苏东气井产水原因分析及控水生产研究

2016-12-20韩兴刚罗建宁

特种油气藏 2016年5期

关键词：苏东里格产水

张伟，韩兴刚，徐文，孙振，罗建宁

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018； 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

苏东气井产水原因分析及控水生产研究

张伟1，2，韩兴刚1，2，徐文1，2，孙振1，罗建宁1，2

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018； 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

针对苏里格气田东区气井普遍产水的问题，采用不稳定分析方法，对具有单井计量、地层压力监测数据的多口井进行历史数据拟合，得到了控制苏东气井产水量大小的方法。研究表明：苏东气井生产压差大于7.0 MPa时，气井产水量快速增加，稳产期缩短；生产压差在5.0～7.0 MPa时，既可以保证气井稳产，又延长了气井生命周期；生产压差小于5.0 MPa时，气井仍有提产空间。利用研究成果可快速有效地判断苏东气井生产指标的合理性，对致密砂岩气藏控水稳产有一定指导意义。

苏里格气田；致密砂岩气藏；产水气井；不稳定分析方法；合理生产压差

0 引言

鄂尔多斯盆地苏里格气田作为中国致密砂岩气藏的典型代表，近年来气田开发取得了高效发展[1-2]，截至2013年年底，已具备年产天然气240×108m3/a的生产能力，成为中国规模最大的天然气田。在气田稳步发展的同时，气井产水问题日益严重，而苏里格气田东区(以下简称苏东)产水现象更为普遍，如何控制气井产水量，保持气井稳产，是目前开发生产中的一大难题。目前，针对气井见水研究大多着重于气井见水后采用何种排水采气工艺方法[3]，而对控制气井产水量大小的方法研究相对较少。为此，首先深入分析苏东气井产水原因，找到影响气井产水的主要因素，再根据产水原因采取针对性措施，减少气井产水量，保障气井稳产。

1 苏东气井产水原因分析

1.1 苏东气井产水现状

苏东气井为典型的致密砂岩气藏，储层物性差，非均质性强，气井在生产过程中容易产水，部分气井在投产初期就大量产水[4-7]。苏东各集气站2015年12月的生产数据统计结果表明，苏东各集气站水气比分布范围为0.10×10-4～5.27×10-4m3/m3，平均水气比为1.04×10-4m3/m3，约1/3集气站水气比超过1.00×10-4m3/m3，苏东各集气站均有不同程度的产水。

1.2 苏东气井产水原因

为了解苏东各集气站普遍产水原因，整理5 a来苏东气井测井解释成果数据，有效数据为2 293个，数据范围覆盖苏东气田各区块，具有一定的代表性。苏东气层的含气饱和度分布范围为29.2%～86.8%，50%以上气层的含气饱和度低于60.0%，平均含气饱和度为58.8%。孔隙度平均为9.23%，渗透率平均为0.67×10-3μm2。说明苏东储层解释的含气性、物性整体较低，气井在生产过程中易产水。

苏东低渗岩心分析结果表明，苏东储层束缚水饱和度值较高，为37.8%，说明水为润湿相。当储层含水饱和度在37.8%～96.2%时，存在气水两相共渗区间，生产过程中易出现气水两相渗流过程。

叶礼友、高树生等人[8-9]的研究结果表明：压力梯度能显著地影响气、水相对渗透率曲线，随着压力梯度的增大，气相相对渗透率曲线存在左移的特点，即在相同的含水饱和度下，压力梯度越大，气相相对渗透率越低，而水相相对渗透率随压力梯度的增大而增大，尤其在含水饱和度较高时这种情况更明显。随着压力梯度的增大，束缚水饱和度点和残余气饱和度点都逐渐左移，等渗点也逐渐左移并降低。这说明压力梯度的增大降低了气相的渗流能力，提高了水相的渗流能力，导致开发过程中压力梯度越大，气井生产水气比越高。

综合以上分析，由于苏东储层含气性、物性差，生产中易产水，此外，随着生产压差增大，气井水气比增大。针对具体储层，含气性和物性是难以改变的，因此，控制压差生产，降低气井水气比，成为本次降水稳产的主要研究方向。

2 合理生产压差研究

为了解苏东产水气井生产压差与水气比的对应关系，开展气井动态分析。由于苏里格气田目前大多采用多井串接集气而不计量单井产水量，此外，苏东气井生产过程中难以定产或者定压，一般是变产量制度生产，给气井生产分析带来困难。现代气井生产动态分析技术解决了这一难题，在传统产量递减分析技术的基础上，把不稳定试井的原理应用到日常生产数据的分析中，通过对压力、产量和时间函数进行相应的变换，实现了不关井条件下利用日常生产数据对气井生产特征进行定量评价的目的，Matter L 将以上现代生产动态分析理论编制成FAST.RTA软件，得到了较广泛的应用[10]。

本次研究共收集、整理了34次的单井流压测试及配套的单井计量数据，通过FAST.RTA分析得到了各井次的生产压差、水气比等数据(表1)。

由表1可知，气井水气比随生产压差增大而增大，当生产压差小于7.0 MPa时，水气比随生产压差增大而上升的速度较平缓；当生产压差大于7.0 MPa时，水气比随生产压差增大而上升的速度明显加快。考虑到在实际生产中，气井需要保持一定的生产能力，当压差小于5.0 MPa时，气井产气能力较低。因此，针对苏东产水气井，既能保证气井生产能力又要保持较低水气比的合理生产压差为5.0～7.0 MPa。应用此合理生产压差，对资料齐全的17口气井进行评价(表2)，经过34次测试，认为16次测试结果的生产压差小于5.0 MPa，还有提升空间；3次测试结果的生产压差在合理生产压差范围内，在生产中可密切观察，保持目前配产；15次测试结果的生产压差大于7.0 MPa，井底压力下降过快，水气比上升过快，气井稳产时间缩短，建议气井降低产量，尽可能延长气井稳产期。

表1 苏东地层压力监测气井FAST.RTA预测结果

表2 流压监测数据评价结果

3 现场应用

对2015年苏东高峰供气加热炉生产井进行了及时跟踪，应用FAST.RTA软件对11口生产井数据进行了预测分析，并运用合理生产压差对气井进行了实践指导(表3)。分析认为，11口井经过配产调整后，水气比下降，套压降速率变缓，稳产期明显延长。SD18、SD19、SDH1、SDH3、T33井调产后，水气比降低，套压降速率下降，但仍有进一步下调空间，建议后期可继续降低配产，提高气井稳产期。现场应用结果表明，应用该评价指标有效降低产水气井的水气比，降低压降速率，保障了气井稳产。