海上氣田治水關鍵技術

呂新東　成　濤　王雯娟　彭小東　管　琳

中海石油(中國)有限公司湛江分公司,　廣東　湛江　524057

?

海上氣田治水關鍵技術

呂新東成濤王雯娟彭小東管琳

中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東湛江524057

X氣田屬于中國海上高產大氣田,通過多年開采,氣田后期見水嚴重,影響氣田開發效果。受氣田高溫、壓力系數低、海上措施費用高等影響,如何合理有效治水是氣田開發后期遇到的一個難題。根據氣田特點,從眾多治水措施中有針對性地篩選了高部位側鉆、堵水、換管柱、補孔及降壓開采等綜合治水措施,取得了較好成效。總結出保證氣井成功治水的四項關鍵技術,包括準確判別氣井出水來源,選擇最佳堵水層位,預測補孔效果和降壓開采提高攜液能力，為類似氣田開發提供借鑒。

見水井；高溫低壓；堵水；產能；降壓開采

0　前言

X氣田是中國海上高產大氣田,投產十多年來一直保持高產、穩產。但隨著氣田采出程度的逐步增加,地層水侵入現象日益嚴重,氣田15口生產井,有9口井不同程度見水,已造成多口井積液關停,形勢非常嚴峻。氣田水氣比也從投產初期的0.11 m3/104m3上升至目前的1.7 m3/104m3左右,氣田治水已經刻不容緩。通過十多年的生產,氣田主體區地層壓力系數已從1.0降到0.16左右,一些壓井措施很容易造成污染,另一方面氣田地層溫度高達178℃,對治水措施工藝提出了更大的要求和挑戰。如何對低壓見水氣井進行合理治水,最大限度地減少儲層污染,提高氣井產量是該氣田開發面臨的難題。

1　氣藏概況

1.1地質油藏

目前全氣田共有生產井15口,12口井開發陵三段；1口井開發陵二段；2口井開發三亞組。

1.2見水情況

X氣田氣水關系較為復雜,既存在統一的邊水也存在孤立水體及層間水。氣田目前已有4口生產井水淹關停,5口井不同程度見水。氣井見水形式多樣化,按照產水氣井生產過程中水氣比的變化情況,可分為水氣比穩定、逐漸升高和暴性升高三種類型。按照水體來源可分為凝析水、層間產出水、邊水、孤立水體水和管外竄水。不同水體來源的水生產狀況也各不相同。如凝析水產水量在氣井的開采過程中一般按照恒定的凝析水氣比,產水量隨著產氣量的變化而變化；邊底水一般隨著開采的進行,水氣比呈現逐漸上升的趨勢；而孤立水體則較容易造成暴性水淹。

2　海上高溫低壓氣田治水關鍵技術

對于見水氣藏,采用不同的開發方式,開發效果極不相同。長期以來,石油工作者不斷探索各種各樣的開發方法，最大程度地提高氣井產量和氣田采收率,如采用排水采氣、堵水、雙層開采、加速降壓開采及注氣等特殊的開發方式[1-17]。海上氣田開發成本較高,篩選出適合X氣田這類高溫低壓氣田的治水措施,最大限度地提高氣田開發經濟效益是非常必要的?？偨Y氣田治水關鍵技術對開發類似氣藏同樣具有重要意義。

2.1X氣田治水技術研究

2.1.1治水技術簡介

在不斷研究和探索含水氣藏開采中形成了排水采氣、堵水、加速壓降采氣、合理控制采氣速度、注水開發、注氣開發、雙層開采、“采、阻、排”綜合開采等治水技術。這些技術可歸類為主動型開采方式和被動型開采方式。

不同的治水技術又細分為不同的技術手段,如排水采氣方法分為泡沫排水采氣、選管柱排水采氣和氣舉排水采氣工藝等。

2.1.2治水措施篩選

受下游用戶用氣需求變化、海上措施費用高及氣田壓力系數低等因素的影響,制定如下篩選原則：

1)符合實際地質油藏特征。

2)由于氣田壓力系數較低,盡量不進行壓井作業,減少對儲層的污染。

3)時間盡量短,減少治水措施對氣田產量的影響。

4)措施簡單有效,減少海上作業風險。

5)費用經濟。

根據以上原則最終篩選出適合X氣田的治水措施：

1)見水井高部位側鉆。

2)堵水。氣田儲層縱向非均質性較為嚴重,存在相對穩定的隔夾層,適合堵水。

3)換管柱。對于隔層發育一般或管外竄的氣井,進行換管柱作業。

4)補孔。通過補孔減少近井地帶的水傷害。

5)降壓開采。降低井口壓力及氣井臨界攜液流量,提高氣產量,從而提高氣井的攜液能力。

2.2X氣田治水關鍵技術

2.2.1氣井見水綜合分析技術

氣井在生產過程中產水量往往存在一定的變化,通過氣井見水綜合分析技術可以很好地明確氣井是否見水以及氣井水來源問題。

判別氣井是否見水常用Cl-含量判別法和水氣比公式計算判別法。

Cl-含量判別法即氣井未見邊底水或孤立水體侵入時,Cl-一般較低且較穩定,當氣井受到水侵后,氣井所測生產水Cl-含量較高。

水氣比公式計算判別法即氣藏在形成時一般與地層水共存。因此,氣態流體中也會含有水蒸氣,如果有共存水存在,水蒸氣將總是處于飽和狀態。由相關公式可以推算出目前地層壓力下的生產凝析水氣比[18]：

WGR=1.601 9×10-4A[0.32(0.056 25T+1)]BC

(1)

其中：

A=3.4+418.027 8/pr

(2)

(3)

C=1-4.893×10-3S-1.757×10-4S2

(4)

通過式(1)計算理論水氣比,將氣井實際生產水氣比隨地層壓力的變化與之比較,若生產水氣比大于理論計算值,說明氣井已經產生邊、底水或游離態的可動層間水。

如判斷氣井已經見水,可用如下兩種方法判別水體來源：

1)地質分析法。通過地質分析判別氣藏所屬類型是否為邊底水氣藏、是否存在孤立水體。X氣田部分井鉆遇氣水界面較氣田邊水氣水界面高很多,因此氣田既存在統一的邊水也存在孤立水體。通過水氣比的上升形態大致判別水體來源。

2)PLT測試判別法。通過生產測井儀器同時測得流量、壓力、密度、持水率等參數,從而解釋得到各層縱向上產氣量及產水量,判定縱向出水層位。該方法已在X氣田多口井中得到很好的應用。

2.2.2一體化堵水分析技術

決定氣井堵水深度的因素多種多樣,如氣井固井質量、氣藏夾隔層分析、氣井產水層位分析等。一體化堵水分析技術是通過一體化平臺,綜合分析這些因素,從而得到最佳的堵水層位。

X氣田X1井位于氣田北塊,于1996年投產,開采陵三段儲層,2007年該井出現見水跡象,分析出水來源是氣田邊水,經研究及論證,決定對該井進行機械堵水作業。由測井綜合解釋圖、射孔歷史圖、固井質量圖及PLT測試結果圖綜合完成該井一體化堵水分析圖,由此可較方便地得出：

1)2010年PLT測試表明該井主要出水層段為下部A1-B1流動單元。

2)根據該井的測井解釋可以發現該井夾層較多,在C1流動單元存在3 m左右厚度的夾層,可以有效地分隔水體。

3)通過該井聲幅變密度(VDL)以及聲幅(CBL)測井可以看到該井C1流動單元第一界面和第二界面固井質量均較好,如在該層堵水可避免水體管外竄的可能性。綜合以上分析,最終確定該井的堵水位置位于C1流動單元。2012年6月11日,在C1流動單元對該井進行堵水,封堵下部A砂體的水。該井堵水作業效果明顯,水的Cl-含量從堵水前的6 000×10-3μm2左右下降到堵水后100×10-3μm2左右,并保持穩定。由此可見,成功的堵水氣井必須具有穩定的隔夾層和較好的固井質量。

2.2.3補孔效果預評價技術

2012年對X氣田X 3井進行堵水作業,堵水效果較好,但堵水后該井的產氣量沒有明顯增加,懷疑出水對上部氣層造成了一定的傷害污染。2012年12月,對該井進行了壓力恢復測試,解釋機械表皮為13.38,表明該測試層受污染較重(圖1)。認為通過補射孔可以解除近井地帶堵塞污染,恢復產能。但是補射孔后氣井產能如何評價,補射孔是否有效益,通過補射孔效果預評價技術深入剖析氣井表皮構成,最終確定氣井產能。

圖1　X氣田X 3井雙對數擬合曲線

影響氣井產能的主要因素有：

1)地層產能系數(Kh)值。

2)地層壓力和生產壓差。

3)表皮系數。

對于高產氣井,必須考慮高速非達西流,引入視表皮系數Sa。

Sa=S+Dqg

(5)

式中：Sa為視表皮系數；S為表皮系數；D為紊流系數,104m3/d-1；qg為氣井產量,104m3/d。為獲得氣井產能,準確計算視表皮系數尤為重要。

通過X 3井表皮和流量間關系曲線(圖2)可計算出該井紊流系數為0.39×104m3/d-1?？紤]紊流系數后,該井4個工作制度測試產量獲得較好擬合(圖3)。

圖2　X氣田X 3井表皮和流量關系曲線

圖3　X氣田X 3井考慮D系數IPR擬合曲線

圖4　X氣田X 3井考慮D系數后不同污染解除程度IPR預測曲線

通過擬合完成的參數對X 3井進行產能預測,考慮補射孔后不同解堵條件下該井的產能,預測機械表皮降為0時,該井最多可以增氣15×104m3/d(圖4),該結果與X 3井補孔穩定后增氣效果一致,證明該方法正確。

2.2.4地面降壓排水采氣技術

氣田的降壓開采是指通過各種工程措施降低氣井的井口壓力,從而降低氣井的井底流壓,最終提高氣井的產量。

Turner臨界攜液流量計算公式為[19-22]：

(6)

式中：qcr為氣井臨界流量,104m3/d；A為油管面積,m2；p為壓力,MPa；T為溫度,K；Z為氣體偏差系數；ucr為氣井臨界流速,m/s。

由式(6)可知,當壓力降低時,氣井的臨界攜液流量降低,氣井的排水采氣能力及產能提高。

另一方面,由于儲層具有非均質性,地層水常表現為非均勻侵入,形成“水鎖”的“死氣區”。根據文獻調研,氣藏部分氣井水淹后,繼續降壓開采,可以使被水封閉的天然氣不斷膨脹,沖破水封,進入生產井底。

因此,降壓開采可有效提高氣井排水采氣能力并提高有水氣藏的最終采收率。

X氣田于2012年正式啟動降壓項目,數值模擬研究表明，氣田降壓開采后可使氣田累計增氣12×108m3左右。2012年8～9月分別進行壓縮機壓力2.07、1.79及1.38 MPa的生產測試,降壓后氣田外輸產氣量合計增加約78×104m3/d,另外3口見水間歇生產井也獲得正常生產,降壓開發使見水井獲得第二次生命。

3　結論

高溫低壓氣田治水措施應與實際地質油藏情況相符合,所總結的治水關鍵技術,對今后同類型氣藏開發具有參考意義。

1)氣井見水綜合分析技術可以很好地明確氣井是否見水以及氣井水來源問題。

2)采用一體化堵水分析技術,可以獲得較好的氣井堵水位置,提高氣井堵水成功率。

3)補孔效果預評價技術充分考慮了氣井的高速非達西流動,可以準確地預測見水氣井補孔效果,指導措施的決策。

4)降壓開采可以降低見水氣井的臨界攜液流量,提高氣井排水采氣的能力,并能動用“死氣區”,有效增加氣田采收率,降壓開采使X氣田累計增氣達12×108m3左右。

[1] 吳晗,吳曉東,付豪,等.海上氣田氣舉誘噴排液一體化技術[J].中國海上油氣,2011,23(4):263-266.

Wu Han, Wu Xiaodong, Fu Hao, et al. Gas Lift Induced Flow and Clean-Up Integrated Technology for Offshore Gas Field [J]. China Offshore Oil and Gas, 2011, 23 (4): 263-266.

[2] 何曉東.有水氣藏特性及開采對策淺議[J].天然氣勘探與開發,2011,34(3)：27-30.

He Xiaodong. Characteristics and Production Policy of Gas Reservoirs with Water [J]. Natural Gas Exploration & Development, 2011, 34 (3): 27-30.

[3] 張倫友,孫家征.提高氣藏采收率的方法和途徑[J].天然氣工業,1992,12(5):32-36.

Zhang Lunyou, Sun Jiazheng. Method and Approach for Raising Recovery of Gas Reservoir [J]. Natural Gas Industry, 1992, 12 (5): 32-36.

[4] 王雨生.新場氣田蓬萊鎮組氣藏整體增壓開采方案研究[J].西南石油學院學報,2005,27(5):40-43.

Wang Yusheng. Research on Pressure Boost to Exploit Project in Penglaizhen Gas Reservoir, Xingchang Gas Field [J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2005, 27 (5): 40-43.

[5] 李士倫,郭平,孫雷,等.拓展新思路、提高氣田開發水平和效益[J].天然氣工業,2006,26(5):1-5.

Li Shilun, Guo Ping, Sun Lei, et al. Expanding New Ideas and Improving Level and Benefits of Gas Field Development [J]. Natural Gas Industry, 2006, 26 (5): 1-5.

[6] 羅萬靜,萬玉金,王曉冬,等.澀北氣田多層合采出水原因及識別[J].天然氣工業,2009,29(2):86-88.

Luo Wanjing, Wan Yujin, Wang Xiaodong, et al. The Reason and Recognition of Water Production from Commingling Production in Sebei Gas Field [J]. Natural Gas Industry, 2009, 29 (2): 86-88.

[7] 馬力寧,王小魯,朱玉潔,等.柴達木盆地天然氣開發技術進展[J].天然氣工業,2007,27(2):77-80.

Ma Lining, Wang Xiaolu, Zhu Yujie, et al. Introduction of Technology Improvement on Natural Gas Development in Qaidam Basin [J]. Natural Gas Industry, 2007, 27 (2): 77-80.

[8] 王志翔,鄒昌純.渤中34油田降壓增產技術的研究與應用[J].中國海上油氣,1999,11(4):43-47.

Wang Zhixiang, Zou Changchun. Research and Application of Production-volume-increasing Technique by Pressure Reduction in Bz 34 Oil Field [J]. China Offshore Oil and Gas, 1999, 11 (4): 43-47.

[9] Bahadori A. Determination of Well Placement and Breakthrough Time in Horizontal Wells for Homogeneous and Anisotropic Reservoirs [J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2010, 75(1): 196-202.

[10] 陳昭國.川西須家河組氣藏氣井采氣新技術探索[J].西南石油大學學報(自然科學版),2008,30(4):115-118.Chen Zhaoguo. A New Technology for Gas Production for Xujiahe Gas Reservoir in West Sichuan [J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2008, 30 (4): 115-118.

[11] 彭英,弋戈.中壩氣田某氣藏高效開發經驗[J].天然氣勘探與開發,2004,27(4):35-38.

Peng Ying, Yi Ge. Efficient Developing Experience of Certain Gas Reservoir in Zhongba Gas Field [J]. Natural Gas Exploration & Development, 2004, 27 (4): 35-38.

[12] Kunchuk F J. Radius of Investigation for Reserve Estimation from Pressure Transient Well [C]//SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, March 15-18, 2009, Manama, Bahrain. New York: SPE, 1987.

[13] 胡錦,陳宇波，曾文.引射器在氣田上的應用[J].天然氣與石油,2008,6(3):59-62.

Hu Jin, Chen Yubo, Zeng Wen. Application of Injector In Natural Gas Field [J]. Natural Gas and Oil, 2008, 6 (3): 59-62.

[14] 李濤.普光氣田開發過程水侵特征分析[J].天然氣工業,2014,34(6):65-71.

Li Tao. Characteristics of Water Influx in The Development of the Puguang Gas Field, Sichuan Basin [J]. Natural Gas Industry, 2014, 34 (6): 65-71.

[15] 陶詩平,馮嚷,肖世洪.應用不穩定試井分析方法識別氣藏早期水侵[J].天然氣工業,2003,23(4):68-70.

Tao Shiping, Feng Rang, Xiao Shihong. Using Transient Testing to Identify Early Water Invasion of Gas Reservoirs [J]. Natural Gas Industry, 2003, 23 (4): 68-70.

[16] 黃偵,王銳,杜娟.中壩氣田須二段氣藏排水采氣效果分析[J].鉆采工藝,2012,35(6):51-54.

Huang Zhen, Wang Rui, Du Juan. Effect Analysis of Drainage Gas Recovery in Xujiahe 2 Gas Reservoir of Zhongba [J]. Drilling & Production Technology, 2012, 35 (6): 51-54.

[17] 張烈輝,梅青艷,李允，等.提高邊水氣藏采收率的方法研究[J].天然氣工業,2006,26(11):101-104.

Zhang Liehui, Mei Qingyan,Li Yun, et al. The Method of Improving Recovery Efficiency of Edge Water Drive Gas Reservoirs [J]. Natural Gas Industry, 2006, 26 (11): 101-104.

[18] 高濤,王高文.返排率結合水氣比及水性分析識別壓裂后氣井早期出水——以徐深氣田火山巖氣藏為例[J].天然氣工業,2009,29(8):89-91.

GaoTao, Wang Gaowen. Identification of Early Watering-Out in Fractured Gas Well Through Comprehensive Analysis of Flowback Ratio,Water-Gas Ratio and Water Property: An Example From the Volcanic Reservoirs in Xushen Gas Field [J]. Natural Gas Industry, 2009, 29 (8): 89-91.

[19] 黃炳光,冉新權,李曉平.氣藏工程分析方法[M].北京：石油工業出版社,2004.

Huang Bingguang, Ran Xinquan, Li Xiaoping. Gas Reservoir Engineering Analytical Method [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2004.

[20] 管虹翔,于繼飛,房舟,等.大斜度氣井臨界攜液產量預測新方法[J].中國海上油氣,2011,23(1):50-52.

Guan Hongxiang, Yu Jifei, Fang Zhou, et al. A New Method of the Critical Liquid Carrying Flow rate for Highly Deviated Gas Well [J]. China Offshore Oil and Gas, 2011, 23 (1) :50-52.

[21] 江健，鄒一鋒,周興付,等.水平井臨界攜液流量預測及其應用研究[J].天然氣與石油,2012,30(3):45-48.Jiang Jian, Zou Yifeng, Zhou Xingfu， et al. Critical Liquid-carrying Flow Prediction in Horizontal Well and Its Applications [J]. Natural Gas and Oil, 2011, 23 (1): 50-52.

[22] 楊文明，王明，陳亮,等.定向氣井連續攜液臨界產量預測模型[J].天然氣工業,2009,29(5):82-84.

Yang Wenming, Wang Ming， Chen Liang， et al. A Prediction Model on Calculation of Continuous Liquid-carrying Critical Production of Directional Gas Wells [J]. Natural Gas Industry, 2009, 29 (5): 82-84.

2015-11-21

中海油“十二五”重大科技專項“海上大型砂巖氣藏開發中后期綜合治理及開發策略研究”(CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)

呂新東(1984-),男,江蘇東臺人,工程師,碩士,主要從事油氣田開發及油氣藏數值模擬工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.02.010