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河坝飞三有水气藏治水对策研究

2012-09-15李凤颖伊向艺刘兴国查玉强

特种油气藏 2012年4期
关键词:携液河坝水气

李凤颖,伊向艺,刘兴国,卢 渊,查玉强

(1.中海油(中国)有限公司湛江分公司,广东 湛江 524057; 2.成都理工大学,四川 成都 610059; 3.中石化西南分公司,四川 南充 637400)

河坝飞三有水气藏治水对策研究

李凤颖1,伊向艺2,刘兴国3,卢 渊2,查玉强1

(1.中海油(中国)有限公司湛江分公司,广东 湛江 524057; 2.成都理工大学,四川 成都 610059; 3.中石化西南分公司,四川 南充 637400)

在异常高压有水气藏开采过程中,气藏水窜是产能持续大幅度下降、水淹井不断增加、单井动态控制储量急剧减少的主要原因,严重影响该类气藏的最终开发效果,因此气藏实施整体治水已成为开发生产的指导方向。在系统分析河坝飞三有水气藏开采现状、水侵特征的基础上,建立数值模拟模型,针对气藏可能的水侵特征,结合井区实际见水情况,在研究小油管携液、井口增压携液基础上,总结出河坝异常高压有水气藏的治水措施。研究结果为提高河坝飞三有水气藏最终采收率提供了理论依据。

异常高压;气藏水侵特征;治水措施;河坝飞三气藏

1 有水气藏治水措施回顾

在产水气田开发过程中,不断研究气井的生产规律,是实现产水气井有效开发的基础[1-3]。有水气藏水侵防治是件十分棘手的事,国内外每年都投入大量人力、物力进行研究,并在不同的气田取得了不同程度的效果。目前国内外已形成比较系统和成熟的治水措施,有针对同层水的,也有针对异层水的;有针对已出水的,也有针对未出水的(表1),但总体上可分为:控水采气、排水采气和堵水[4-5]。

表1 国内外治水措施

3种措施目的都在于尽可能降低或消除各种 水侵压差,控水是“防水”;排水着眼点是“治水”;堵水则以体现气水压差的介质条件为实施对象,着眼点是渗滤通道,常用的堵水方法可分为机械法与化学法2大类[6]。三者有机结合概括了当今治水措施,是有水气藏水侵防治的主要方式。

2 排水采气工艺技术现状

根据排水采气实践,排水采气工艺方法的评价依据应为:①取决于气藏的地质特征;②取决于产水气井的生产状态;③取决于经济投入。排水采气工艺是气井合理工作制度确定的重要部分,而气井的合理工作制度直接影响方案的可操作性和开发效益[7]。

目前排水采气工艺主要有以下几种方法:优选管柱排水采气、泡沫排水采气、气举排水采气、游梁抽油机排水采气、电潜泵排水采气、射流泵排水采气[8](表2)。

表2 排水采气措施综述

3 河坝飞三气藏数值模型的建立及控水方案优选

河坝飞三气藏属于超高压、低渗、裂缝-孔隙型边水岩性-构造气藏。河坝A、B井出水表现为典型裂缝性出水特征。河坝A井试采初期无地层水产出,但无水采气期短,无水采气量少,气水比上升速度快。河坝B井无无水采气期,“大气大水,小气小水”。

3.1 河坝飞三气藏数值模型

图1 河坝飞三气藏数值模拟图

在地质、水侵机理研究的基础上建立了河坝飞三气藏数值模型(图1)。数值模型中的各种参数都来自钻井、测井解释、测试及生产动态,综合分析确定储层参数。利用岩性油藏数值模拟技术思路指导油藏模拟全过程,模型一次拟合成功率达到70%以上,地质认识和拟合模型符合油藏实际情况。

为论证河坝A井、河坝B井合理的控水规模,分别设计了河坝A井日控水量为200、250、300、350、400 m3/d 5套配产方案,河坝B井日控水量为50、100、150、200、250 m3/d 5套配产方案。模拟结果表明,河坝A井目前的合理控水量为270 m3/d,预测期末累计产气4.78×108m3,累计产水205.7 ×104m3,累计水侵271.3×104m3。河坝B井目前的合理控水量为120 m3/d,预测期末累计产气2.05×108m3,累计产水35.4×104m3,累计水侵61.3×104m3。河坝A井、B井控水量与累计产气量关系如图2所示。

图2 河坝A井、B井控水量与累计产气量关系

3.2 小油管携液方案优选

井筒长时间积液是制约气井产能的一个重要因素。如何及时有效地排液生产是保持气井产能,提高气田开发效率的关键[9]。采气井更换小油管后,由于增加了油管内气体的流速,因此气井携液能力有所提高。应用Welflo软件建立河坝A井、河坝B井产水气井模型,采用Hagedorn-Brown模型计算井筒气水两相流压降。同时结合数值模拟模型对小油管携液方案进行了论证。目前河坝A、B井均采用 ø0.076 2 m油管采气,故设计了ø0.076 2 m、ø0.063 5 m、ø0.050 8 m、ø0.047 6 m等4种小油管采气方案。

当气井产量小于其临界携液量时,就会出现井筒积液的现象[10]。数值模拟结果表明:目前河坝A井不存在积液,但在现有采气速度下,采用ø0.076 2 m油管采气,2015年1月气井将开始积液(井口油压15 MPa,井口日产气为5×104m3/d,井底流压为56.4 MPa,地层压力为61.3 MPa,累计产气3.71×108m3)。采用ø0.063 5 m油管采气,2023年1月气井将开始积液(井口油压7 MPa,井口日产气为2.4×104m3/d,井底流压为56 MPa,地层压力为60 MPa,累计产气为4.6×108m3)。采用ø0.050 8 m油管采气,预测期末不发生积液现象(井口油压为4 MPa,井口日产气为0.6×104m3/d,井底流压为54 MPa,地层压力为59 MPa,累计产气5.0×108m3)。采用ø0.047 6 m油管采气,预测期末不发生积液现象。因此从河坝A井油管优化结果来看(图3),建议后期采用ø0.050 8 m油管采气,这样气井既可以保证高速开采,又可以利用自身能量携带采出的地层水。

图3 河坝A井小油管携液优化结果

目前河坝B井已存在积液,且采用ø0.076 2 m和ø0.063 5 m油管均无法实现依靠自身能量携液。采用ø0.050 8 m油管采气后,预测期末不发生积液现象(图4)(井口油压为4 MPa,井口日产气为0.9×104m3/d,井底流压为46 MPa,地层压力为45.7 MPa,累计产气量为2.3×108m3)。

从小油管优化结果来看,由于河坝A、B井产水量大、地层压力高、气井携液能力弱,目前的ø0.076 2 m油管已不适合,建议采用ø0.050 8 m小油管,利用地层自身能量排水。

图4 河坝B井小油管携液优化结果

3.3 井口增压携液方案及小油管+井口增压携液方案优选

气井井口压力降低后,气井井底压力降低,提高了气井的生产压差,提高了气井产量,及气井的携液能力。如果不采用增压开采,河坝A井2028年废弃,累计产气5.04×108m3;河坝B井2028年废弃,累计产气2.3×108m3。气井增压开采后,假设井口压力降低到2 MPa,河坝A井2032年6月废弃,累计产气5.23×108m3,增压后累计多产气0.2×108m3,河坝B井2021年11月废弃,累计产气2.46×108m3,增压后累计多产气0.16×108m3(图5、6)。因此从预测结果来看,河坝A井可以采用增压开采方式携液,河坝B井采用增压开采方式携液的应用前景不大。

综上:A井在增压情形下宜采用ø0.063 5 m油管,B井在增压情形下宜采用ø0.050 8 m油管。

图5 河坝A井小油管和井口增压携液方案优化

图6 河坝B井小油管和井口增压携液方案优化

4 结论和建议

(1)对于目前开发的有水气藏,必须进行综合对比分析,针对具体气藏确定采用何种治水措施,在气藏开采后期全面实施最佳开发方案,保证气田正常生产。

(2)河坝A、B井由于油藏埋藏深、温度高,常规堵水措施适应性差。上述研究成果表明:河坝A井合理控水量为270 m3/d,在不增压情形下后期宜采用 ø0.050 8 m油管,在增压情形下宜采用ø0.063 5 m油管;河坝B井合理控水量为120 m3/ d,在2种情形下均采用ø0.050 8 m油管。

[1]孙志道.裂缝性有水气藏开采特征和开发方式优选[J].石油勘探与开发,2002,29(4):69-71.

[2]赵粉霞,吴正,秦通社.长庆靖边气田产水气井开采技术措施[J].天然气工业,2005,25(2):116-118.

[3]夏崇双.不同类型有水气藏提高采收率的途径和方法[J].天然气工业,2002,22(增刊):73-77.

[4]李川东.裂缝性有水气藏开采技术浅析[J].天然气工业,2003,18(S1):23.

[5]李振银.排水采气工艺技术的探讨[J].新疆石油天然气,2008,4(增刊):90-93.

[6]白宝君,李宇乡,刘翔鹗.国内外化学堵水调剖技术综述[J].断块油气田,1998,5(1):1-4.

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[8]周际永,伊向艺,卢渊.国内外排水采气工艺综述[J].太原理工大学学报,2005,36(增刊):44-45.

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编辑 付 遥

TE37

A

1006-6535(2012)04-0092-04

10.3969/j.issn.1006-6535.2012.04.023

20110626;改回日期:20111210

教育部博士学科点新教师类基金“煤层气藏多分支水平井不稳定渗流规律研究”(20095122120012)

李凤颖(1987-),女,2009年毕业于成都理工大学石油工程专业,2012年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业,获硕士学位,现从事油气藏工程及数值模拟研究工作。

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