乐东22-1气田海上气井控水增产探索与实践

华金林 毛炼

摘要：隨着海上气田气井生产时间的增加，气井出水是气田面临的一个比较严峻的问题。严重出水影响气井的稳定生产，使得气井的产量急剧下降，甚至导致气井水淹，大大减少采收率。由于堵水采气和排水采气对于海上气田来说作业成本极高，因此研究控水措施对于延长海上气田出水井生产周期具有十分重要的意义。

关键词：控水;水淹;微正流量;携液;清喷

1 项目背景

乐东22-1气田A9H井于2009年8月投产，开采层位为L2I下、L2Ⅱ下、L2Ⅲ上气组。2016年10月乐东22-1气田A9H井产水量“爬梯式”上涨，井口压力下降趋势明显，且有较大幅度波动，截止2017年3月，水气比由0.01方/万方上升至2.95方/万方，产水及水气比持续上升，面临水淹停喷风险[1]。

2 A9H井出水原因分析

A9H井是中层系一口合采水平井，合采L2I下、L2Ⅱ下、L2Ⅲ上气组，其中L2Ⅲ上气组是主要开发层段。

2.1 L2I下气组出水可能性分析

L2I下气组物性中等，探井6井试井渗透率15mD，无阻流量12万方/天，A9H井劈分日产气约6万方/天。L2I下气组多口井钻遇水层，其中探井3、7井钻遇水层，探井2、6井及开发井A1、A2、A7井3口井的底部钻遇水层，A9H井距离内边界632m。结合测井解释分析，A9H井底部高渗层和南边钻遇水层是同一套砂，存在高渗层沟通外部大水体导致该井见水的可能。综合物性、产气能力、气水分布，A9H井在L2I下气组出水的可能性较大。

2.2 L2Ⅱ下气组出水可能性分析

L2Ⅱ下气组属低阻气层，物性较差，试井渗透率2mD～11mD，有效厚度0.6m～6m，平面非均质性强;探井3井无阻流量0.5万方/天，A9H井类比无阻流量约6万方/天，劈分日产气约2万方/天，A9H井距离气水界面约1.6km。综合物性、产气能力、气水分布，A9H井L2Ⅱ下气组出水的可能性较小。

2.3 L2Ⅲ上气组出水可能性分析

L2Ⅲ上气组为一套高阻气层，整体物性较好，孔隙度26.3%，试井渗透率60mD-683mD，生产井无阻流量51万方/天-218万方/天，A9H井劈分日产气约20万方/天。A9H井位于气藏高部位，距离内边界约2.3km，该气藏距离内边界最近是底部位的A12H井。L2Ⅲ上气组储层能量较充足，水体倍数为35倍左右。预测A9H井在L2Ⅲ上气组见水时间为2019年1月，A12H井为2017年10月。综合物性、气水分布和数模预测，L2Ⅲ上气组最早出水的生产井应为低部位的A12H井，A9H井在该气组最早见水的可能性不大。

结合见水原因分析结果，油藏认为L2I下气组出水的可能性较大，L2Ⅱ下气组出水的可能性较小，L2Ⅲ上气组最早见水的可能性不大。若L2I下气组见水，预测A9H井2017年10月水淹关停。

由于A9H井下管柱有泵开式剪切球座，内径1.25in，测井仪器无法通过，无法进行常规控水作业，需动管柱，但平台无修井机，仅能进行连续油管和钢丝作业，因此必须动用钻井船进行动管柱作业，作业成本极高，且在修井后对产能影响较大。A9H井多层合采，各小层的压力、产能均不清楚，存在最大出水层位即是主力气层的风险，产水上升快，存在水淹关停时间早于预期的风险。

总体来说该井实施找水/控水的工艺措施难度较大，工程和储层保护风险较高，如何对该井实施有效控水以达到延长生产周期的目的，成为工艺人员亟待解决的问题。

3 创新方案

为携带出A9H井筒内的液体，需要提高气量防止水淹。但过度开大油嘴，气井产能下降过快加速水淹，因此需要找到平衡点，确定气井合理的工作制度。

3.1 “微正流量”生产模式挖潜能

当气井出现水侵以后，如不能持续将水携带出井筒，将会引起气井生产的不稳定，造成井筒积液对储气层产生很大的回压，并最终导致气井水淹而过早停喷，严重影响气井采收率，且气井出水将使得油管内由气相单相流动转变为气液两相流动，导致井筒举升矛盾加剧，油管内流动压力损失变大[2]。由此可见，在气井转入带水生产阶段时，需适当增加生产压差，提高气量持续地将地层水携带出井筒。但是如果气量过大将进一步加剧底水锥进，造成地层水对产层的污染，使压力和产量迅速并大幅度下降。此外，大气量生产还有可能引起井底坍塌，造成渗透层和油管的堵塞，加剧气井生产情况的恶化。因此在气田出水时，应将气井气量控制在微正流量（略大于最小携液流量），出水气井采取微正流量生产下既能持续不断得将水携带出井筒又不会加剧出水。通过对Turner最小携液模型[3]的优化，可以推导出最小携液流速和最小携液流量公式，即：

根据上述公式可以看出微正流量不是一个恒定不变的值，而是一个随着气井的不断生产和工况的变化而实时改变的值，其中井底流压是对最小携液流量影响最大的参数。因此在实际生产时，用井底流压来表征微正流量是比较实用的，在一定的工作制度下，如果井底流压呈上升趋势，则说明井底积液增加了，此时流量小于最小携液流量，不满足微正流量生产，应开大油嘴减小井口压力，提升产量。据此气田操作人员首先进行了气井最低流量的携液能力测试，经过测试A9H井的流量低于15万方/天的情况下，气井的携液能力不能满足生产需求，将会导致井筒积液。随后将该井的生产数据代入公式2中计算得到最小携液流量为15.5万方每天，与现场实测值15万方每天十分接近。根据这一情况，见水初期气田决定将A9H井的产量控制在约16万方/天，基本该井实现压力、温度、产量稳定。在满足最小携液量条件下，通过调整气井生产参数，充分利用下层产气，上层产水的自喷排水能力，减缓气藏水锥速度，保证气井携液速度与气藏水锥速度之间的动态平衡，采用微正流量生产至今，A9H井出水得到有效治理。

3.2 优化选井逻辑，实现选择性关井

出水井产液大幅增加之后，已经不具备长时间的关井条件，因气井出水具有不可逆性，一旦长时间关井，会造成井筒积液，大量积液产生的巨大阻力，造成开井困难，甚至水淹停喷，因此出水井生产时一定要采取措施避免意外关井。

根据乐东22-1气田逻辑设计，压缩机故障停机后相应工艺流程前端的生产井会自动关闭，造成出水井回压突然升高。为保证A9H井持续稳定生产，减少井筒压力激动，由乐东22-1气田党支部牵头，开展头脑风暴，梳理排查可能引发A9H井意外关停的各种因素，经反复分析论证，在生产安全两相顾的前提条件下，创造性的提出了优化压缩机选井逻辑，改变以往压缩机停机“一刀切”的关井模式，细化关井选项，由控制室操作工根据工况“选择性”关井，避免了A9H井在压缩机故障停机时关井，同时将A9H井物流通过生产分离器出口压力调节阀放空，保证该井流体在井筒内持续稳定流动，消除了井筒积液风险。

3.3 优化大修方案，实现“停产不停井”

为了进行设备维护改造，气田每年要进行大型维修，基于安全性考虑，传统做法是关闭所有生产井开展“停产检修”，但在气井大量见水后这种“停产检修”的模式已经不能适应生产需要。为避免A9H井水淹停喷，气田将检修内容分为放空系统和非放空系统两类，将具体作业内容及隔离方案进行优化，把放空系统检修转移到正常生产期间开展，非放空系统检修时则将A9H井导入放空流程进行连续放空清喷，清除井筒积液，既保证了大修作业安全，又保证了井内流体的持续流动，连续两年实现了大修“停产不停井”。

3.4 加密动态监测，完善清喷方案

针对A9H井出水量急剧增加的严峻形势，气田增加了产能测试频率，定期对压力、温度、产气、产液及水样氯离子等数据进行统计分析，提前预判生产风险，同时考虑避台期间生产关停的影响，编制了应急清喷方案，明确了A9H井清喷实施条件、清喷实施风险点及安全操作注意事项，累积实施紧急清喷3次，成功将A9H井抢救回来并维持良好的生产工况，为气田的稳产增效提供了坚实的基础。

4应用推广及效益情况

4.1 项目效益

针对A9H气井实施找水/控水工艺措施难度大、工程和储层保护风险较高、产水量“爬梯式”上涨的特点，决定绕开常规的排水采气方法，在气量大于临界携液量的“微正流量”模式下，实时调整A9H井油嘴开度，持续监控压力、温度变化趋势，同时采取大修“停产不停井”、优化选井逻辑、制定应急清喷方案等措施，成为延长该井生产周期的重要手段。2017年以来，生产人员不断完善优化“微正流量”为主的综合控水采气技术，实现A9H井平稳生产至今，增产天然气约1亿方，有效推进了气田高质量发展。

4.2应用推广

随着开采时间的增加和开发程度的加深，气田必将面临一个较严峻的问题，即含水气井不断增加。这将严重地威胁气井生产的稳定，使产气量急剧下降，其结果将使气井被水淹而造成停产，大大降低气井采收率。乐东22-1气田投产已逾十年，各气井产水量均存在不同程度的上涨，A5H、A20H同时也存在产水量大、产水上升速度快的现象。通过应用“微正流量”为主的综合控水采气技术，并根据每口气井的生产工艺参数进行优化，A5H、A20H井的产水上升速度得到明显遏制，产气量维持微弱自然衰减趋势，有效延长了出水井的生产周期。

该技术转化程度较高，应用范围广泛，尤其对于实施找水/控水工艺措施难度大的气井提供了一种延长生产周期的解决思路，并已在多口出水井的生产管理上推广应用，取得了良好的经济效益，具有较高的推广性和可操作性。

参考文献：

[1] 王宝华，熊庆粉，郑展，何玲玲.浅析气井井筒积液及处理方法[J].中国科技期刊数据库，2018，（01）：197-198

[2] 金光智.崖城13-1气田水淹气井的特征及复产方法[J].天然气技术与经济，2013，7（5）：34-36

[3] 常渭濤，高飞.临界携液模型在苏里格气田的适应性分析[J].辽宁化工，2013，（8）：960-963