李彥軍 ，李 鑫 ，李 媛 ，孟 潔 ，黃 燕 ，張 杰

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 710018）

蘇里格氣田蘇X區(qū)塊氣井控水配套技術研究

李彥軍1，2，李 鑫3，李 媛3，孟 潔3，黃 燕4，張 杰3

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 710018）

蘇里格氣田氣井產液主要有7種類型：返排工作液、凝析水、儲層內層竄水、原生層內水、次生層內水、套管外水竄、邊水。在單井施工過程中，不同的工序采用不同的控水配套技術可以有效的防止氣井產液。主要的氣井控水技術有：井位井型優(yōu)選、陣列感應測井識別氣水層、物理下沉劑控水、氣舉閥助排壓裂液。

蘇里格氣田；產液類型；氣井控水

1 產水現(xiàn)狀

1.1 區(qū)塊概況

蘇X區(qū)塊位于蘇里格氣田西區(qū)北部，橫跨鄂爾多斯盆地伊陜斜坡、伊盟隆起兩個構造單元，區(qū)域構造為一寬緩的區(qū)域性大單斜，區(qū)塊面積約1 845 km2；區(qū)塊主要目的層為盒8、山1。

1.2 產水現(xiàn)狀

蘇X區(qū)塊共完鉆探井33口，生產井54口，平均氯根 2 700 mg/L，共投產 18 口，日產氣量 50×104m3，日產液量43 m3，水氣比 0.86 m3/104m3。

2 氣井產液類型

氣井生產過程中產水主要有7種形式：返排工作液、凝析水、儲層內層竄水、原生層內水、次生層內水、套管外水竄、邊水。

2.1 工作液返排

鉆井過程中的泥漿濾液、沖砂過程中的沖砂液、措施作業(yè)的壓井液、壓裂液，特征是出水量迅速下降，伴隨著產量的回升，水樣礦化度接近工作液。漏失范圍和滯留狀態(tài)不易確定，難以定量評價，只能根據(jù)出水動態(tài)估算返排的時間階段。

2.2 凝析水

凝析水含量是溫度、壓力和礦化度的函數(shù)，根據(jù)經驗公式計算地層凝析水含量，特征是水氣比低（不超過0.5），與產量同步（氣多水多），對氣井生產無影響。

2.3 原生層內水

成藏過程中充氣不足的低滲區(qū)或低滲帶包圍的高滲區(qū)（零星分布的水體），蓋層封隔性不好有溢出（低部位高含水，測井解釋為氣水同層），生產壓差＞毛管力束縛，儲層泥質含量20%～30%，根據(jù)實驗回歸，排驅壓力0.46 MPa～1.01 MPa，出水特征：氣水同層，開井即見水，零星水體，開采一段時間后出水。

2.4 次生層內水

儲層巖石壓實后，氣水壓縮系數(shù)與流動能力的差異使部分束縛水轉化為可動水，并參與流動可動條件，壓實后，形成次生層內水，當生產壓差＞毛管力束縛，形成次生可動水分布及出水規(guī)律，淺部位成藏期較短，充氣不足，束縛水飽和度高，次生可動水在淺部位形成的潛力較大；目前深部位開采強度大于淺部位，壓降較大，因此目前深部位的次生可動水量多于淺部位；次生可動水的聚集（大壓差、關井）將形成水鎖，導致嚴重的近井二次污染，應加強疏通[1-4]。

2.5 儲層內層竄水

儲層與水層或儲層與隔層之間的壓差達到突破壓力[5]，導致垂向流動，單獨水層的水隔層的原生或次生可動水流動條件，壓差＞隔層突破壓力，流動面積、壓差、垂向連通性、水源水量，隔層突破壓力，隔層泥質含量 50%～70%，突破壓力 2.8 MPa～5.4 MPa，突破不可避免，只是突破早晚和出水量大小的差別，生產井見水途徑：隔層→儲層→生產井，水層→隔層→儲層→生產井。

2.6 套管外水竄

地層能量下降，應力改變，地層變形，形成套管與地層之間的縫隙（第二界面），一旦溝通水層或高出水層，易造成射孔處的高出水。水長期沖刷，攜帶走了近井附近的大量地層砂，增加了套管外井壁處的流動通道，一旦溝通水層，將造成大量出水。

2.7 邊水

受構造的影響賦存于河道低部位的水體，生產過程中，氣井出水量持續(xù)增長，產氣量下降明顯，嚴重影響氣井生產。

3 防水配套技術

根據(jù)氣井產水規(guī)律，針對氣井施工不同工序進行氣井防水措施[8-10]。

3.1 井位井型優(yōu)選

3.1.1 優(yōu)選構造高部位井 沿軸線、占高點，頂密邊稀，井距300 m～600 m，井距離氣水邊界400 m～1 200 m，盡量采用水平井，降低邊水影響，發(fā)揮主力層的作用。

實施效果：在構造高部位部署井位，能有效避免邊水影響，蘇1井試氣無阻流量54.75×104m3/d，氯根4 653 mg/L，測試未出水。

3.1.2 優(yōu)選水平井井型 水平井儲層接觸面積大、單產高、生產壓差小，有利于抑制大壓差造成的出水、出砂，邊底水油氣藏（抑制水進）、裂縫性油氣藏（垂直裂縫相當于壓裂）、單一薄層。

蘇X區(qū)塊目前投產水平井2口，平均日產氣量8.67×104m3，平均日產水0.312 m3，水氣比0.036 m3/104m3，遠低于區(qū)塊平均水氣比（見圖1，圖2）。

圖1 蘇2井生產曲線

圖2 蘇3井生產曲線

3.2 陣列感應測井識別氣水層

雙感應測井存在局限性，深感應測井分辨率低，中感應響應函數(shù)不對稱，不能滿足薄層分析需要：僅提供深、中兩條曲線和八側向組合，不能準確反映沖洗帶情況；二維特性在井眼附近變得復雜，高電導率侵入將嚴重影響測量結果。

陣列感應測井采用多個探頭、多個頻率測量地層信息，測量信息多、縱向分辨率高、分辨率統(tǒng)一、探測深度大、測量精度高、準確確定地層真電阻率的優(yōu)點，可有效識別氣水層。

蘇4井深3 569 m至3 570 m，雙側向電阻率為54.4 Ω·m，解釋為氣層，但是陣列感應出現(xiàn)負異常，為典型的水層。井深3 597.3 m至3 600 m，雙側向電阻率為30 Ω·m，解釋為氣水層，但是陣列感應出現(xiàn)正異常，為典型的氣層。

蘇5井井深3 490 m至3 494 m和井深3 515 m至3 519 m，雙側向電阻率為35 Ω·m，解釋為氣水層，但陣列感應解釋為氣層。最終該井不產液，日產氣量4×104m3。

3.3 物理下沉劑控水

通過上浮劑和下沉劑在裂縫的頂部和底部形成人工遮擋層，從而控制壓裂裂縫過度延伸，起到控水增氣的目的。在前置液中按1：1：1體積比比例摻混加入三種目數(shù)分別為 70～100、40～60、20～40 目陶粒，經過三次停泵使得支撐劑下沉，形成有效的隔層，避免前置液后續(xù)造縫向下延伸發(fā)展、攜砂液合理鋪砂提供基礎條件。

實施效果：截至目前，共開展該試驗8口井，其中蘇6井做了DSI測井，控縫效果較好，達到了控水目的。蘇7井從DSI壓前壓后對比可以看出，壓裂縫主要在儲層內發(fā)育，裂縫向上延伸至3 509 m，向下延伸至3 525 m，裂縫高度為16 m，壓裂縫在目的層內發(fā)育較強，且主要在目的層砂體內發(fā)育，而氣測解釋3 527 m以下為氣水層，因此能夠有效封隔底水氣藏（見圖3）。

圖3 試驗井試氣產液情況統(tǒng)計折線圖

3.4 氣舉閥助排壓裂液

注入氣自上而下逐次通過各級氣舉閥深入井筒積液，降低油層回壓，增強氣井攜液能力，保證氣井連續(xù)生產。氣舉閥與壓裂酸化管柱同步入井，在試氣排液和井筒積液時，利用高壓氣源（壓縮機）實施氣舉排液。

蘇X區(qū)塊共有17口井下入兩級氣舉閥（設計下入深度2 050 m、2 950 m左右），通過現(xiàn)場跟蹤效果，氣舉閥試驗井在1 d至2 d可以快速排出壓裂入井液量，平均返排率達到93%以上。

4 結論及建議

4.1 結論

（1）氣井出水一般分為工作液返排、凝析水、原生層內水、次生層內水、儲層內層竄水、套管外水竄、邊水等7種情況，在不同施工工序采取措施能有效抑制氣井產水。

（2）優(yōu)選構造高部位井，優(yōu)選水平井井型，能有效降低邊水影響，發(fā)揮主力層的作用。

（3）陣列感應測井能有效的解釋氣層，識別水層，防止水層被射穿。

（4）通過上浮劑和下沉劑在裂縫的頂部和底部形成人工遮擋層，從而控制壓裂裂縫過度延伸，能起到控水的目的。

（5）注入氣自上而下逐次通過各級氣舉閥深入井筒積液，降低油層回壓，增強氣井攜液能力，保證氣井連續(xù)生產。

4.2 建議

（1）蘇X區(qū)塊開發(fā)程度相對低，地質認識不清楚，儲層高含水，因此為尋找有利目標區(qū)，建議向西面評價過程中推廣應用陣列感應測井。

（2）氣舉閥與壓裂酸化管柱同步入井，在試氣排液和井筒積液時，利用高壓氣源（壓縮機）實施氣舉排液，建議在區(qū)塊推廣應用。

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TE375

A

1673-5285（2017）10-0070-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.017

2017-09-28