張 偉，韓興剛，徐 文，孫 振，羅建寧

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018； 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018)

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蘇東氣井產(chǎn)水原因分析及控水生產(chǎn)研究

張 偉1，2，韓興剛1，2，徐 文1，2，孫 振1，羅建寧1，2

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018； 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018)

針對蘇里格氣田東區(qū)氣井普遍產(chǎn)水的問題，采用不穩(wěn)定分析方法，對具有單井計量、地層壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)的多口井進行歷史數(shù)據(jù)擬合，得到了控制蘇東氣井產(chǎn)水量大小的方法。研究表明：蘇東氣井生產(chǎn)壓差大于7.0 MPa時，氣井產(chǎn)水量快速增加，穩(wěn)產(chǎn)期縮短；生產(chǎn)壓差在5.0～7.0 MPa時，既可以保證氣井穩(wěn)產(chǎn)，又延長了氣井生命周期；生產(chǎn)壓差小于5.0 MPa時，氣井仍有提產(chǎn)空間。利用研究成果可快速有效地判斷蘇東氣井生產(chǎn)指標的合理性，對致密砂巖氣藏控水穩(wěn)產(chǎn)有一定指導意義。

蘇里格氣田；致密砂巖氣藏；產(chǎn)水氣井；不穩(wěn)定分析方法；合理生產(chǎn)壓差

0 引 言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田作為中國致密砂巖氣藏的典型代表，近年來氣田開發(fā)取得了高效發(fā)展[1-2]，截至2013年年底，已具備年產(chǎn)天然氣240×108m3/a的生產(chǎn)能力，成為中國規(guī)模最大的天然氣田。在氣田穩(wěn)步發(fā)展的同時，氣井產(chǎn)水問題日益嚴重，而蘇里格氣田東區(qū)(以下簡稱蘇東)產(chǎn)水現(xiàn)象更為普遍，如何控制氣井產(chǎn)水量，保持氣井穩(wěn)產(chǎn)，是目前開發(fā)生產(chǎn)中的一大難題。目前，針對氣井見水研究大多著重于氣井見水后采用何種排水采氣工藝方法[3]，而對控制氣井產(chǎn)水量大小的方法研究相對較少。為此，首先深入分析蘇東氣井產(chǎn)水原因，找到影響氣井產(chǎn)水的主要因素，再根據(jù)產(chǎn)水原因采取針對性措施，減少氣井產(chǎn)水量，保障氣井穩(wěn)產(chǎn)。

1 蘇東氣井產(chǎn)水原因分析

1.1 蘇東氣井產(chǎn)水現(xiàn)狀

蘇東氣井為典型的致密砂巖氣藏，儲層物性差，非均質性強，氣井在生產(chǎn)過程中容易產(chǎn)水，部分氣井在投產(chǎn)初期就大量產(chǎn)水[4-7]。蘇東各集氣站2015年12月的生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果表明，蘇東各集氣站水氣比分布范圍為0.10×10-4～5.27×10-4m3/m3，平均水氣比為1.04×10-4m3/m3，約1/3集氣站水氣比超過1.00×10-4m3/m3，蘇東各集氣站均有不同程度的產(chǎn)水。

1.2 蘇東氣井產(chǎn)水原因

為了解蘇東各集氣站普遍產(chǎn)水原因，整理5 a來蘇東氣井測井解釋成果數(shù)據(jù)，有效數(shù)據(jù)為2 293個，數(shù)據(jù)范圍覆蓋蘇東氣田各區(qū)塊，具有一定的代表性。蘇東氣層的含氣飽和度分布范圍為29.2%～86.8%，50%以上氣層的含氣飽和度低于60.0%，平均含氣飽和度為58.8%?？紫抖绕骄鶠?.23%，滲透率平均為0.67×10-3μm2。說明蘇東儲層解釋的含氣性、物性整體較低，氣井在生產(chǎn)過程中易產(chǎn)水。

蘇東低滲巖心分析結果表明，蘇東儲層束縛水飽和度值較高，為37.8%，說明水為潤濕相。當儲層含水飽和度在37.8%～96.2%時，存在氣水兩相共滲區(qū)間，生產(chǎn)過程中易出現(xiàn)氣水兩相滲流過程。

葉禮友、高樹生等人[8-9]的研究結果表明：壓力梯度能顯著地影響氣、水相對滲透率曲線，隨著壓力梯度的增大，氣相相對滲透率曲線存在左移的特點，即在相同的含水飽和度下，壓力梯度越大，氣相相對滲透率越低，而水相相對滲透率隨壓力梯度的增大而增大，尤其在含水飽和度較高時這種情況更明顯。隨著壓力梯度的增大，束縛水飽和度點和殘余氣飽和度點都逐漸左移，等滲點也逐漸左移并降低。這說明壓力梯度的增大降低了氣相的滲流能力，提高了水相的滲流能力，導致開發(fā)過程中壓力梯度越大，氣井生產(chǎn)水氣比越高。

綜合以上分析，由于蘇東儲層含氣性、物性差，生產(chǎn)中易產(chǎn)水，此外，隨著生產(chǎn)壓差增大，氣井水氣比增大。針對具體儲層，含氣性和物性是難以改變的，因此，控制壓差生產(chǎn)，降低氣井水氣比，成為本次降水穩(wěn)產(chǎn)的主要研究方向。

2 合理生產(chǎn)壓差研究

為了解蘇東產(chǎn)水氣井生產(chǎn)壓差與水氣比的對應關系，開展氣井動態(tài)分析。由于蘇里格氣田目前大多采用多井串接集氣而不計量單井產(chǎn)水量，此外，蘇東氣井生產(chǎn)過程中難以定產(chǎn)或者定壓，一般是變產(chǎn)量制度生產(chǎn)，給氣井生產(chǎn)分析帶來困難?，F(xiàn)代氣井生產(chǎn)動態(tài)分析技術解決了這一難題，在傳統(tǒng)產(chǎn)量遞減分析技術的基礎上，把不穩(wěn)定試井的原理應用到日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)的分析中，通過對壓力、產(chǎn)量和時間函數(shù)進行相應的變換，實現(xiàn)了不關井條件下利用日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)對氣井生產(chǎn)特征進行定量評價的目的，Matter L 將以上現(xiàn)代生產(chǎn)動態(tài)分析理論編制成FAST.RTA軟件，得到了較廣泛的應用[10]。

本次研究共收集、整理了34次的單井流壓測試及配套的單井計量數(shù)據(jù)，通過FAST.RTA分析得到了各井次的生產(chǎn)壓差、水氣比等數(shù)據(jù)(表1)。

由表1可知，氣井水氣比隨生產(chǎn)壓差增大而增大，當生產(chǎn)壓差小于7.0 MPa時，水氣比隨生產(chǎn)壓差增大而上升的速度較平緩；當生產(chǎn)壓差大于7.0 MPa時，水氣比隨生產(chǎn)壓差增大而上升的速度明顯加快?？紤]到在實際生產(chǎn)中，氣井需要保持一定的生產(chǎn)能力，當壓差小于5.0 MPa時，氣井產(chǎn)氣能力較低。因此，針對蘇東產(chǎn)水氣井，既能保證氣井生產(chǎn)能力又要保持較低水氣比的合理生產(chǎn)壓差為5.0～7.0 MPa。應用此合理生產(chǎn)壓差，對資料齊全的17口氣井進行評價(表2)，經(jīng)過34次測試，認為16次測試結果的生產(chǎn)壓差小于5.0 MPa，還有提升空間；3次測試結果的生產(chǎn)壓差在合理生產(chǎn)壓差范圍內(nèi)，在生產(chǎn)中可密切觀察，保持目前配產(chǎn)；15次測試結果的生產(chǎn)壓差大于7.0 MPa，井底壓力下降過快，水氣比上升過快，氣井穩(wěn)產(chǎn)時間縮短，建議氣井降低產(chǎn)量，盡可能延長氣井穩(wěn)產(chǎn)期。

表1 蘇東地層壓力監(jiān)測氣井FAST.RTA預測結果

表2 流壓監(jiān)測數(shù)據(jù)評價結果

3 現(xiàn)場應用

對2015年蘇東高峰供氣加熱爐生產(chǎn)井進行了及時跟蹤，應用FAST.RTA軟件對11口生產(chǎn)井數(shù)據(jù)進行了預測分析，并運用合理生產(chǎn)壓差對氣井進行了實踐指導(表3)。分析認為，11口井經(jīng)過配產(chǎn)調整后，水氣比下降，套壓降速率變緩，穩(wěn)產(chǎn)期明顯延長。SD18、SD19、SDH1、SDH3、T33井調產(chǎn)后，水氣比降低，套壓降速率下降，但仍有進一步下調空間，建議后期可繼續(xù)降低配產(chǎn)，提高氣井穩(wěn)產(chǎn)期?，F(xiàn)場應用結果表明，應用該評價指標有效降低產(chǎn)水氣井的水氣比，降低壓降速率，保障了氣井穩(wěn)產(chǎn)。

表3 2015年冬季調峰井控壓生產(chǎn)應用效果對比

4 結 論

(1) 蘇東儲層含氣性、物性整體較差，束縛水飽和度高，隨著生產(chǎn)壓差增大，水氣比逐漸增大。

(2) 蘇東氣井合理生產(chǎn)壓差為5.0～7.0 MPa，當蘇東氣井生產(chǎn)壓差大于7.0 MPa時，氣井產(chǎn)水量迅速增大，穩(wěn)產(chǎn)期縮短，研究成果可快速有效地判斷蘇東氣井生產(chǎn)指標的合理性，用于指導實際生產(chǎn)。

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編輯 張耀星

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.025

20160309；改回日期：20160706

國家科技重大專項“低滲低豐度砂巖氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)技術”(2011ZX05015-001)

張偉(1984-)，男，工程師，2006年畢業(yè)于中國地質大學(北京)石油工程專業(yè)，2012年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)主要從事氣田開發(fā)方面的科研、管理工作。

TE348

A

1006-6535(2016)05-0103-03