凝析气藏气井产能影响因素研究

徐 伟，杨 艳

(中国石油大港油田公司 勘探开发研究院，天津 300280)

X区块气藏是一个以中高凝析油含量为主、具有中等储量规模的层状构造凝析气藏，油气在纵向上和平面上的分布受到多种因素的综合影响，表现出复杂气藏特征。该区块各井投产初期产气量都在10×104m3以上，但随着生产的延续，部分气井配产过高而造成产量迅速下降。而在实际生产过程中，随生产时间的延续、地层压力的下降、凝析油的反凝析污染或地层水产出等因素的影响，气井产能是逐步下降的。针对这种情况，本文全面详细研究了X区块凝析气藏气井产能影响因素和影响程度，为气井经济、高效生产运行提供了分析方法和技术手段。

1 气井产能情况

bs7、bs8、q18-18井为X区块凝析气藏生产较好、具有代表性的气井。利用该区块各气井生产过程中动态资料，对各井不同时间产能进行计算[1]，结果表明,无阻流量随生产时间增加而大幅下降(见表1)。X区块储层非均质性强，单井控制半径较小(仅约500 m)，易造成压力快速下降、反凝析污染、产水率上升等现象，影响单井产能。

表1 一点法无阻流量计算表

2 气井产能影响因素研究

X区块气井产能变化的主要影响因素有地层压力下降、凝析油反凝析污染、产水率上升三大方面，各井产能在不同阶段受不同因素影响的程度各异。

2.1 压力下降对气井产能变化的影响分析

根据气井稳定二项式产能方程，选取X区块生产较好的三口气井动态数据进行回归拟合[5]，所得回归方程式及拟合图版符合二项式关系(见图1)，气井产能随地层压力的降低而降低，回归方程如下：

式中:QAOF为气井无阻流量，104m3·d-1；PR为地层压力，MPa。

随着地层压力的下降，天然气偏差系数、黏度、气层渗透率、有效厚度等发生变化，影响二项式系数A、B，对气井产能产生进一步影响，其中天然气偏差系数(Z)与黏度(μg，mPa·s)的变化对气井产能影响较大，根据郝玉鸿[3]采用变化的二项式系数A、B重新计算bs8井的无阻流量(见图2)，随着地层压力的下降，Z值先降后升，μg呈下降趋势，Z×μg值呈下降趋势，据此重新计算无阻流量(Q′AOF),与原方法计算的无阻流量(QAOF)相比，Q′AOF初期差异较小，PR降至31 MPa后差异逐渐显现，在气井开采中后期更为明显。

2.2 反凝析对气井产能变化影响分析

X区块平均凝析油含量达337 g/m3，为中高凝析油含量的凝析气藏，根据所选三口井(bs7、bs8、q18-18)生产资料，利用开发软件对单井进行动态拟合[6]，拟合出各井表皮因子如表2所示。拟合结果表明，随着生产时间的增长，反凝析加剧，各井表皮因子都逐渐增加，使得储层含液(油、水)增大，孔渗下降，单井气产量随之下降。计算bs8井IPR曲线(见图3)，初期无阻流量66×104m3/d，反凝析发生后，气井无阻流量由23.2×104m3/d降至15.6×104m3/d，平均下降32.8%，表明凝析油反凝析造成的地层伤害比较大。

表2 单井动态拟合数据表

2.3 产水对气井产能影响程度研究

气井产水对气井产能影响较大，实验以及X区块气井的生产实际情况证实：在储层中以气相状态存在的凝析水对气井产能影响不大，液态游离水则对气井产能影响十分严重[7]。

通过分析气水相对渗透率关系(见图4)，当残余气饱和度范围在14%～16%时，平均气水相对渗透率为14.7%，当含水饱和度大于束缚水饱和度后，气相相对渗透率大幅度下降，直接影响气井产能。而地层温度与水饱和蒸汽压力有着直接关系(见图5)，X区块地层温度在102～107 ℃下的水饱和蒸汽压为119～144 kPa，地层温度在160 ℃左右的饱和蒸汽压在1 000 kPa左右。这说明当温度较低时，水饱和蒸汽压力相对较稳定，当温度升高达到某一值时，水饱和蒸汽压力会迅速上升。

通过分别研究X区块各气井生产饱和含水量得知，各单井之间存在很大差异，bs8井与q18-18井并未达到气藏的饱和含水量，说明此时没有产出地层水，产水为凝析水，bs7井超过饱和含水量，但量不大，说明产水部分为地层游离水，后期产水以地层游离水为主，q12-18与q16-16井初期水气比分别为16.05 m3/104m3和3.00 m3/104m3，说明射穿了水层或者气水同产层，从而产出大量地层水，而bs703井初期产水显示接近饱和，但生产仅一月以后，水气比由0.73 m3/104m3上升为1.72 m3/104m3，说明存在明显水侵。

在不同产水率下，井底含水饱和度大小对储层也有一定伤害，当地层压力越大，生产水气比就越高，液相伤害倍数越大。以bs7井地层凝析气中饱和含水量为例，从理论饱和水气比与实际生产水气比对比看，bs7井在低于25 MPa以后，水气比明显高于饱和凝析水气比，反映了有大量的液态游离地层水产出[8]。

综合分析气相相对渗透率与不同地层压力和不同生产水气比间关系，如图6所示，地层压力从40 MPa下降到25 MPa范围内，如果生产水气比从1.0 m3/104m3增长到1.8 m3/104m3，气相相对渗透率将降低70%。说明地层产水一旦超过它的饱和凝析水量，也就是地层液态水入侵以后，气藏产能将迅速降低，但后期下降较缓慢。

从bs7井压力、水气比与无阻流量关系图(见图7)看出，理论饱和水气比将随地层压力的下降缓慢上升，而实际生产水气比在地层压力为30 MPa时就开始大于理论凝析水，由此反映地层中有一定量的液态游离水产出，则含气饱和度和气相相对渗透率开始下降。在低于25 MPa以后，水气比明显高于饱和凝析水气比，反映了有大量的游离地层水产出，气井产能大幅度下降，最终导致气井在地层压力较高水平(20～22 MPa)停喷[9]。

3 结论

1)地层压力下降，气井无阻流量随之也下降。

2)随着生产时间的增长，表皮因子都逐渐增加，单井气产量随之也下降。

3)水是气井正常生产最大的威胁，尤其是气井生产中后期的游离水出现，将很快造成气井停喷。

4)通过对X区块气井产能影响因素的研究，为该区块气井的产能评价和合理开发利用提供了依据。