崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术*

李跃林 张风波 曾 桃 李树松 马 帅 汤明光

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术*

李跃林 张风波 曾 桃 李树松 马 帅 汤明光

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海琼东南盆地崖城13-1气田是典型的海上高温高压气田，具有井深大、水气比变化大等特点，动态监测与分析面临很大困难。通过该气田的开发实践及技术研发攻关，形成了一系列适用于高温高压气井的动态监测技术：对高温气井常规测试方法和监测制度进行了优化，减少了测试工作量和降低了测试风险；将管流计算分析与产能方程结合，形成了井口产能测试技术，为优化气井配产和工作制度提供了依据。基于气藏凝析水产量计算方法的凝析水预测技术以及产出水实验分析技术，结合产出剖面生产测井技术形成了高温气井产水定量分析技术和产出水识别技术，指导了堵水措施的成功实施。应用本文研究成果在降低测试风险和测试成本的同时，还准确获取了相关测试资料，从而为气田下步开发方案的制订和决策提供了指导。

崖城13-1气田；高温气藏；动态监测；产能测试；凝析水；产出剖面

崖城13-1气田是目前国内最大的海上高温高压气田[1-2]，具有储层埋深大、水气比变化大等特点，动态监测与分析面临如下难题。

1) 测试风险大。崖城13-1气田储层温度高(超过175 ℃)，常规的压力温度监测设备难以完全下入井底，测试风险较高；且开发初期井口压力高，须采用耐温压等级高的监测设备进行资料录取。因此，为减少测试风险，须改进动态监测的原则和制度，采用合适的测试设备并改进测试方法以确保动态监测资料的成功录取[3]。

2) 气井产水。崖城13-1气田储层中存在边底水，开发过程中水气比不断上升，而且产出水来源不一，凝析水、隙间水、地层水等都可能存在，因此针对不同性质的产出水须采取不同的措施方案来治理[4]。

针对以上崖城13-1气田在动态监测和分析中存在的难题，为优化开发效果，从动态监测入手，通过系统的压力测试和生产测井落实气田产量(产能)变化和储量动用情况，结合水分析、管流计算、凝析水预测等动态分析技术，形成了一系列适用于高温高压气井的动态监测技术，指导了气井配产优化及后续的堵水等措施的实施，达到了提高储量动用程度、优化开采速度、提高经济采收率的最终目的。

1 高温气井产能测试技术

1.1 常规测试方法优化技术

崖城13-1气田是高温高压气藏，常规的温压测试设备下井会有很大的测试风险。为降低风险并达到动态监测的目的，压力温度监测采用耐高温高压仪器(耐温200 ℃，耐压68 MPa)，并对动态资料录取原则进行了优化。

1) 气层压力温度监测。每个气层开发层系在正常生产时每年监测一次压力及压力梯度曲线，压力计下到储层中部，同时获取气层温度与温度梯度曲线。

2) 产能测试及不稳定试井。在开发初期采用回压试井的方式进行产能评价，产能测试结束后直接关井进行压力恢复测试，分析生产过程中储层物性的变化情况[5]。在开发中后期为达到监测产能、地层压力和储层物性变化的趋势，制定了重点位置进行产能测试和压力恢复试井，非重点位置轮换测试的监测策略，尽量减少测试工作量和测试风险。同时，在开发后期根据产能测试的资料优化了一点法产能测试方法[6]，既缩短了测试时间，又节约了测试费用。优化后的崖城13-1气田一点法产能计算公式为

(1)

其中

(2)

式(1)、(2)中：qAOF为无阻流量，万m3/d；qsc为测试产量，万m3/d；pD为无因次压力平方差；pr、pwf分别为地层压力、井底流压，MPa。

1.2 井口产能测试方法优化配产技术

气井的产能方程为

(3)

产能测试得到的IPR曲线，通常是井底流压与产量之间的关系曲线，从而计算气井的无阻流量。在地层压力下降时，气井产能方程通常不会发生变化，通过改变地层压力即可计算气井的无阻流量。将不同地层压力下的IPR曲线叠合到同一坐标图上，可以得到气井产量与井底流压交会图版，通过交会图版可以快速得到在相应地层压力下的气井产量与井底流压的关系；反之也可以通过井底流压和气井产量的关系推测地层压力和气井的无阻流量。

高温气田开发中井底的流动压力难以实时测量，主要通过井口压力和产量计算井底流动压力。气井井口压力折算为井底压力的算法较为成熟[7]，计算过程中考虑井型、水气比、管径的变化等，误差较小。崖城13-1气田气井生产液气比大多低于7.31 m3/万m3，气流中液体含量低，在高速气流的冲击下，低含量液体以雾状均匀地散布在气体中，因此可以采用单相气井垂直管流公式进行井底压力计算，只须在计算时将产量及密度进行校正。单相气井垂直管流公式很多，测试资料验证Cullender-Smith方法(式(4))在崖城13-1气田具有较高的准确性。

(4)

式(4)中：ptf为井口压力，MPa；p、T分别为井筒中某一点压力和温度，MPa、K；Z为气体在p、T下的偏差系数；qt为气总产量，m3/d；d为油管内径，m；f为摩阻系数；γmix为复合气体相对密度；H为井筒深度，m。

在井口产量和井口压力不变的情况下，生产井生产管柱的内径越大，气流的流速越慢，计算得到的井底流压也越低。将生产井井口压力设定，可以计算得到不同管径和产量下的OPR交会图版，从图版中可以快速计算出在相应管径和产量下的井底流压。

将IPR交会图版与OPR交会图版叠合到同一坐标下，得到井口产能测试的交会图版(图1)。在稳定生产条件下，井底流压是固定的，因此2条曲线的交会点即为气井生产系统的协调工作点(最大稳产产量)。当单井系统的某项参数(如管径、井口压力、地层特征等)发生变化，则协调工作点将发生变化，通过对参数的敏感性分析，并结合生产情况就可以分析出每口气井的最佳工作制度。

图1 崖城13-1气田A1井井底流压-产量交会图版Fig.1 Cross plot of flowing bottom hole pressure and production of Well A1 in YC13-1 gas field

2 高温气井产水分析技术

2.1 凝析水产量分析技术

地层条件下天然气气藏中饱和了地层水[8-10]，影响天然气中凝析水含量的因素主要有储层温度、压力、气体组成等。通过多种方法计算对比发现，王俊奇公式[11]计算的水气比曲线与崖城13-1气田实际生产水气比较为一致。利用王俊奇公式法计算出崖城13-1气田理论凝析水气比曲线 (图2)，若生产水气比低于理论水气比，说明地层条件下气态凝析水未饱和，产出水以凝析水为主；若生产水气比高于理论水气比，说明不仅有凝析水产出，地层中游离态的隙间水或者边水、底水也可参与流动。

图2 崖城13-1气田理论凝析水气比曲线Fig.2 Theoretically condensate water-gas ratio curve of YC13-1 gas field

2.2 产出水实验分析技术

地层水中各种离子的浓度(矿化度)反映了油气藏形成过程的水动力特征和地球化学环境。南海西部气田地层水的矿化度一般随埋深增大而增高。崖城13-1气田气藏地层水的矿化度为16 000～38 000 mg/L，主要的矿物离子有Cl-、HCO3-、SO42-，其中Cl-浓度的变化趋势与矿化度基本一致。

高温高压地层状态下，天然气气藏中的水以水蒸气的状态存在[12]。由于水蒸气可能在井筒附近地层中发生凝析作用，与高矿化度的地层水或措施工作液混合，所以气井生产过程中的凝析水都具有一定的矿化度。实验分析证实崖城13-1气田凝析水中Cl-浓度通常小于1 000 mg/L，而原始地层水中Cl-浓度通常超过10 000 mg/L，因此通过分析产出水中Cl-浓度的变化可以确定产出水的主要来源。

由图3所示的崖城13-1气田A3井产出水中Cl-浓度变化可以看出，2006年以前生产水中Cl-浓度很低，明显低于100 mg/L，此时产出水中主要是凝析水，生产水气比与理论凝析水的水气比基本一致；2008年以后，生产水中Cl-浓度大幅上升，表明生产水由凝析水逐渐变为地层水，此时水气比急剧上升，远远高出理论凝析水水气比，分析认为是地层水突破井底所致。

图3 崖城13-1气田 A3井产出水Cl-浓度及水气比变化Fig.3 Chloriide concentration and water-gas ratio curvs of produced water of Well A3 in YC13-1 gas field

2.3 产出剖面测试技术

崖城13-1气田是高温边水气藏，生产过程存在多相流动，流型和流动状态变化大。该气田的生产测井采用了耐高温测试仪器(耐温200 ℃)，并采用了多参数组合的测试方法，仪器一次测试可以录取温度、压力、密度、自然伽马、磁定位、持率和流量等多个参数,既能够减少单参数解释的误差，也可监测不同深度储层和流体的物理性质，从整体上提高了高温产水气井产出剖面解释的精度。

产液剖面资料分析是通过地面准确的计量油气水等产量数据对井下各层产量进行刻度，分析出准确的井下生产剖面，但对于高含水气井，生产测井资料处理与解释的难度较大。由于气液流体相态的差异，在高含水气井产出剖面测井解释时，混合气体的拟临界温度、压力及气油比等参数须重新计算，产出剖面解释的关键在于选择合理的流动模型。崖城13-1气田单井产量远高于气井的临界携液流量，受高速气流的冲击，井筒中流体近似为雾状流，解释时采用雾状流模型，定性曲线交会图相关性好，剖面定性解释准确性高。此外，崖城13-1气田生产测井资料处理和解释过程中采用了定性曲线判断与定量曲线结合的细分气组技术，定性依据是温度、持水、密度、压力定性曲线有变化特征，定量依据是在射孔层上部位置对井段上部流量稳定的层段取值，射孔层内要在流量曲线变化的层段取值。

崖城13-1气田进行了多口井的产出剖面测试，解释结果表明高产水气井特征比较突出，每口井下部位置都有一定程度的积液。如图4所示，A3井出水层各曲线特征如下：①流体密度曲线在产水层有较明显的升高；②自然伽马曲线在产层上有正异常显示，且随着见水时间的增加，异常幅度逐渐加大；③流温曲线出现负异常显示；④持水率曲线呈直线，仅在变径段由于集流的原因有所升高。通过生产测井可以计算该井各个小层的产气量及各井的主要产水段和水淹层位，为后续堵水增产措施的制订与实施提供依据。

分析认为，在2006年12月份以前，A3井生产水气比稳定(0.3～0.7 m3/万m3)，与凝析水水气比基本一致，Cl-浓度低于100 mg/L；在随后的2～3年里，生产水气比突然升高到2 m3/万m3以上，远高于凝析水水气比，Cl-浓度则上升到1 000 mg/L以上，表明气井的产水并非是单纯的凝析水，而含有一定的边底水。2012年对A3井进行生产测井，验证了产水主要是地层水突破于井底区域，部分生产层位气水同出。2012年6月对A3井采用堵水措施，封堵了主要的产水层位，生产水气比降低到约1.0 m3/万m3，Cl-浓度再次降低至100 mg/L以下，证明A3井生产水主要来源于边底水的判断是正确的。

图4 崖城13-1气田A3井产气剖面解释Fig.4 Gas production profile interpretation of Well A3 in YC13-1 gas field

3 应用效果

崖城13-1气田高温高压气井动态监测技术在降低测试风险和测试成本的同时，还准确获取了相关测试资料，为气井生产管柱、生产制度优化提供了依据，为气田下步开发方案的制定和决策提供了指导。据估算，仅井口测试一项技术，即可在该气田每年节约测试时间35 d，节约测试成本140万元，为气田生产的降本增效奠定了基础。通过井口结点分析，推荐了气井最佳的生产制度，优化后测试气田总外输产气量为532万m3/d，较优化前增加约78万m3/d。单井测试中，除A12Sah井及A8井外，其余井产量均提高3万～6万m3/d，气田累计增加可采储量12亿～17亿m3。

此外，通过对凝析水和地层产水的分析，论证了崖城13-1气田气井见水来源，大大节约了低产水井测试成本。对于高含水井，通过产出剖面测试技术锁定了气井见水部位，并采取相应的堵水措施成功降低了生产水气比。崖城13-1气田在2010—2014年成功完成7口井的治水措施，措施前后单井合计增气量为150万m3/d，预计到2021年可累积增气12.9亿m3左右。

4 结论

1) 崖城13-1气田高温高压气井通过采用耐高温高压测试设备降低了测试风险，通过优化监测制度减少了测试工作量，并将管流模型与产能方程相结合，得到了稳产气井井口产能测试方法，为优化气井配产和工作制度提供了依据。

2) 通过对比崖城13-1气田理论凝析水气比以及产出水的实验分析和生产动态资料分析，结合产出剖面生产测井技术，形成了高温气井产水定量分析技术和产出水识别技术，指导了堵水措施的实施，降低了气井生产水气比，提高了气井产量。

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(编辑：张喜林)

Dynamic monitoring and analysis technology for high temperature gas wells in YC13-1 gas field

LI Yuelin ZHANG Fengbo ZENG Tao LI Shusong MA Shuai TANG Mingguang

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

YC13-1 gas field in Qiongdongnan basin of the South China Sea is a typical offshore high temperature and high pressure gas field.Dynamic monitoring is full of challenges because of the deep wells and the great varying range of water-gas ratio.Through the development practice of the gas field and technology research and development, a series of new dynamic monitoring technologies are developed for high temperature and high pressure gas reservoir: the conventional testing methods and monitoring system are optimized to reduce workload and risk; a new wellhead production test method is developed by combining pipe flow pressure calculation and productivity equation, which provides the basis for optimizing the production and working system of gas well.High temperature gas well water production quantity analysis and water detection technology are developed to guide water plugging by combining condensed water prediction based on condensed water production calculation, produced water experimental analysis and production logging technology.The application of the new technologies not only reduces the risk and cost of well testing, but also is helpful in getting accurate testing data, thus providing guidance for development plan and policy in YC13-1 gas field.

YC13-1 gas field; high temperature gas reservoir; dynamic monitoring; production test; condensate water; production profile

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上大型砂岩气藏开发中后期综合治理及开发策略研究(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

李跃林，男，高级工程师， 1989年毕业于原西南石油学院油藏工程专业并获学士学位，现主要从事南海西部油气田开发技术与管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail:liylin@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0065-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.009

李跃林,张风波,曾桃，等.崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术[J].中国海上油气，2017,29(1)：65-70.

LI Yuelin,ZHANG Fengbo,ZENG Tao,et al.Dynamic monitoring and analysis technology for high temperature gas wells in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):65-70.

TE373

A

2016-07-25 改回日期：2016-11-15