生產(chǎn)水氣比對(duì)氣井產(chǎn)能影響規(guī)律研究

劉鵬超，唐 海，呂漸江，汪全林，李 禹

(1.中海油湛江分公司，廣東 湛江 524000;2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江蘇石油勘探局，江蘇 揚(yáng)州 225200)

生產(chǎn)水氣比對(duì)氣井產(chǎn)能影響規(guī)律研究

劉鵬超1，唐 海2，呂漸江2，汪全林3，李 禹4

(1.中海油湛江分公司，廣東 湛江 524000;2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江蘇石油勘探局，江蘇 揚(yáng)州 225200)

氣藏開采過程中，地層水的侵入以及凝析水在井底的聚集，會(huì)導(dǎo)致近井地帶含水飽和度的增加，降低氣相滲透率，嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)量和產(chǎn)能。從氣井生產(chǎn)水氣比的變化角度出發(fā)，將氣井?dāng)M穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)產(chǎn)能方程與氣水相滲曲線結(jié)合，利用等效表皮系數(shù)對(duì)不同生產(chǎn)水氣比時(shí)的產(chǎn)能方程進(jìn)行修正，得出了生產(chǎn)水氣比對(duì)氣井產(chǎn)能的影響規(guī)律，并通過實(shí)例計(jì)算驗(yàn)證其準(zhǔn)確性與可靠性。

氣井;生產(chǎn)水氣比;產(chǎn)能方程;相滲曲線;等效表皮系數(shù)

引 言

在氣藏開采過程中，隨著氣藏地層壓力的降低，可能導(dǎo)致底水侵入采氣區(qū)，當(dāng)壓力低于飽和蒸汽壓時(shí)，還會(huì)有凝析水在井底附近聚集，從而影響氣井的產(chǎn)量和產(chǎn)能，在動(dòng)態(tài)上的表現(xiàn)為氣井生產(chǎn)水氣比的上升。不少學(xué)者在研究產(chǎn)水氣井的產(chǎn)能時(shí)主要著眼于氣井產(chǎn)能方程的建立方法、氣井凝析水傷害程度測(cè)定、氣井污染傷害評(píng)價(jià)［1－6］，以及氣井產(chǎn)水后的采氣工藝措施［7］等方面。而本文則主要研究不同氣井生產(chǎn)水氣比下氣井產(chǎn)能的變化規(guī)律，其基本思路是:不同的生產(chǎn)水氣比反應(yīng)了井底附近含水飽和度的變化，在利用相滲曲線及等效表皮系數(shù)兩個(gè)方面對(duì)二項(xiàng)式產(chǎn)能方程進(jìn)行修正之后，即可對(duì)氣井產(chǎn)能變化進(jìn)行研究，從而得出不同生產(chǎn)水氣比下氣井產(chǎn)能的變化規(guī)律。

1 公式推導(dǎo)

氣井生產(chǎn)水氣比定義為每產(chǎn)出標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下1×104m3天然氣生產(chǎn)的水量。真正來自孔隙的自由水應(yīng)該扣除凝析水，井底分流率定義為井底產(chǎn)出自由水量占井底流動(dòng)條件總流體產(chǎn)量的比例。因此氣井的井底分流率見式(1)，同時(shí)利用相滲曲線分析產(chǎn)水規(guī)律可以得到式(2):式中:fw為井底分流率;WGR為生產(chǎn)水氣比;Rwgr為凝析水氣比;Bg(pwf)為氣體體積系數(shù);Krg為氣相相對(duì)滲透率;Krw為水相相對(duì)滲透率;μg為氣相黏度，mPa·s;μw為水相黏度，mPa·s。

不論是底水錐進(jìn)還是凝析水在井底的聚集，都只對(duì)近井地帶產(chǎn)生影響，對(duì)于距生產(chǎn)井較遠(yuǎn)的大部分區(qū)域，氣相的飽和度仍接近原始狀況，因此可用等效表皮系數(shù)來定量描述生產(chǎn)井附近含水飽和度上升對(duì)氣井產(chǎn)能的影響:

式中:Sd為等效表皮系數(shù);rd為水侵帶半徑，m;rw為井筒半徑，m。

關(guān)于式(3)中水侵帶半徑rd的確定，唐海等人曾做過相關(guān)研究［8－10］，認(rèn)為水侵半徑 rd＞6 m 后，該值的繼續(xù)增大對(duì)產(chǎn)能影響程度不大，為了方便計(jì)算，取rd=6 m。

因此考慮氣井產(chǎn)水的擬穩(wěn)定狀態(tài)流動(dòng)二項(xiàng)式產(chǎn)能方程為:

聯(lián)立式(1)～(3)，得到Sd，再根據(jù)式(4)即可計(jì)算出產(chǎn)水氣井的產(chǎn)能。

為反映生產(chǎn)水氣比對(duì)氣井產(chǎn)能的影響規(guī)律，定義氣井產(chǎn)能保持程度如下:

式中:qAOF產(chǎn)水為氣井產(chǎn)水時(shí)的無阻流量，104m3/d;qAOFI未產(chǎn)水為氣井未產(chǎn)水時(shí)的無阻流量，104m3/d。

2 實(shí)例分析

Q－BS7氣井，試井解釋原始地層壓力為42.2 MPa，地層平均滲透率為 0.9 ×10－3μm2，氣藏厚度為44 m，氣井供給半徑為785 m，氣藏溫度為440 K，井筒半徑為0.102 m，取rd為6 m。

根據(jù)Q－BS7井物性數(shù)據(jù)及表1數(shù)據(jù)，結(jié)合式(1)～(3)，可以得出不同水氣比下Sd(表2)。根據(jù)

表1 氣藏平均相滲數(shù)據(jù)

表2數(shù)據(jù)，聯(lián)立式(4)、(5)，可計(jì)算出不同生產(chǎn)水氣比條件下氣井產(chǎn)能及產(chǎn)能保持程度。

表2 WGR－Krg－Sd數(shù)據(jù)

給定不同地層壓力，利用上述方法進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果見圖1、2。

圖1 不同壓力、生產(chǎn)氣水比下產(chǎn)能保持程度曲線

圖2 η保持－WGR回歸曲線

從圖1可以發(fā)現(xiàn)，隨著生產(chǎn)水氣比的增加，對(duì)氣井的產(chǎn)能影響程度越來越大。如地層壓力為42.2 MPa的情況下，當(dāng)生產(chǎn)水氣比從1.0增至10.0時(shí)，產(chǎn)能保持程度從98.8%降至56.7%。這是由于隨生產(chǎn)水氣比不斷增加，近井地帶含水飽和度不斷上升，氣相相對(duì)滲透率逐漸降低，水相相對(duì)滲透率不斷增加，從而導(dǎo)致對(duì)氣井產(chǎn)能影響程度不斷加劇。圖1還表明，隨地層壓力不斷降低，在同一生產(chǎn)水氣比條件下，氣井產(chǎn)水對(duì)氣井產(chǎn)能的影響程度增大。如生產(chǎn)水氣比為5.0時(shí)，地層壓力從42.2 MPa降至35.0 MPa時(shí)，產(chǎn)水氣井產(chǎn)能保持程度從56.7%降至55.8%。導(dǎo)致這種現(xiàn)象的原因是地層壓力不斷降低，在某一生產(chǎn)水氣比條件下，氣井無阻流量不斷減小，為確保生產(chǎn)水氣比，近井地帶含水飽和度增大程度增加，氣相相對(duì)滲透率減小程度增加，水相相對(duì)滲透率增大程度增加，由此出現(xiàn)水對(duì)氣井產(chǎn)能的影響程度增大。

圖2表明，在某一地層壓力下，產(chǎn)水對(duì)氣井的保持程度與生產(chǎn)水氣比在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)中呈線性關(guān)系，即產(chǎn)能影響度與生產(chǎn)水氣比滿足關(guān)系式:y=AlnWGR+B，由此說明隨著生產(chǎn)水氣的增加，氣井產(chǎn)水對(duì)產(chǎn)能的影響程度不斷增加。同時(shí)，圖2將不同地層壓力下的產(chǎn)能保持程度與生產(chǎn)氣水比的對(duì)數(shù)作回歸曲線，相關(guān)系數(shù)達(dá)0.996 1，因此用圖中的回歸公式可以預(yù)測(cè)不同壓力及不同水氣比下的產(chǎn)能變化情況。

3 結(jié)果驗(yàn)證

該井投產(chǎn)1個(gè)月后，井底流壓為38.32 MPa，日產(chǎn)氣為18.069×104m3/d，日產(chǎn)水為22.17 m3/d。由于生產(chǎn)時(shí)間較短，認(rèn)為地層壓力仍保持為原始地層壓力，在此條件下忽略凝析水，利用前文修正的產(chǎn)水氣井產(chǎn)量公式計(jì)算日產(chǎn)氣量為17.621×104m3/d，誤差為2.48%，因此認(rèn)為本文計(jì)算公式準(zhǔn)確、可靠。

4 結(jié)論

(1)給出了不同壓力氣水比下產(chǎn)能保持程度曲線圖版，可利用該圖版對(duì)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行分析，具有簡(jiǎn)單便捷的優(yōu)點(diǎn)。

(2)給出了產(chǎn)能保持程度與生產(chǎn)氣水比的回歸曲線圖版，可利用該圖版對(duì)產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行預(yù)測(cè)，可以方便地得出不同生產(chǎn)氣水比下的產(chǎn)能保持程度，從而獲得在該氣水比下不同地層壓力的氣井產(chǎn)能。

(3)對(duì)文中修正的產(chǎn)水氣井產(chǎn)量公式進(jìn)行了驗(yàn)證，公式準(zhǔn)確、可靠。

［1］楊學(xué)云，張學(xué)婧，蔣國斌，等.啟動(dòng)壓力梯度影響下低滲透氣藏水平井產(chǎn)能模型的建立［J］.特種油氣藏，2010，17(1):85 －87.

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［6］楊正文.平落壩氣田須二段氣藏氣井傷害評(píng)價(jià)［J］.天然氣工業(yè)，1998，18(2):79 －80.

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Study on the impact of producing WGR on gas well productivity

LIU Peng－chao1，TANG Hai2，LV Jian－jiang2，WANG Quan－lin3，LI Yu4
(1．Zhanjiang Branch，CNOOC，Zhanjiang，Guangdong524000，China;
2．Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China;
3．Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin304500，China;
4．Jiangsu Petroleum Exploration Bureau，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225200，China)

In the process of gas reservoir exploitation，formation water encroachment and condensate water congregation at bottom hole will lead to increasing of water cut and decreasing of gas permeability near well bore，thus adversely affecting gas well productivity．From the perspective of changing WGR in gas well，pseudo steady－state flow deliverability equation is combined with gaswater relative permeability curve，and the deliverability equation under different producing WGR is amended using equivalent skin factor，thereby derived the impact of producing WGR on gas well productivity，which has been verified to be accurate and reliable through example calculation．

gas well;producing WGR;deliverability equation;relative permeability curve;equivalent skin factor

TE33

A

1006－6535(2011)05－0100－03

20110302;改回日期20110620

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”項(xiàng)目13課題五“低滲透油藏中高含水期綜合調(diào)整技術(shù)”(2008ZX05013－005)

劉鵬超(1984－)，男，2006年畢業(yè)于長江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為西南石油大學(xué)在讀碩士研究生，主要研究方向?yàn)橛蜌獠毓こ獭?/p>

編輯 姜 嶺