涩北一号气田出水特征分析及排水采气技术研究

2014-08-10曹光强姜晓华

石油化工应用 2014年1期

曹光强，姜晓华，张磊

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.华北油田公司第四采油厂，河北廊坊 065000）

涩北一号气田位于三湖坳陷北斜坡区的短轴背斜，属于第四系浅层生物成因气田[1]，生气区叠合含气面积46.7 km2，累计天然气地质储量990.61×108m3，为全国乃至全世界最大的第四系生物气田[2]。其地质特征主要表现在以下几个方面：（1）构造平缓、简单、完整，无断层发育；（2）储层岩石粒径小，物性总体上属于“高孔中渗”；（3）储层分布井段长，层多而薄；（4）埋藏浅、气层多、含气井段长。涩北一号气田出水类型有凝析水、工作液返排、层内可动水、层间水、边水五种类型，其中凝析水、工作液返排、层内可动水这三种类型产水量小，对生产影响不大；而层间水和边水对气井生产影响严重，是综合防治的主体。

1 涩北一号出水历史及特征分析

1.1 出水历史分析

涩北一号气田出水历史分三个阶段（见图1）：（1）凝析水期（试采～1999 年10 月），在这一阶段气田只产凝析水；（2）稳定出水期（1999 年11 月-2004 年2 月），在这一时期出水相对稳定，波动不大，整个阶段水气比基本都保持在0.1 m3/104m3以下；（3）出水快速增长期（2004 年3 月-目前），这一阶段水气比快速增加，从稳定阶段的0.1 m3/104m3迅速上升到目前的0.58 m3/104m3。从整个阶段来看，气水比目前绝对值相对还不是很高，但增加趋势十分迅速，这说明部分层系边水突破严重，出水形势较严峻。

1.2 出水的危害

1.2.1 降低产能气层出水造成储层的二次污染，降低了两相流的渗透率，增加了流动阻力，降低了气井的无阻流量。统计了涩北一号气田7 口进行过2 次产能测试井的无阻流量。分析结果显示，出水导致涩北气田的气井产能下降幅度达到了48.6 %（见表1）。

1.2.2 降低产量从地层内天然气流动性和井筒的附加压力损失角度分析，地层出水将导致产量递减加剧。分析涩北一号气田的单井产量递减率与出水量的关系可以发现，出水量越大，产量递减率越大。

图1 涩北一号综合开采曲线

表1 涩北一号气田气井出水前后无阻流量对比

涩北一号气田除第I 开发层系外，井均产水量都呈现了逐年增加的趋势，并且上升迅速。到目前为止由于出水而导致产量递减的井占井总数的24 %以上，各层组的产量递减率都在17 %以上（见图2）。

1.2.3 加剧出砂由于涩北一号气田属于疏松砂岩气藏，以伊利石和伊蒙混层为主，随着产出水的不断流出，岩石的应力发生变化，水流动就会产生很大的剪切力，将泥砂剥落携带出来，沙粒伴随着水的流动从孔隙中流出直至生产井中。

1.3 出水特征分析

1.3.1 平面出水规律在四个开发层系中，第I 层系处于构造顶部，距离边水较远，由于重力的作用使其受边水的影响相对较小，绝大多数井的气水比都处在0.2 m3/104m3以下（见图3）；第Ⅱ层系情况与第I 层系类似，由于距边水较远，气层水浸现象还不明显，大多数井都处在气水比小于0.2 m3/104m3范围内；第III层系受水侵最严重，很大一部分区域的井水气比都在1.0 m3/104m3以上，特别是在构造边部的井更为严重，如涩3-8 井气水比超过了3.0 m3/104m3，急需采取控水、排水措施以应对出水的危害；第Ⅳ层系是涩北一号的主力产气层之一，从图2 可看出边水突破也很严重，并且边水水线推进极不均匀，另外第Ⅳ层系层间水的影响也较突出。总体来说，构造底部比构造顶部水浸严重，构造翼部比构造内部水浸严重，南北向比东西向水浸严重。

图2 出水前后涩北一号气田各层系的产量变化情况

图3 涩北一号气田各层系水气比分布图

1.3.2 纵向出水特征纵向上来看，产气量主要集中在Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ三个层系，其中Ⅳ是贡献最大的产层，产气量占全部的35.1 %。产水量从第Ⅰ到第Ⅳ层系呈逐渐增加的趋势，如I 层系产水量为574.59 m3，而IV 层系达到了3 671.14 m3（见图4），这是因为第Ⅳ层系处在构造低部位，距边水较近，边水容易突破；另外由于产气量大，低层压力下降快，造成边水水体同产气区之间压差较大，加快了边水突破速度，使得产水量较高。

图4 涩北一号气田纵向上产水、产气分布情况

纵向上水气比规律不明显（见图5），但总的来说还是靠近边底水的III、IV 层系水气比较高，尤其是第III 层系水气比最高，出水较为严重，这与平面出水状况分析相一致。

图5 涩北一号气田纵向上水气比分布情况

2 涩北一号排水采气技术研究

由上节可看出，涩北一号气田的出水已经给气田的产能、产量以及产层带来了严重的危害，任由其发展必将会大大降低气田的采收率。因此，急需开展排水采气配套工艺研究以帮助消除和减缓产水带来的危害，保障气田稳定、高效开发。

2.1 临界流量计算模型优选

气井靠自身能量排水是最经济也是最简单的排水方式，尽可能的延长自喷采气期是每个气田都遵循的一条基本的原则[3]。过早的采取排水采气措施不能够充分的利用地层的能量，加大了投入成本；而过晚的采取排水措施又会导致气井积液，会给气田和气井本身带来严重的危害。因此，准确的诊断气井的积液时机，对制定合理的气井工作制度，把握气井排水采气的时机以及采取适当的排采措施具有重要意义。临界流量计算方法以其使用简单，可提前预测气井积液时机等优点（见表2），是国内外常用的诊断气井积液的方法。

目前常用的计算临界带液气量的方法主要有TURNER[4]模型等。根据对涩北一号多口产水气井实际生产数据的分析，确定出了11 个数据点（水气比从0.1～6.5 m3/104m3）实际的积液状态，然后再与TURNER 模型、李闽模型[5]和动能因子方法（逼近法修正后动能因子下限取9.6）的诊断结果相对照来优选适合涩北气田临界流量计算方法，对比结果（见表3）。从表3 中可以看出，若采用TURNER 模型，计算的临界流量要比实际产量大很多，诊断气井全部积液，这与事实差别较大；若采用李闽模型，11 个数据点中有4 个点诊断不准确，都是实际的已经积液但它诊断没有积液，说明李闽模型计算的临界流量偏小；而动能因子方法诊断的结果比较理想，在统计的数据点中只有一个点和实际状态不符合，是适合涩北气田的临界流量计算方法。

表2 各气井积液诊断方法对比分析表

表3 各临界流量计算方法结果对比表

2.2 气田主体排水采气工艺适应性分析及优选

排水采气需要具有一定规模性，如果每口井都采用不同的排水采气工艺措施，会大大增加气田的开发成本。因此，排水采气工艺的选择首先必须根据气田的整体生产特征，确定整个气田的主体排水采气工艺。

不同的排水采气方式具有自身的特点和适应范围，排水采气方式选择时必须考虑排液量、排深、出砂、井身结构、地层水矿化度、酸气含量等多种因素的影响和适应性。目前，国内外常用的排水采气工艺方法主要有：优选管柱[6]、泡排、气举、射流泵、机抽、电潜泵、复合排水等。各排水采气工艺的特点和适应范围见文献[7]。针对涩北气田易出砂，地层水矿化度高，不含腐蚀性气体等的特点（见表4），结合不同排水采气工艺的特点、适应范围以及措施成本等，优选了涩北一号气田的排水采气方式：在开发的中前期地层压力较高、产水较少的时候，选择泡排、优选管柱排水采气措施，在开发的后期产水量大的时候选择气举排水采气措施或者泡排+气举或优选管柱+泡排的复合排水采气方式。

表4 涩北一号气田基本情况数据表

2.3 排水采气方式选择模式

排水采气是一个系统工程，是集气藏工程、排水采气工艺、地面工程于一体的技术，经过分析和研究，形成了涩北气田排水采气的选择模式。该模式主要从三个方面来进行排水采气先导试验井及排采措施的选择：（1）结合地质特征和生产动态选择一批具有一定地质储量，生产潜力较大的井，理论模型和实际生产数据诊断气井的积液，选出目前已经积液或即将积液的井；（2）运用研制的排水采气方式选择控制图初选积液井的排水采气方式；（3）结合现场的实际和经验来最终确定先导试验井及排水采气方式，具体的步骤（见图6）。

图6 涩北一号气田排水采气方式选择模式图

2.4 应用效果分析

根据涩北一号气田的出水特征及出水类型，以消除或减缓出水对气田、气井危害和保持气田水线规则、均匀推进为目的，筛选了一批试验井开展排水采气先导试验，取得了较好的效果，详细情况（见表5）。从表中可以看出措施后气井的产量和油压都有大幅度的恢复，油套压差明显减少，这说明实施的排水采气措施有效的清除了井筒积液，提高了气井携液能力。