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（汇报）汇报人：孙雷等(Tel:13880551875)(028-83032071)中海油开发部气田开发技术研讨（凝析）气井开采分析技术西南石油学院油气藏地质及开发工程国家重点实验室（2006.8.24～25）第一部分水驱气藏气井出水开采工艺技术部分引自四川局杨川东高级工程师讲义一、水驱（产水）气藏地质及开发特征四川：三迭系、二迭系，以及上震旦统碳酸盐岩低孔低渗、裂缝——孔隙型、非均质气藏。中原：第三系沙河街组低渗断块复杂类型气藏、凝析气藏，如文23、濮67、白庙、桥口等。特点：1）纵向上多产层、横向上多裂缝圈闭。2）气田小、多，且高度分散。3）天然气多储存于中深部层位。4）气田水类型为共存水、边水、底水。4）气田采出程度低,气井出水是导致产量大幅度下降的主要原因。一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征分类情况按采出程度分按出水分小于30%的气田30~50%的气田50~70%的气田大于75%的气田有水气田占气田总比例单位个个个个个个数量161326256986.3四川水驱（产水）气田开发分类情况注：来源于广汉采气工程研究院杨川东教授级高工的讲义一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征产水气藏开发中后期采气工程面临的技术问题：气井出水严重威胁气井的高产稳定，使产气量急剧下降，甚至导致气井水淹停产，从而大大降低了气藏的采收率。因此，了解产水气藏生产动态特征，分析气井出水原因，评价产水对气井生产的影响，掌握气井带水生产工艺和气井排水采气工艺，提高产水气藏的最终采收率是很有必要的。技术问题四川产水气井生产过程一般可分为四个阶段：•无水或仅含气态可凝析水生产期，产量上升阶段；•稳产阶段，气井此阶段时间较短甚至无稳产期；•递减阶段即排水采气阶段，气井一旦见水产量递减较快，一般采取多种排水采气工艺缓解气井递减；•最后为低压小产量生产阶段。生产动态特征一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征影响气井出水的主要因素一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征1）气井控制范围内地层平衡共存水或边底水活活跃程度；2）地层岩性结构及储层非均质性；3）原始气水界面距井底高度及水体体积；4）气藏温度、压力；5）气井采气速度及生产压差。气井出水阶段的划分一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征（1）预兆阶段：压力、气产量、水产量无明显变化。但气井水中氯根含量明显上升，由几十上升到几千、上万mg/L。（2）显示阶段：水产量开始上升，井口压力、气产量波动。（3）出水阶段：气井产出水量增多，井口油压和气产量开始明显下降，而油套压差明显增加。地层水侵量的预测一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征临界流量试井方法进行预测（同回压试井）由小到大调整气井产量进行测试，但各测点气量增加幅度要小，各测点气产量稳定后，分析水的氯根含量，氯根稳定后，转入下一点测试。测试中，氯根开始出现升高的气量即为出水临界流量，相应的压差即为出水临界压差。已知气态可凝析水和地层水的氯根含量和气井产出水的氯根含量，预测地层水的侵入量。地层水侵量的预测一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征式中：Vw——地层水侵入量，m3/d；qw——气井水产量，m3/d；qsc——气井气产量，m3/d；x——凝析水氯根含量，mg/L；y——地层水氯根含量，mg/L；Z——气井产出水氯根含量，mg/L；W1——在井底压力和井底温度下的天然气含水量，g/m3；W2——在井口压力和井口温度下的天然气含水量，g/m3。产水气井近井地层渗流特征及水的危害性一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征由于气藏水体是弹性能量有限的封闭性水体，气藏的驱动动力主要靠天然气弹性膨胀能量，气藏水侵的主要作用不是驱替气体补充气藏能量，而是封堵近井气层，危害天然气的产出。危害的程度和方式决定于气藏储集层基本结构模式在流动条件下的能量分配关系。气藏边、底水侵入的渗流能量关系一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征（1）主体渗流裂缝通道的能量处于低能级状态，是水侵流体汇集和渗流的主要通道；（2）中小支缝能量处于中级能量状态，是水侵流体汇集的孔道网络；（3）孔隙（洞穴）处于高能级状态，是向裂缝补给流体的来源；（4）压力波传播的方式是选择在能量处于最低级的状态的主干缝向远处传播。气藏侵水渗流特性一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征①气藏顶部和轴部为裂缝发育带，是气藏边、底水的活跃区。②储层渗流介质模型决定边、底水的活动方式主要是沿裂缝或高渗带不规则窜入。水体内（溶解气）膨胀能量又驱使地层水沿高渗透裂缝，以“短路”形式窜入气藏，是水侵重要特点。③对碳酸盐岩而言，由于岩石的亲水性和渗析作用，主干裂缝的水向小裂缝和溶蚀孔洞侵染洞壁和喉道形成吸附膜，使本来已很低的渗透率更加降低，从而封闭孔洞和小裂缝未排出的气形成死气区。出水气井近井地层水侵渗流特性一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征而中原气藏、凝析气藏属于深层低渗、高温、异常高压、富含共存水和凝析水的复杂类型砂岩气藏、凝析气藏，受这些特征的影响，中原气井和凝析气井易产生井底积液反渗析以及近井地层反凝析动态地层伤害，导致气井产能释放缓慢。根据国内外同类气藏和凝析气藏开发与开采的经验，科学高效开采中原凝析气藏，仅靠常规气藏、凝析气藏气井开采工艺技术很难实现，必须在气藏开发初、中期尽早开展与之相适应的专项配套排液采气工艺技术研究。出水气井产出水类型一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征①块状气藏，储层结构以微裂缝、孔隙为主要通道，水流向井底表现为锥进，呈现为水锥形出水。②层状气藏，渗流通道以断层及大裂缝为主，边水沿大裂缝窜入井底，形成断裂性出水。③多层气藏，水沿局部裂缝、孔隙较发育的层段流入井底，成为水窜型出水。④共存水含量高的气藏，局部区域中水随气流带入井底，水量时多时少，氯根含量时增时降，形成阵发型出水。气井出水的危害性一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征中原、四川大多数气藏地层水水体是弹性能量有限的封闭水体或与气共存的平衡水，气藏驱动能量主要靠天然气弹性膨胀能量，气藏水侵的主要作用不是驱替气体补充气藏能量，而是封堵气层和在气井井周形成高的地层水渗流通道，阻碍天然气的产出。有水气藏气井出水危害性主要表现一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征（1）气藏水侵和气井出水后，地层水沿裂缝和高渗带窜入对气藏产生有害分割，形成高压死气区，使最终采收率降低，水驱气藏的平均采收率仅为40～60%左右，还有30～50%以上的储量，因水对天然气渗流区的封隔而采不出来。这些气必须靠排水采气工艺才能采出来。有水气藏气井出水危害性主要表现一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征注：来源于广汉采气工程研究院杨川东教授级高工的讲义有水气藏气井出水危害性主要表现一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征（2）气井出水后，在毛管压力作用下，一方面侵入水向主干裂缝两侧的支缝网络的孔隙介质中渗吸，降低了基岩体中气体的相对渗透率使其向主裂缝中能力降低；另一方面井筒积液在液柱回压和微孔道毛管压力作用下，对近井地层形成反渗吸水锁效应，使气井产量迅速下降，提前进入递减期，降低气藏的采气速度。有水气藏气井出水危害性主要表现一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征（3）气井出水后，气井生产管柱内形成气水两相或多相流流动，管柱内的阻力损失和气藏的能量损失显著增大。两项阻力损失约占地层能量的50～80%。从而导致气井自喷带水能力变差，生产逐渐恶化乃至因严重积液而停喷。有水气藏气井出水危害性主要表现一、水驱（产水）气藏的地质及开发特征注：来源于广汉采气工程研究院杨川东教授级高工的讲义出水点出水后趋势出水前趋势水驱气藏开采原则（1）优化采气速度，最大限度延长气井无水采气期，提高气井无水期天然气采出程度。（2）气井出水后，应根据气藏储层性质，气水关系，气水同产井生产特点，分别采取堵水或相应的排水采气工艺措施，延长气井带水自喷开采期。（3）气井一旦积液水淹,应及时采用人工助喷二次开采工艺排出井底积液以维持生产,直至气井枯竭废弃。2、水驱气藏的排水采气工艺技术（1）合理采气速度确定方法①经验法据四川、长庆、青海、中原等油田有水气藏开采实际资料或模拟计算证明，有水气藏采气速度＞5%后，气井开采效果明显变差。因此，有水气藏采气速度应控制在5%以下，一般3%左右较好。有水气藏开采措施1）优化合理采气速度，延长无水采气期2、水驱气藏的排水采气工艺技术②试井测试分析法a．常规试井法对产水气井进行常规稳定试井，生产指示曲线自某点以后开始上翘，气井在该点出水导致水气比上升，地层和油管中两相流动损失增加，此拐点对应的产量和压差qsca，Δp即该井最大合理产量和最大合理生产压差，据此可算出该井最大合理采气速度。1）优化合理采气速度，延长无水采气期2、水驱气藏的排水采气工艺技术1）优化合理采气速度，延长无水采气期2、水驱气藏的排水采气工艺技术1）优化合理采气速度，延长无水采气期b．临界流量试井法临界流量试井法也是通过出水气井临界流量进行试井测试，按前图同样方法确定临界流量qsc，再计算出气井的合理采气速度。2、水驱气藏的排水采气工艺技术1）优化合理采气速度，延长无水采气期③公式计算法首先计算无水临界压差式中：pr——地层压力，MPa；pwf——井底压力，MPa；Ｈ——气层厚度（从气层顶到气水界面的距离),m；hdt——气层钻开厚度，m；ρw——地层水密度，t/m3；φ——由钻开程度（）和（rw－井眼半径，m）确定。2、水驱气藏的排水采气工艺技术1）优化合理采气速度，延长无水采气期φ与和的关系2、水驱气藏的排水采气工艺技术1）优化合理采气速度，延长无水采气期由临界压差计算临界流量式中：qsc——临界无水流量，103m3/d；a、b——二项式系数，由试井确定。2、水驱气藏的排水采气工艺技术2）堵水采气技术措施①堵水技术类型a、选择性堵水采用化学堵剂堵水。先采用封隔器并分隔水层，再对水层用堵剂进行水层封堵，否则封堵剂可能对产层起副作用，降低油气产量。这类方法在工艺上较复杂，封堵后还需要做再次打开产气层的善后、复产工作。选择性化学堵水方法：特点在于堵剂通过与地层水的反应来阻止出水层段水的产出而不阻碍产层的开采。2、水驱气藏的排水采气工艺技术2）堵水采气技术措施美国及英国介绍了一种用于气井选择性堵水的聚合物：油包水乳状液——聚合物凝胶。该聚合物凝胶用烃稀释后或者直接以注入气水同产井内，能够大大降低该层内水相渗透率，而对该层气相渗透率则基本上不受影响，并能大大增加产出的气液比。2、水驱气藏的排水采气工艺技术2）堵水采气技术措施实例德国北部一砂岩气田，井深3440m，井温130℃，平均渗透率0.01，平均孔隙度12.7%，开采6年后，产水由2m3/d升到90m3/d，最终导致水淹弃井，1993年用选择性聚合物堵水处理后，产水降至不到1m3/d，恢复产气到10×104m3/d。2、水驱气藏的排水采气工艺技术2）堵水采气技术措施b、非选择性堵水非选择性堵水通常采用的用封隔器堵水和挤注水泥堵水的工艺技术。注水泥堵水必须遵循的原则①采取生产测井等技术手段弄清出水类型与性质，以及出水层段或漏失层段的位置。②处理层段必须与其它层段分隔开。③必须有遮挡层以防注水泥处理后发生水窜。2、水驱气藏的排水采气工艺技术2）堵水采气技术措施四川盆地白节滩气田B8井产层出水开采枯竭后，用SC－2型生产测井仪通过井温、流量和压力梯度曲线等生产动态测井找出出水层。采用注水泥塞对水层进行封堵，用清水替喷投产，使天然气产量从原来的0.5×104m3/d增加到3×104m3/d，气井不再产出地层水，使该井的找水、堵水获得了显著的增产成效。实例2、水驱气藏的排水采气工艺技术3）“三稳定”排水采气工艺技术“三稳定”排水采气工艺是通过优选气井角阀的合理开度，使气井在井口压力、产量、气水比三项生产技术指标保持相对稳定的条件下进行生产的工作制度。其实质是通过调节角阀来优选产气量，使气井在井筒中的天然气流速能达到连续排液的临界流速。2、水驱气藏的排水采气工艺技术4）人工举升排水采气工艺技术当气井生产中后期，依靠气井自身能量采用“三稳定”排水采气工艺技术已不能排除气井产出地层水正常生产时，