XX气田底水气藏出水规律研究

2017-03-04李鹏吉林油田松原采气厂吉林松原138000

化工管理 2017年23期

李鹏（吉林油田松原采气厂，吉林松原 138000）

XX气田底水气藏出水规律研究

李鹏（吉林油田松原采气厂，吉林松原 138000）

笔者研究XX气田为底水裂缝气藏，通过对气藏水体能量、出水类型、水侵模式、气井井筒积液分析确定“控水为主、排水为辅”的技术思路。坚持不移地稳气控水，重点是延长气藏自喷带水采气期，通过对气井实施有效分类管理，科学合理配产，严格执行配产方案，密切跟踪矿化度指标变化，对出水井提前做出预判，努力减缓气井递减。

水体能量；稳气控水；合理配产；排水采气

1 气藏概况

XX气田底水裂缝气藏具有统一气水界面（海拔-3627米），底水能量强（水体体积倍数为13.37），为底水锥进和脊进奠定了物质基础；营城组火山岩气藏裂缝发育，以高角度构造缝为主，主要发育于火山口及断裂带附近，发育程度高，有效性较好，为底水锥进和脊进创造了有利条件。从目前开发动态来看该气藏已见水侵苗头，如何实现产液气井合理开发是我们需要研究的课题。

2 气藏出水规律研究

2.1 气藏出水类型

依据XX气田气井矿化度、水气比、产液量确定气井以产地层水为主，明确出水类型有三种，凝析水（3口）、产部分地层水（5口），目前以产地层水为主（12口）。

2.2 气藏水体能量

气藏水体的大小对开发方式、开发效果有很大的影响。气藏投产后，井的附近将产生压降漏斗，从而引起边水推进或底水锥进。一方面，边底水是一种驱动能量，能够补充气藏能量的下降，延缓气藏产量的递减；另一方面，边水推进或底水锥进后的气水两相流动使气相相对渗透率大幅度降低，从而降低气相产能。气藏见水后井筒流体比重增加导致废弃压力增大，最终导致采收率降低。

收集XX气田气藏资料，利用水驱指数和水体倍数两种方法计算各井的水侵强度评价参数，计算平均水驱指数WEDI为0.43，为强水驱；平均水体倍数n为13.11，水体体积数，方，目前产地层水36.8万方，仅为0.02%。

计算平均水驱指数WEDI为0.43，为强水驱；平均水体倍数n为13.11。

2.3 气藏水侵模式与途径

根据气藏构造和裂缝发育特征，结合气水两相微观渗流机理，XX气田气藏储层微观渗流通道主要有孔隙、喉道、裂缝组成。气井生产主要分为无水采气、水侵、气井水淹3个阶段。

①无水采气阶段：地层流体渗流过程为气体由基质（孔隙+喉道）进入裂缝再流入井筒产出。

②水侵阶段：地层水开始进入渗流主要通道（裂缝）中，逐渐占据裂缝空间，储层内气相渗透率逐渐降低，水相渗透率越来越高。

③水淹阶段：随着地层水占据越来越多的渗流通道，最终天然气再无法由基质向裂缝供给，造成气井停产，形成水封气。

气井出液对井控储量、无阻流量指标影响较大。通过分析发现XX气田气井出液后井控储量下降27.5%、无阻流量下降35.6%、日产气能力下降22.5%。

2.4 气藏自喷带水采气期确定

近些年连续监测气井流压梯度，产液井井筒压力损失稳定在0.28MPa/100m，无明显积液。20口气井都能连续生产，12口产液气井日产气量都大于临界流量，满足携液要求，说明XX气田气井处于自喷带水采气期。

3 气藏自喷带水采气期技术对策

3.1 气藏分类管理技术对策

结合XX气田气井动态反映，确定控水为主、排水为辅的稳气控水思路，对气井进行分类管理：即高部位低产液气井合理控制生产压差，科学配产控制底水锥进；高产液气井攻关排水采气技术，发挥正常产能；产部分地层水气井加密监测液面变化，按照临界携液量下限配产。

3.2 气井合理配产技术

根据气井临界携液流量、无阻流量以及气井生产动态，确定气井合理配产，目前20口气井合理产量为230×104m3/d。

3.3 气井出水预判技术

密切跟踪矿化度指标变化，对出水井提前做出预判。通过对比XX气田气井产液及矿化度变化关系，表明矿化度与气井产液存在同向关系。矿化度上顺序与气井产液上升顺序基本一致。矿化度上升先于气井出液上升，时间间隔为6-8个月。根据矿化度与产液关系,合理调量延缓XX平1、XX平10等气井出液时间。

根据气井CO2含量变化情况初步判断气井水淹情况。根据XX气田3个火山体CO2含量的差异确定气井出水情况。XX1-1气井底部XX1-1火山体供气减少影响CO2含量升高，说明气藏已水淹，近期CO2含量居高不下，说明气藏水淹加剧。近两年来密切关注XX火山岩气藏气井各项参数变化，及时作出生产调整，气藏日产能力稳定在XXX×104m3/d。，主要开发指标保持相对平稳。通过平稳控压生产，目前XX气田气井矿化度稳定，日产液略升，水气比上升和无阻流量下降减缓，地层压力快速下降的趋势得到减缓。