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    河壩飛三有水氣藏治水對策研究

    2012-09-15 01:04:32李鳳穎伊向藝劉興國查玉強
    特種油氣藏 2012年4期
    關(guān)鍵詞:攜液河壩水氣

    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。

    [1]孫志道.裂縫性有水氣藏開采特征和開發(fā)方式優(yōu)選[J].石油勘探與開發(fā),2002,29(4):69-71.

    [2]趙粉霞,吳正,秦通社.長慶靖邊氣田產(chǎn)水氣井開采技術(shù)措施[J].天然氣工業(yè),2005,25(2):116-118.

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    [4]李川東.裂縫性有水氣藏開采技術(shù)淺析[J].天然氣工業(yè),2003,18(S1):23.

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    [8]周際永,伊向藝,盧淵.國內(nèi)外排水采氣工藝綜述[J].太原理工大學(xué)學(xué)報,2005,36(增刊):44-45.

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    [10]張耀剛,李治,于淑珍,等.靖邊氣田產(chǎn)水氣井連續(xù)攜液模型的優(yōu)化與應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用,2009,28 (8):77-80.

    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。

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