李鳳穎，伊向藝，劉興國，盧 淵，查玉強

(1.中海油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057; 2.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059; 3.中石化西南分公司，四川 南充 637400)

河壩飛三有水氣藏治水對策研究

李鳳穎1，伊向藝2，劉興國3，盧 淵2，查玉強1

(1.中海油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057; 2.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059; 3.中石化西南分公司，四川 南充 637400)

在異常高壓有水氣藏開采過程中，氣藏水竄是產(chǎn)能持續(xù)大幅度下降、水淹井不斷增加、單井動態(tài)控制儲量急劇減少的主要原因，嚴(yán)重影響該類氣藏的最終開發(fā)效果，因此氣藏實施整體治水已成為開發(fā)生產(chǎn)的指導(dǎo)方向。在系統(tǒng)分析河壩飛三有水氣藏開采現(xiàn)狀、水侵特征的基礎(chǔ)上，建立數(shù)值模擬模型，針對氣藏可能的水侵特征，結(jié)合井區(qū)實際見水情況，在研究小油管攜液、井口增壓攜液基礎(chǔ)上，總結(jié)出河壩異常高壓有水氣藏的治水措施。研究結(jié)果為提高河壩飛三有水氣藏最終采收率提供了理論依據(jù)。

異常高壓;氣藏水侵特征;治水措施;河壩飛三氣藏

1 有水氣藏治水措施回顧

在產(chǎn)水氣田開發(fā)過程中，不斷研究氣井的生產(chǎn)規(guī)律，是實現(xiàn)產(chǎn)水氣井有效開發(fā)的基礎(chǔ)［1－3］。有水氣藏水侵防治是件十分棘手的事，國內(nèi)外每年都投入大量人力、物力進(jìn)行研究，并在不同的氣田取得了不同程度的效果。目前國內(nèi)外已形成比較系統(tǒng)和成熟的治水措施，有針對同層水的，也有針對異層水的;有針對已出水的，也有針對未出水的(表1)，但總體上可分為:控水采氣、排水采氣和堵水［4－5］。

表1 國內(nèi)外治水措施

3種措施目的都在于盡可能降低或消除各種 水侵壓差，控水是“防水”;排水著眼點是“治水”;堵水則以體現(xiàn)氣水壓差的介質(zhì)條件為實施對象，著眼點是滲濾通道，常用的堵水方法可分為機械法與化學(xué)法2大類［6］。三者有機結(jié)合概括了當(dāng)今治水措施，是有水氣藏水侵防治的主要方式。

2 排水采氣工藝技術(shù)現(xiàn)狀

根據(jù)排水采氣實踐，排水采氣工藝方法的評價依據(jù)應(yīng)為:①取決于氣藏的地質(zhì)特征;②取決于產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)狀態(tài);③取決于經(jīng)濟投入。排水采氣工藝是氣井合理工作制度確定的重要部分，而氣井的合理工作制度直接影響方案的可操作性和開發(fā)效益［7］。

目前排水采氣工藝主要有以下幾種方法:優(yōu)選管柱排水采氣、泡沫排水采氣、氣舉排水采氣、游梁抽油機排水采氣、電潛泵排水采氣、射流泵排水采氣［8］(表2)。

表2 排水采氣措施綜述

3 河壩飛三氣藏數(shù)值模型的建立及控水方案優(yōu)選

河壩飛三氣藏屬于超高壓、低滲、裂縫－孔隙型邊水巖性－構(gòu)造氣藏。河壩A、B井出水表現(xiàn)為典型裂縫性出水特征。河壩A井試采初期無地層水產(chǎn)出，但無水采氣期短，無水采氣量少，氣水比上升速度快。河壩B井無無水采氣期，“大氣大水，小氣小水”。

3.1 河壩飛三氣藏數(shù)值模型

圖1 河壩飛三氣藏數(shù)值模擬圖

在地質(zhì)、水侵機理研究的基礎(chǔ)上建立了河壩飛三氣藏數(shù)值模型(圖1)。數(shù)值模型中的各種參數(shù)都來自鉆井、測井解釋、測試及生產(chǎn)動態(tài)，綜合分析確定儲層參數(shù)。利用巖性油藏數(shù)值模擬技術(shù)思路指導(dǎo)油藏模擬全過程，模型一次擬合成功率達(dá)到70%以上，地質(zhì)認(rèn)識和擬合模型符合油藏實際情況。

為論證河壩A井、河壩B井合理的控水規(guī)模，分別設(shè)計了河壩A井日控水量為200、250、300、350、400 m3/d 5套配產(chǎn)方案，河壩B井日控水量為50、100、150、200、250 m3/d 5套配產(chǎn)方案。模擬結(jié)果表明，河壩A井目前的合理控水量為270 m3/d，預(yù)測期末累計產(chǎn)氣4.78×108m3，累計產(chǎn)水205.7 ×104m3，累計水侵271.3×104m3。河壩B井目前的合理控水量為120 m3/d，預(yù)測期末累計產(chǎn)氣2.05×108m3，累計產(chǎn)水35.4×104m3，累計水侵61.3×104m3。河壩A井、B井控水量與累計產(chǎn)氣量關(guān)系如圖2所示。

圖2 河壩A井、B井控水量與累計產(chǎn)氣量關(guān)系

3.2 小油管攜液方案優(yōu)選

井筒長時間積液是制約氣井產(chǎn)能的一個重要因素。如何及時有效地排液生產(chǎn)是保持氣井產(chǎn)能，提高氣田開發(fā)效率的關(guān)鍵［9］。采氣井更換小油管后，由于增加了油管內(nèi)氣體的流速，因此氣井?dāng)y液能力有所提高。應(yīng)用Welflo軟件建立河壩A井、河壩B井產(chǎn)水氣井模型，采用Hagedorn－Brown模型計算井筒氣水兩相流壓降。同時結(jié)合數(shù)值模擬模型對小油管攜液方案進(jìn)行了論證。目前河壩A、B井均采用 ?0.076 2 m油管采氣，故設(shè)計了?0.076 2 m、?0.063 5 m、?0.050 8 m、?0.047 6 m等4種小油管采氣方案。

當(dāng)氣井產(chǎn)量小于其臨界攜液量時，就會出現(xiàn)井筒積液的現(xiàn)象［10］。數(shù)值模擬結(jié)果表明:目前河壩A井不存在積液，但在現(xiàn)有采氣速度下，采用?0.076 2 m油管采氣，2015年1月氣井將開始積液(井口油壓15 MPa，井口日產(chǎn)氣為5×104m3/d，井底流壓為56.4 MPa，地層壓力為61.3 MPa，累計產(chǎn)氣3.71×108m3)。采用?0.063 5 m油管采氣，2023年1月氣井將開始積液(井口油壓7 MPa，井口日產(chǎn)氣為2.4×104m3/d，井底流壓為56 MPa，地層壓力為60 MPa，累計產(chǎn)氣為4.6×108m3)。采用?0.050 8 m油管采氣，預(yù)測期末不發(fā)生積液現(xiàn)象(井口油壓為4 MPa，井口日產(chǎn)氣為0.6×104m3/d，井底流壓為54 MPa，地層壓力為59 MPa，累計產(chǎn)氣5.0×108m3)。采用?0.047 6 m油管采氣，預(yù)測期末不發(fā)生積液現(xiàn)象。因此從河壩A井油管優(yōu)化結(jié)果來看(圖3)，建議后期采用?0.050 8 m油管采氣，這樣氣井既可以保證高速開采，又可以利用自身能量攜帶采出的地層水。

圖3 河壩A井小油管攜液優(yōu)化結(jié)果

目前河壩B井已存在積液，且采用?0.076 2 m和?0.063 5 m油管均無法實現(xiàn)依靠自身能量攜液。采用?0.050 8 m油管采氣后，預(yù)測期末不發(fā)生積液現(xiàn)象(圖4)(井口油壓為4 MPa，井口日產(chǎn)氣為0.9×104m3/d，井底流壓為46 MPa，地層壓力為45.7 MPa，累計產(chǎn)氣量為2.3×108m3)。

從小油管優(yōu)化結(jié)果來看，由于河壩A、B井產(chǎn)水量大、地層壓力高、氣井?dāng)y液能力弱，目前的?0.076 2 m油管已不適合，建議采用?0.050 8 m小油管，利用地層自身能量排水。

圖4 河壩B井小油管攜液優(yōu)化結(jié)果

3.3 井口增壓攜液方案及小油管+井口增壓攜液方案優(yōu)選

氣井井口壓力降低后，氣井井底壓力降低，提高了氣井的生產(chǎn)壓差，提高了氣井產(chǎn)量，及氣井的攜液能力。如果不采用增壓開采，河壩A井2028年廢棄，累計產(chǎn)氣5.04×108m3;河壩B井2028年廢棄，累計產(chǎn)氣2.3×108m3。氣井增壓開采后，假設(shè)井口壓力降低到2 MPa，河壩A井2032年6月廢棄，累計產(chǎn)氣5.23×108m3，增壓后累計多產(chǎn)氣0.2×108m3，河壩B井2021年11月廢棄，累計產(chǎn)氣2.46×108m3，增壓后累計多產(chǎn)氣0.16×108m3(圖5、6)。因此從預(yù)測結(jié)果來看，河壩A井可以采用增壓開采方式攜液，河壩B井采用增壓開采方式攜液的應(yīng)用前景不大。

綜上:A井在增壓情形下宜采用?0.063 5 m油管，B井在增壓情形下宜采用?0.050 8 m油管。

圖5 河壩A井小油管和井口增壓攜液方案優(yōu)化

圖6 河壩B井小油管和井口增壓攜液方案優(yōu)化

4 結(jié)論和建議

(1)對于目前開發(fā)的有水氣藏，必須進(jìn)行綜合對比分析，針對具體氣藏確定采用何種治水措施，在氣藏開采后期全面實施最佳開發(fā)方案，保證氣田正常生產(chǎn)。

(2)河壩A、B井由于油藏埋藏深、溫度高，常規(guī)堵水措施適應(yīng)性差。上述研究成果表明:河壩A井合理控水量為270 m3/d，在不增壓情形下后期宜采用 ?0.050 8 m油管，在增壓情形下宜采用?0.063 5 m油管;河壩B井合理控水量為120 m3/ d，在2種情形下均采用?0.050 8 m油管。

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編輯 付 遙

TE37

A

1006－6535(2012)04－0092－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.023

20110626;改回日期:20111210

教育部博士學(xué)科點新教師類基金“煤層氣藏多分支水平井不穩(wěn)定滲流規(guī)律研究”(20095122120012)

李鳳穎(1987－)，女，2009年畢業(yè)于成都理工大學(xué)石油工程專業(yè)，2012年畢業(yè)于成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣藏工程及數(shù)值模擬研究工作。