河坝飞三有水气藏治水对策研究

李凤颖，伊向艺，刘兴国，卢 渊，查玉强

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

河坝飞三有水气藏治水对策研究

李凤颖1，伊向艺2，刘兴国3，卢 渊2，查玉强1

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

在异常高压有水气藏开采过程中，气藏水窜是产能持续大幅度下降、水淹井不断增加、单井动态控制储量急剧减少的主要原因，严重影响该类气藏的最终开发效果，因此气藏实施整体治水已成为开发生产的指导方向。在系统分析河坝飞三有水气藏开采现状、水侵特征的基础上，建立数值模拟模型，针对气藏可能的水侵特征，结合井区实际见水情况，在研究小油管携液、井口增压携液基础上，总结出河坝异常高压有水气藏的治水措施。研究结果为提高河坝飞三有水气藏最终采收率提供了理论依据。

异常高压;气藏水侵特征;治水措施;河坝飞三气藏

1 有水气藏治水措施回顾

在产水气田开发过程中，不断研究气井的生产规律，是实现产水气井有效开发的基础［1－3］。有水气藏水侵防治是件十分棘手的事，国内外每年都投入大量人力、物力进行研究，并在不同的气田取得了不同程度的效果。目前国内外已形成比较系统和成熟的治水措施，有针对同层水的，也有针对异层水的;有针对已出水的，也有针对未出水的(表1)，但总体上可分为:控水采气、排水采气和堵水［4－5］。

表1 国内外治水措施

3种措施目的都在于尽可能降低或消除各种 水侵压差，控水是“防水”;排水着眼点是“治水”;堵水则以体现气水压差的介质条件为实施对象，着眼点是渗滤通道，常用的堵水方法可分为机械法与化学法2大类［6］。三者有机结合概括了当今治水措施，是有水气藏水侵防治的主要方式。

2 排水采气工艺技术现状

根据排水采气实践，排水采气工艺方法的评价依据应为:①取决于气藏的地质特征;②取决于产水气井的生产状态;③取决于经济投入。排水采气工艺是气井合理工作制度确定的重要部分，而气井的合理工作制度直接影响方案的可操作性和开发效益［7］。

目前排水采气工艺主要有以下几种方法:优选管柱排水采气、泡沫排水采气、气举排水采气、游梁抽油机排水采气、电潜泵排水采气、射流泵排水采气［8］(表2)。

表2 排水采气措施综述

3 河坝飞三气藏数值模型的建立及控水方案优选

河坝飞三气藏属于超高压、低渗、裂缝－孔隙型边水岩性－构造气藏。河坝A、B井出水表现为典型裂缝性出水特征。河坝A井试采初期无地层水产出，但无水采气期短，无水采气量少，气水比上升速度快。河坝B井无无水采气期，“大气大水，小气小水”。

3.1 河坝飞三气藏数值模型

图1 河坝飞三气藏数值模拟图

在地质、水侵机理研究的基础上建立了河坝飞三气藏数值模型(图1)。数值模型中的各种参数都来自钻井、测井解释、测试及生产动态，综合分析确定储层参数。利用岩性油藏数值模拟技术思路指导油藏模拟全过程，模型一次拟合成功率达到70%以上，地质认识和拟合模型符合油藏实际情况。

为论证河坝A井、河坝B井合理的控水规模，分别设计了河坝A井日控水量为200、250、300、350、400 m3/d 5套配产方案，河坝B井日控水量为50、100、150、200、250 m3/d 5套配产方案。模拟结果表明，河坝A井目前的合理控水量为270 m3/d，预测期末累计产气4.78×108m3，累计产水205.7 ×104m3，累计水侵271.3×104m3。河坝B井目前的合理控水量为120 m3/d，预测期末累计产气2.05×108m3，累计产水35.4×104m3，累计水侵61.3×104m3。河坝A井、B井控水量与累计产气量关系如图2所示。

图2 河坝A井、B井控水量与累计产气量关系

3.2 小油管携液方案优选

井筒长时间积液是制约气井产能的一个重要因素。如何及时有效地排液生产是保持气井产能，提高气田开发效率的关键［9］。采气井更换小油管后，由于增加了油管内气体的流速，因此气井携液能力有所提高。应用Welflo软件建立河坝A井、河坝B井产水气井模型，采用Hagedorn－Brown模型计算井筒气水两相流压降。同时结合数值模拟模型对小油管携液方案进行了论证。目前河坝A、B井均采用 ø0.076 2 m油管采气，故设计了ø0.076 2 m、ø0.063 5 m、ø0.050 8 m、ø0.047 6 m等4种小油管采气方案。

当气井产量小于其临界携液量时，就会出现井筒积液的现象［10］。数值模拟结果表明:目前河坝A井不存在积液，但在现有采气速度下，采用ø0.076 2 m油管采气，2015年1月气井将开始积液(井口油压15 MPa，井口日产气为5×104m3/d，井底流压为56.4 MPa，地层压力为61.3 MPa，累计产气3.71×108m3)。采用ø0.063 5 m油管采气，2023年1月气井将开始积液(井口油压7 MPa，井口日产气为2.4×104m3/d，井底流压为56 MPa，地层压力为60 MPa，累计产气为4.6×108m3)。采用ø0.050 8 m油管采气，预测期末不发生积液现象(井口油压为4 MPa，井口日产气为0.6×104m3/d，井底流压为54 MPa，地层压力为59 MPa，累计产气5.0×108m3)。采用ø0.047 6 m油管采气，预测期末不发生积液现象。因此从河坝A井油管优化结果来看(图3)，建议后期采用ø0.050 8 m油管采气，这样气井既可以保证高速开采，又可以利用自身能量携带采出的地层水。

图3 河坝A井小油管携液优化结果

目前河坝B井已存在积液，且采用ø0.076 2 m和ø0.063 5 m油管均无法实现依靠自身能量携液。采用ø0.050 8 m油管采气后，预测期末不发生积液现象(图4)(井口油压为4 MPa，井口日产气为0.9×104m3/d，井底流压为46 MPa，地层压力为45.7 MPa，累计产气量为2.3×108m3)。

从小油管优化结果来看，由于河坝A、B井产水量大、地层压力高、气井携液能力弱，目前的ø0.076 2 m油管已不适合，建议采用ø0.050 8 m小油管，利用地层自身能量排水。

图4 河坝B井小油管携液优化结果

3.3 井口增压携液方案及小油管+井口增压携液方案优选

气井井口压力降低后，气井井底压力降低，提高了气井的生产压差，提高了气井产量，及气井的携液能力。如果不采用增压开采，河坝A井2028年废弃，累计产气5.04×108m3;河坝B井2028年废弃，累计产气2.3×108m3。气井增压开采后，假设井口压力降低到2 MPa，河坝A井2032年6月废弃，累计产气5.23×108m3，增压后累计多产气0.2×108m3，河坝B井2021年11月废弃，累计产气2.46×108m3，增压后累计多产气0.16×108m3(图5、6)。因此从预测结果来看，河坝A井可以采用增压开采方式携液，河坝B井采用增压开采方式携液的应用前景不大。

综上:A井在增压情形下宜采用ø0.063 5 m油管，B井在增压情形下宜采用ø0.050 8 m油管。

图5 河坝A井小油管和井口增压携液方案优化

图6 河坝B井小油管和井口增压携液方案优化

4 结论和建议

(1)对于目前开发的有水气藏，必须进行综合对比分析，针对具体气藏确定采用何种治水措施，在气藏开采后期全面实施最佳开发方案，保证气田正常生产。

(2)河坝A、B井由于油藏埋藏深、温度高，常规堵水措施适应性差。上述研究成果表明:河坝A井合理控水量为270 m3/d，在不增压情形下后期宜采用 ø0.050 8 m油管，在增压情形下宜采用ø0.063 5 m油管;河坝B井合理控水量为120 m3/ d，在2种情形下均采用ø0.050 8 m油管。

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编辑 付 遥

TE37

A

1006－6535(2012)04－0092－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.023

20110626;改回日期:20111210

教育部博士学科点新教师类基金“煤层气藏多分支水平井不稳定渗流规律研究”(20095122120012)

李凤颖(1987－)，女，2009年毕业于成都理工大学石油工程专业，2012年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气藏工程及数值模拟研究工作。