖2將不同地層壓力下的產能保持程度與生產氣水比的對數作回歸曲線，相關系數達0.996 1，因此用圖中的回歸公式可以預測不同壓力及不同水氣比下的產能變化情況。

3 結果驗證

該井投產1個月后，井底流壓為38.32 MPa，日產氣為18.069×104m3/d，日產水為22.17 m3/d。由于生產時間較短，認為地層壓力仍保持為原始地層壓力，在此條件下忽略凝析水，利用前文修正的產水氣井產量公式計算日產氣量為17.621×104m3/d，誤差為2.48%，因此認為本文計算公式準確、可靠。

4 結論

(1)給出了不同壓力氣水比下產能保持程度曲線圖版，可利用該圖版對生產動態進行分析，具有簡單便捷的優點。

(2)給出了產能保持程度與生產氣水比的回歸曲線圖版，可利用該圖版對產水氣井的生產動態進行預測，可以方便地得出不同生產氣水比下的產能保持程度，從而獲得在該氣水比下不同地層壓力的氣井產能。

(3)對文中修正的產水氣井產量公式進行了驗證，公式準確、可靠。

［1］楊學云，張學婧，蔣國斌，等.啟動壓力梯度影響下低滲透氣藏水平井產能模型的建立［J］.特種油氣藏，2010，17(1):85 －87.

［2］郝玉鴻，李治平.地層產水影響氣井產能的定量分析［J］.油氣井測試，1998，7(4):11－13.

［3］李曉平，李允.氣井產能分析新方法［J］.天然氣工業，2004，24(2):76 －78.

［4］李治平，萬怡妏，張喜亭.低滲透氣藏氣井產能評價新方法［J］.天然氣工業，2007，27(4):85－87.

［5］劉建儀，郭平，李士倫，等.反凝析污染對凝析氣井傷害的實驗評價研究［J］.天然氣工業，2001，21(5):67－69.

［6］楊正文.平落壩氣田須二段氣藏氣井傷害評價［J］.天然氣工業，1998，18(2):79 －80.

［7］趙粉霞，吳正，秦通社.長慶靖邊氣田產水氣井開采技術措施［J］.天然氣工業，2005，25(2):116－118.

［8］余貝貝，唐海.產水氣藏廢棄壓力的確定［J］.新疆石油地質，2008，29(5):641 －643.

［9］黃小亮，唐海，楊再勇，等.產水氣井的產能確定方法［J］.油氣井測試，2008，17(3):15 －19.

［10］呂棟梁，唐海，黃小亮，等.不同氣水比條件下氣井液相傷害程度確定［J］.天然氣勘探與開發，2010，33(1):51－53.

Study on the impact of producing WGR on gas well productivity

LIU Peng－chao1，TANG Hai2，LV Jian－jiang2，WANG Quan－lin3，LI Yu4
(1．Zhanjiang Branch，CNOOC，Zhanjiang，Guangdong524000，China;
2．Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China;
3．Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin304500，China;
4．Jiangsu Petroleum Exploration Bureau，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225200，China)

In the process of gas reservoir exploitation，formation water encroachment and condensate water congregation at bottom hole will lead to increasing of water cut and decreasing of gas permeability near well bore，thus adversely affecting gas well productivity．From the perspective of changing WGR in gas well，pseudo steady－state flow deliverability equation is combined with gaswater relative permeability curve，and the deliverability equation under different producing WGR is amended using equivalent skin factor，thereby derived the impact of producing WGR on gas well productivity，which has been verified to be accurate and reliable through example calculation．

gas well;producing WGR;deliverability equation;relative permeability curve;equivalent skin factor

TE33

A

1006－6535(2011)05－0100－03

20110302;改回日期20110620

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”項目13課題五“低滲透油藏中高含水期綜合調整技術”(2008ZX05013－005)

劉鵬超(1984－)，男，2006年畢業于長江大學石油工程專業，現為西南石油大學在讀碩士研究生，主要研究方向為油氣藏工程。

編輯 姜 嶺