曹光強，姜曉華，張 磊

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3.華北油田公司第四采油廠，河北廊坊 065000）

澀北一號氣田位于三湖坳陷北斜坡區(qū)的短軸背斜，屬于第四系淺層生物成因氣田[1]，生氣區(qū)疊合含氣面積46.7 km2，累計天然氣地質(zhì)儲量990.61×108m3，為全國乃至全世界最大的第四系生物氣田[2]。其地質(zhì)特征主要表現(xiàn)在以下幾個方面：（1）構(gòu)造平緩、簡單、完整，無斷層發(fā)育；（2）儲層巖石粒徑小，物性總體上屬于“高孔中滲”；（3）儲層分布井段長，層多而??；（4）埋藏淺、氣層多、含氣井段長。澀北一號氣田出水類型有凝析水、工作液返排、層內(nèi)可動水、層間水、邊水五種類型，其中凝析水、工作液返排、層內(nèi)可動水這三種類型產(chǎn)水量小，對生產(chǎn)影響不大；而層間水和邊水對氣井生產(chǎn)影響嚴重，是綜合防治的主體。

1 澀北一號出水歷史及特征分析

1.1 出水歷史分析

澀北一號氣田出水歷史分三個階段（見圖1）：（1）凝析水期（試采～1999 年10 月），在這一階段氣田只產(chǎn)凝析水；（2）穩(wěn)定出水期（1999 年11 月-2004 年2 月），在這一時期出水相對穩(wěn)定，波動不大，整個階段水氣比基本都保持在0.1 m3/104m3以下；（3）出水快速增長期（2004 年3 月-目前），這一階段水氣比快速增加，從穩(wěn)定階段的0.1 m3/104m3迅速上升到目前的0.58 m3/104m3。從整個階段來看，氣水比目前絕對值相對還不是很高，但增加趨勢十分迅速，這說明部分層系邊水突破嚴重，出水形勢較嚴峻。

1.2 出水的危害

1.2.1 降低產(chǎn)能 氣層出水造成儲層的二次污染，降低了兩相流的滲透率，增加了流動阻力，降低了氣井的無阻流量。統(tǒng)計了澀北一號氣田7 口進行過2 次產(chǎn)能測試井的無阻流量。分析結(jié)果顯示，出水導(dǎo)致澀北氣田的氣井產(chǎn)能下降幅度達到了48.6 %（見表1）。

1.2.2 降低產(chǎn)量 從地層內(nèi)天然氣流動性和井筒的附加壓力損失角度分析，地層出水將導(dǎo)致產(chǎn)量遞減加劇。分析澀北一號氣田的單井產(chǎn)量遞減率與出水量的關(guān)系可以發(fā)現(xiàn)，出水量越大，產(chǎn)量遞減率越大。

圖1 澀北一號綜合開采曲線

表1 澀北一號氣田氣井出水前后無阻流量對比

澀北一號氣田除第I 開發(fā)層系外，井均產(chǎn)水量都呈現(xiàn)了逐年增加的趨勢，并且上升迅速。到目前為止由于出水而導(dǎo)致產(chǎn)量遞減的井占井總數(shù)的24 %以上，各層組的產(chǎn)量遞減率都在17 %以上（見圖2）。

1.2.3 加劇出砂 由于澀北一號氣田屬于疏松砂巖氣藏，以伊利石和伊蒙混層為主，隨著產(chǎn)出水的不斷流出，巖石的應(yīng)力發(fā)生變化，水流動就會產(chǎn)生很大的剪切力，將泥砂剝落攜帶出來，沙粒伴隨著水的流動從孔隙中流出直至生產(chǎn)井中。

1.3 出水特征分析

1.3.1 平面出水規(guī)律 在四個開發(fā)層系中，第I 層系處于構(gòu)造頂部，距離邊水較遠，由于重力的作用使其受邊水的影響相對較小，絕大多數(shù)井的氣水比都處在0.2 m3/104m3以下（見圖3）；第Ⅱ?qū)酉登闆r與第I 層系類似，由于距邊水較遠，氣層水浸現(xiàn)象還不明顯，大多數(shù)井都處在氣水比小于0.2 m3/104m3范圍內(nèi)；第III層系受水侵最嚴重，很大一部分區(qū)域的井水氣比都在1.0 m3/104m3以上，特別是在構(gòu)造邊部的井更為嚴重，如澀3-8 井氣水比超過了3.0 m3/104m3，急需采取控水、排水措施以應(yīng)對出水的危害；第Ⅳ層系是澀北一號的主力產(chǎn)氣層之一，從圖2 可看出邊水突破也很嚴重，并且邊水水線推進極不均勻，另外第Ⅳ層系層間水的影響也較突出?？傮w來說，構(gòu)造底部比構(gòu)造頂部水浸嚴重，構(gòu)造翼部比構(gòu)造內(nèi)部水浸嚴重，南北向比東西向水浸嚴重。

圖2 出水前后澀北一號氣田各層系的產(chǎn)量變化情況

圖3 澀北一號氣田各層系水氣比分布圖

1.3.2 縱向出水特征 縱向上來看，產(chǎn)氣量主要集中在Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ三個層系，其中Ⅳ是貢獻最大的產(chǎn)層，產(chǎn)氣量占全部的35.1 %。產(chǎn)水量從第Ⅰ到第Ⅳ層系呈逐漸增加的趨勢，如I 層系產(chǎn)水量為574.59 m3，而IV 層系達到了3 671.14 m3（見圖4），這是因為第Ⅳ層系處在構(gòu)造低部位，距邊水較近，邊水容易突破；另外由于產(chǎn)氣量大，低層壓力下降快，造成邊水水體同產(chǎn)氣區(qū)之間壓差較大，加快了邊水突破速度，使得產(chǎn)水量較高。

圖4 澀北一號氣田縱向上產(chǎn)水、產(chǎn)氣分布情況

縱向上水氣比規(guī)律不明顯（見圖5），但總的來說還是靠近邊底水的III、IV 層系水氣比較高，尤其是第III 層系水氣比最高，出水較為嚴重，這與平面出水狀況分析相一致。

圖5 澀北一號氣田縱向上水氣比分布情況

2 澀北一號排水采氣技術(shù)研究

由上節(jié)可看出，澀北一號氣田的出水已經(jīng)給氣田的產(chǎn)能、產(chǎn)量以及產(chǎn)層帶來了嚴重的危害，任由其發(fā)展必將會大大降低氣田的采收率。因此，急需開展排水采氣配套工藝研究以幫助消除和減緩產(chǎn)水帶來的危害，保障氣田穩(wěn)定、高效開發(fā)。

2.1 臨界流量計算模型優(yōu)選

氣井靠自身能量排水是最經(jīng)濟也是最簡單的排水方式，盡可能的延長自噴采氣期是每個氣田都遵循的一條基本的原則[3]。過早的采取排水采氣措施不能夠充分的利用地層的能量，加大了投入成本；而過晚的采取排水措施又會導(dǎo)致氣井積液，會給氣田和氣井本身帶來嚴重的危害。因此，準確的診斷氣井的積液時機，對制定合理的氣井工作制度，把握氣井排水采氣的時機以及采取適當(dāng)?shù)呐挪纱胧┚哂兄匾饬x。臨界流量計算方法以其使用簡單，可提前預(yù)測氣井積液時機等優(yōu)點（見表2），是國內(nèi)外常用的診斷氣井積液的方法。

目前常用的計算臨界帶液氣量的方法主要有TURNER[4]模型等。根據(jù)對澀北一號多口產(chǎn)水氣井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的分析，確定出了11 個數(shù)據(jù)點（水氣比從0.1～6.5 m3/104m3）實際的積液狀態(tài)，然后再與TURNER 模型、李閩模型[5]和動能因子方法（逼近法修正后動能因子下限取9.6）的診斷結(jié)果相對照來優(yōu)選適合澀北氣田臨界流量計算方法，對比結(jié)果（見表3）。從表3 中可以看出，若采用TURNER 模型，計算的臨界流量要比實際產(chǎn)量大很多，診斷氣井全部積液，這與事實差別較大；若采用李閩模型，11 個數(shù)據(jù)點中有4 個點診斷不準確，都是實際的已經(jīng)積液但它診斷沒有積液，說明李閩模型計算的臨界流量偏小；而動能因子方法診斷的結(jié)果比較理想，在統(tǒng)計的數(shù)據(jù)點中只有一個點和實際狀態(tài)不符合，是適合澀北氣田的臨界流量計算方法。

表2 各氣井積液診斷方法對比分析表

表3 各臨界流量計算方法結(jié)果對比表

2.2 氣田主體排水采氣工藝適應(yīng)性分析及優(yōu)選

排水采氣需要具有一定規(guī)模性，如果每口井都采用不同的排水采氣工藝措施，會大大增加氣田的開發(fā)成本。因此，排水采氣工藝的選擇首先必須根據(jù)氣田的整體生產(chǎn)特征，確定整個氣田的主體排水采氣工藝。

不同的排水采氣方式具有自身的特點和適應(yīng)范圍，排水采氣方式選擇時必須考慮排液量、排深、出砂、井身結(jié)構(gòu)、地層水礦化度、酸氣含量等多種因素的影響和適應(yīng)性。目前，國內(nèi)外常用的排水采氣工藝方法主要有：優(yōu)選管柱[6]、泡排、氣舉、射流泵、機抽、電潛泵、復(fù)合排水等。各排水采氣工藝的特點和適應(yīng)范圍見文獻[7]。針對澀北氣田易出砂，地層水礦化度高，不含腐蝕性氣體等的特點（見表4），結(jié)合不同排水采氣工藝的特點、適應(yīng)范圍以及措施成本等，優(yōu)選了澀北一號氣田的排水采氣方式：在開發(fā)的中前期地層壓力較高、產(chǎn)水較少的時候，選擇泡排、優(yōu)選管柱排水采氣措施，在開發(fā)的后期產(chǎn)水量大的時候選擇氣舉排水采氣措施或者泡排+氣舉或優(yōu)選管柱+泡排的復(fù)合排水采氣方式。

表4 澀北一號氣田基本情況數(shù)據(jù)表

2.3 排水采氣方式選擇模式

排水采氣是一個系統(tǒng)工程，是集氣藏工程、排水采氣工藝、地面工程于一體的技術(shù)，經(jīng)過分析和研究，形成了澀北氣田排水采氣的選擇模式。該模式主要從三個方面來進行排水采氣先導(dǎo)試驗井及排采措施的選擇：（1）結(jié)合地質(zhì)特征和生產(chǎn)動態(tài)選擇一批具有一定地質(zhì)儲量，生產(chǎn)潛力較大的井，理論模型和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)診斷氣井的積液，選出目前已經(jīng)積液或即將積液的井；（2）運用研制的排水采氣方式選擇控制圖初選積液井的排水采氣方式；（3）結(jié)合現(xiàn)場的實際和經(jīng)驗來最終確定先導(dǎo)試驗井及排水采氣方式，具體的步驟（見圖6）。

圖6 澀北一號氣田排水采氣方式選擇模式圖

2.4 應(yīng)用效果分析

根據(jù)澀北一號氣田的出水特征及出水類型，以消除或減緩出水對氣田、氣井危害和保持氣田水線規(guī)則、均勻推進為目的，篩選了一批試驗井開展排水采氣先導(dǎo)試驗，取得了較好的效果，詳細情況（見表5）。從表中可以看出措施后氣井的產(chǎn)量和油壓都有大幅度的恢復(fù)，油套壓差明顯減少，這說明實施的排水采氣措施有效的清除了井筒積液，提高了氣井?dāng)y液能力。

3 結(jié)論及認識

（1）目前澀北一號氣田已經(jīng)處于出水快速增長期。

（2）平面上第III 層系、第Ⅳ層系邊水突破最嚴重；縱向上第III 層系水氣比最高，出水較為嚴重?？傮w來說，構(gòu)造底部比構(gòu)造頂部水浸嚴重，構(gòu)造翼部比構(gòu)造內(nèi)部水浸嚴重，南北向比東西向水浸嚴重。

（3）推薦澀北一號氣田選擇動能因子模型作為臨界流量計算模型，建議其下限值取9.6。

（4）澀北一號氣田目前推薦采用泡排、優(yōu)選管柱及連續(xù)油管排水工藝措施，在后期產(chǎn)水量大的時候推薦采用氣舉排水或者泡排+氣舉或優(yōu)選管柱+泡排的復(fù)合排水采氣方式。

（5）建立了單井排水采氣方式選擇分析模式，提供了從氣井排水采氣時機把握到排采方式優(yōu)選一整套的系統(tǒng)分析方法和流程，現(xiàn)場使用效果良好。

表5 澀北一號氣田排水采氣先導(dǎo)試驗井措施前后對比表

［1］ 鄧勇，等.澀北氣田疏松砂巖氣藏出水規(guī)律研究［J］.石油天然氣學(xué)報，2008，30（2）：336-337.

［2］ 單高軍，杜志敏，等.澀北一號氣田出水動態(tài)分析［J］.新疆石油地質(zhì)，2010，30（1）：75-77.

［3］ 趙先進，姜青梅.用動能因子確定產(chǎn)水氣井合理工作制度［J］.斷塊油氣田，1996，3（4）：64-66.

［4］ R.G.Turner，M.G.Hubbard，A.E.Dukler. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells［C］.SPE，1969.

［5］ Li Min，Sun Lei，Li Shilun.New view on continuous removal liquids from gas wells［C］.SPE 70016，2001.

［6］ 楊樺，楊川東.優(yōu)選管柱排水采氣工藝的理論研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報，1994，16（4）：56-64.

［7］ 金忠臣主編.采氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：158-159.