澀北氣田排水采氣優選模式

摘 要

摘要：針對柴達木盆地澀北氣田所面臨的氣井井底積液、產水導致產量迅速遞減的問題，從準確把握氣井排水采氣時機、優選經濟有效的排水采氣方式出發，結合澀北氣田生產動態，綜合考慮
摘要：針對柴達木盆地澀北氣田所面臨的氣井井底積液、產水導致產量迅速遞減的問題，從準確把握氣井排水采氣時機、優選經濟有效的排水采氣方式出發，結合澀北氣田生產動態，綜合考慮動能因子、積液高度、油壓、日產水以及油壓、套壓壓差等多種因素準確診斷了氣井積液的狀況；分析了澀北一號氣田遞減階段氣井日產氣量和水氣比等生產數據的變化規律，根據多項管流井底壓力計算理論、臨界流量計算模型及澀北氣田實際的采氣油管尺寸，研制出了排水采氣方式選擇控制圖，并建立了澀北氣田排水采氣優選模式；回歸出了相應的計算公式，預測了澀北一號氣田大規模進入優選管柱排水及泡排排水采氣時期的具體時機，由于澀北氣田屬于次活躍與不活躍水驅氣藏，水氣比上升緩慢，除少數離邊水比較近的井外，在整個開發期內不會大規模進入氣舉排水開采期。
關鍵詞：氣井；井底積液；排水采氣；優選管柱；油壓；套壓；采收率
0 引言
    以氣井自身的能量排水采氣是最經濟、最簡單的排水采氣方法。過早地采取排采措施，不能夠充分利用地層能量，增加了開發生產成本；過晚的采取措施危害更大，氣井水淹停產不僅會帶來經濟損失，而且由于氣井積液會對氣井本身和氣田采收率帶來嚴重的危害。因此，準確把握排水采氣時機、優選排水采氣井及排采措施具有重要的意義。
1 診斷井底積液的動能因子方法和井筒積液高度計算
1.1 動能因子方法
    目前，確定排水采氣最小攜液流量最常用的方法是Turner模型、李閩模型等，都有一共同的特點，就是都是以理想化的霧流流態模型為前提來計算的。現場研究發現環膜流和段塞流流態下也有一定的攜液能力[1]，特別是環膜流可以依靠氣液兩相剪切力的作用將分布在油管壁上的水環全部帶出而不產生滑脫，能夠使氣井穩定連續地排液。
動能因子反映了氣、水兩相在油管內的流動特征[2]，反映了氣井的能量，從而能夠反映生產氣井環膜流狀態下的最小攜液能力。對油管生產的井，動能因子可以用式(1)表示：
 
式中：F為動能因子；γg為天然氣相對密度，無因次；p為井底流動壓力，MPa；d為油管內徑，m；Z為井底條件下天然氣偏差系數，無因次；T為井底氣流溫度，K；qg為日產氣量，104m3。
1.2 井筒積液高度計算
生產井井底積液深度與井底壓力的關系式為[3]：
 
式中：p為井底流動壓力，MPa；pc為套壓，MPa；H為井深，m；h為井底積液高度，m；ρw為地層水密度，kg/m3；γg為天然氣相對密度，無因次；Tts、Tws為靜止氣柱的井口、井底溫度，K。
1.3 影響因素敏感性分析
   敏感性分析是分析各種不確定性因素變化到一定的幅度時，對所關注指標的影響程度，并把不確定性因素當中對關注指標影響程度較大的因素，稱之為敏感性因素[4～5]。由圖1可以看出動能因子對生產油管的內徑尺寸敏感性最強，其次是日產氣量和井底流動壓力，而氣體的相對密度和井底溫度的變化對動能因子影響較小。由此我們可以得出結論：當以目前的產量下不能完全攜液時，及時地更換較小管徑的管柱生產能有效地提高氣井的攜液能力。當氣井的流量下降到臨界流量以下后，氣井不能依靠自己的能量完全排出地層產出的液體，就會在井底出現不同程度的積液。由圖1可以看出積液高度對管鞋處的壓力、井口套壓極其敏感，所以要準確判斷井底積液的高度，一定要取準井口的生產套壓和井底管鞋處的流動壓力，否則計算出的結果誤差較大。
 

2 排水采氣方式選擇控制圖
2.1 預測模型
    對油管生產的氣井，環膜流狀態下生產的最小攜液流量模型可用式(3)表示：
   
式(3)符號與式(1)相同，根據文獻[5]環膜流(F)的下限為8.0，為了提高安全性這里取10.0。
2.2 澀北一號氣田排水采氣方式選擇控制圖的繪制
    澀北一號氣田，地層水相對密度為1.1，氣、水界面張力取60mN/m，井口壓力為7.3MPa，天然氣相對密度為0.558，常用油管內徑為62mm，最小油管內徑為40.3mm，泡排和優選管柱排水方式產水量限制小于100m3/d，各開發層系井口、井底溫度、油管長度數據見表1。
表1 澀北一號氣田各層系溫度、油管長度數據表
井口溫度(℃)
井底溫度(℃)
油管長度(m)
開發層系
20
33.1
810
Ⅰ
24
43.9
1072.5
Ⅱ
27
50.7
1240
Ⅲ
30
55.6
1360
Ⅳ
根據澀北一號氣田第Ⅲ開發層系的基本數據繪制出第Ⅲ開發層系的排水采氣方式選擇控制圖(圖2)。
 

    圖2中，黑線為內徑62mm的油管最小攜液流量控制線；綠線為內徑50.6mm的油管最小攜液流量控制線；紅線為內徑40.3mm的油管最小攜液流量控制線；藍線為產水量100m3控制線；紫線為泡排區控制線(日產氣3000m3以下不再適合泡排排水)。
    當氣井產氣量和水氣比落在自流區時，此類井在目前油管尺寸下完全能依靠自身能量排液，不需要采取任何排水采氣措施；同理，落在相應的區域就可以確定相應的排水采氣措施。需要說明的是，采用此控制圖確定排水采氣措施時，不是僅看一個時刻的數據點，而是要看氣井的實際潛力和生產能力。嚴格來講，不同層系的排水采氣方式選擇控制圖適用于對應的開發層系。但研究表明，澀北一號氣田4個開發層系排水采氣方式選擇控制圖的差別非常小。原因是氣層隨深度的增加流動壓力增加，井底溫度也增加。由式(3)可看出溫度和壓力對最小攜液流量的影響在一定程度上是相互抵消的，這就致使4個開發層系排水采氣方式選擇控制圖的差別很小。因此，不同開發層系排水采氣方式選擇控制圖可以用其中一個代替。
3 排水采氣井及排采方式優選模式
排水采氣井的選擇應考慮多種因素，采用多種方法來綜合選擇。針對澀北氣田，首先應滿足下列5個條件(圖3)：①動能因子小于10.0；②積液高度不為零；③油壓、套壓差大于0.8MPa；④油壓小于8.0MPa；⑤產水量大于1.0m3/d。然后再用排水采氣方式選擇宏觀控制圖對排水方法進行分類，最后根據經驗方法、結合出水來源及類型優選出重點排水采氣井及排水措施。
 

   根據澀北一號氣田2009年3月生產井的生產動態，采用排水采氣井選擇流程圖的分析思路，排水采氣井的選擇及排采方式的選擇結果見表2。
表2 排水采氣井及排采方式優選結果表
井號
油壓、套壓差(MPa)
產氣量(104m3/d)
臨界流量(104m3/d)
水氣比(m3/104m3)
動能因子
排水措施
備注
A井
/
2.25
2.79
0.92
7.41
優選管柱
優化后管柱為Ø62mm
B井
1.20
0.99
2.91
0.14
3.10
泡排
同時換管柱為Ø62mm
C井
1.10
1.52
2.79
1.40
6.82
優選管柱
優化后為Ø62mm
D井
1.50
1.53
2.77
2.12
5.05
優選管柱/泡排
泡排原管柱；優選管柱為Ø40.3mm
E井
1.00
0.67
2.98
6.17
1.43
泡排
同時換管柱為Ø62mm
F井
0.90
1.58
2.79
1.09
5.17
優選管柱/泡排
泡排原管柱；優選管柱為Ø40.3mm
G井
1.60
0.82
2.91
11.92
2.57
泡排
/
H井
1.30
1.21
2.87
2.13
3.85
泡排
同時換管柱為Ø62mm
I井
1.00
2.32
3.16
1.14
6.77
優選管柱
優化后為Ø62mm
4 澀北氣田大規模排水采氣方式及時機確定
4.1 產氣量、氣水比預測分析
4.1.1產氣量預測分析
    澀北一號氣田的氣井月產氣量均在2004年1月份達到了最大值223.4×104m3，其后便進入了遞減階段，到2008年5月氣井均月產氣量下降到94.8×104m3。
對澀北一號氣田遞減階段的井均日產氣量、氣水比隨相對生產時間的變化關系進行回歸，得到如下關系式(圖4)。
 

4.1.2井均日產氣隨相對生產時間的關系
    Q(t)=*26.616㏑(t)+201.94    (4)
4.1.3氣水比隨相對生產時間的關系
GWR(t)=2.0×10-4t2-3.6×10-3t+0.189    (5)
4.2 澀北一號排水采氣措施的時機
   式(4)、式(5)都是相對時間的函數，可以建立氣水比與月產氣量的關系：
    GWR=f(Q)    (6)
   將式(6)中的月產量轉化成日產量畫到采氣方式控制圖上(圖5)，根據進入某種排水采氣措施控制范圍的進入點對應的產氣量或水氣比，就可以確定氣田規模進入某種排水采氣方式的時機。
 

    由圖5可以看出在目前生產情況下進入優選管柱區對應的時機是水氣比在0.85m3/104m3左右；同理，需要大規模進行泡排排水采氣措施的時間是水氣比在25.0m3/104m3左右；澀北氣田屬于次活躍與不活躍水驅氣藏，水氣比上升緩慢，除了少數離邊水比較近的井外在整個開發期內不會大規模進入氣舉排水開采期。
5 結論與認識
1) 動能因子對生產油管內徑較敏感，所以當氣井產量下降到臨界產量以下時更換較小的油管可以大大地提高氣井的攜液能力。
2) 井底積液高度對井口以及井底的壓力敏感性高，應用其計算井底積液高度時要盡量取準這兩個參數。
    3) 動能因子、積液高度、油壓、日產水、油壓、套壓差等綜合因素選井、宏觀控制圖排水采氣方式選擇、人工經驗綜合判斷等三步驟的排水采氣方式選擇模式，從多方面入手綜合考慮了多種因素反映的信息，全面、深刻地反映了產水氣井的積液情況和攜液能力，并優選出了具體的排采措施。使用該模式優選排水采氣井及措施，方便、簡單，且具有較高的準確性和可靠性。
    4) 確定出了澀北一號氣田大規模進入優選管柱、優選管柱或泡排及起泡劑排水的具體時機，為氣田開發方式的轉變和措施的決策提供了有效的參考依據。
    5) 由于澀北氣田屬于次活躍與不活躍水驅氣藏，水氣比上升緩慢，除了少數離邊水比較近的井外，在整個開發期內不會大規模進入氣舉排水開采期。
參考文獻
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[2] 李長書.智能柱塞氣舉采油工藝在塔河油田的應用[J].石油鉆探技術，2002，30(3)：55-57.
[3] 李榮鋒，王小詳，儲可利，等.大慶油田東部地區氣田開采技術與應用[M].北京：石油工業出版社，2005.
[4] 吳添祖.技術經濟學概論[M].北京：高等教育出版社，1998.
[5] 趙先進，姜青梅.用動能因子確定產水氣井合理工作制度[J].斷塊油氣田，1996，3(4)：64-66.
 
(本文作者：李文魁 周廣厚 畢國強 曹光強 王云 劉翔 李雋 劉巖 中國石油勘探開發研究院廊坊分院天然氣工藝研究所)