蘇里格氣田氣井產水分析及新型泡排劑試驗

牟春國，馬海賓，談 泊，李彥彬

（中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

蘇里格氣田氣井產水分析及新型泡排劑試驗

牟春國，馬海賓，談 泊，李彥彬

（中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018）

分析了蘇里格氣田氣井的產水類型，主要有地層水、淡化地層水、凝析水、凝析油及陳發型出水；分析了氣井的井底積液特征，通過壓力峰值、油套壓變化、產氣量變化曲線等特征可以判斷氣井井底積液情況。介紹了三種產水氣井排查方法:生產動態分析法、關井恢復壓力排查法、井筒壓力梯度測試法,這三種方法是蘇里格氣田產水氣井排查常用且有效的方法。介紹了泡沫排水采氣的泡排劑優選方法及優選原則，結合試驗區所產地層水的水質分析情況，優選了ERD-05起泡劑和ERD-06泡排棒這兩種泡排劑；優化了泡排劑的加注制度，進行了泡沫排水采氣現場試驗，試驗井排水、增產效果明顯。

產水類型；生產動態；壓力梯度；井筒液面；排水采氣；泡排劑

氣井產水后，使得地層天然氣流入井的滲流阻力和氣液相管流的總能量損耗增大[1]。如果氣體流速足夠高，可以將一部分液體攜帶到地面。氣體流速較高時，會形成霧流，液滴分散在氣體中，只有少部分液體滯留在油管（也就是持液率低）或生產套管中。重力損失產生的壓力損失較小。由于摩阻的影響，產量較高的氣井井筒壓降較大；相反井筒積液產生的壓降相對較小。井筒中氣體流速隨時間逐漸降低，而氣體攜帶的液體速度下降得更快，液體逐漸凝結，形成段塞流，最后在井底形成積液，增加了液體在井內流體中的比重。氣井生產過程中，井筒積液導致氣井產量下降，甚至停產[2]。為確保積液氣井的正常產氣，減緩氣藏產量遞減和提高采收率，需進行排水采氣。

1 氣井產水類型分析

1.1 蘇里格氣田氣井產水類型

蘇里格氣田氣井產水類型主要是地層水（淡化地層水）、凝析水、凝析油和陳發性出水。

1.1.1 地層水、淡化地層水 當含氣層和含液層厚度較薄或有其他原因時，各種地層水可能會隨氣體一起進入井筒。地層水主要為成藏滯留水。

成藏滯留水是指氣藏在成藏過程中氣對水的驅替不徹底，形成成藏滯留水。從相滲曲線（見圖1）可以看出，含水飽和度位于41%～78%的區域為氣水兩相滲流區，蘇里格氣田氣井含氣飽和度普遍處于該區間，儲層存在氣水兩相滲流。

圖1 蘇里格氣田相滲曲線圖

正常地層水是指存在儲層中的游離態水，在生產壓差作用下，地層液態水從儲層流入井筒最終產出地面，總礦化度大于35 g/L。

淡化地層水是指正常地層水與凝析水的混合液，總礦化度為20～35 g/L。

1.1.2 凝析水 凝析水在氣井開采初期就有，一般產水量很小且很穩定，礦化度很低。凝析水非真正地層水，而是存在于天然氣中固有的組分，在地下以水蒸氣形式存在，由于壓力溫度下降而凝析出來。凝析水的礦化度小于20 g/L。當飽和氣體或部分飽和氣體進入井筒時，射孔孔眼處不會有液體析出，但井筒上部可能發生凝析現象。在生產管柱中，發生凝析的地方壓力梯度會升高，凝析也與流速有關，凝析后液體滑落并堆積在孔眼或產層處。

凝析水對氣井地下開采影響不大，但對地面管線輸送可造成一定影響，尤其在低溫下結冰或形成水合物，應引起注意。

1.1.3 凝析油 烴類也會以氣相的形式隨氣體一起進入井中，如果氣藏的溫度高于臨界凝析溫度，氣藏中不會出現凝析油，但是和凝析水機理一樣，由于壓力溫度下降烴類也會發生凝析現象。

1.1.4 陳發性出水 出水機理是由于氣藏開采時壓力下降，飽和在低孔低滲儲層中的毛細管水或殘余水，因巖石和水本身的彈性膨脹而被擠出，被氣流帶到井底，在井底聚積到一定量后，就被氣流帶到地面，呈現陳發性出水。

1.2 氣井井底積液的特征

井底積液有如下一些特征：

（1）壓力出現峰值，或者觀察到壓力急劇上升；（2）產量不穩定且遞減率增大；（3）套壓升高且油壓下降；（4）壓力曲線斜率有明顯變化；（5）環空液面上升；（6）產液量為0。

1.2.1 壓力出現峰值 井底積液的診斷通常借助自動數據采集系統或者兩只筆式壓力計記錄的產量數據，可以記錄氣體通過節流嘴時的流量隨時間的變化。一般氣井有液體產出而沒有井底積液時，液體以小液滴的形式存在于氣體中（霧狀流），并且對節流嘴前后壓力沒有任何影響；而當液體以段塞流的形式通過節流嘴時，由于液體密度相對較大，會導致節流嘴前后壓力產生一個峰值，說明液體開始在井筒中堆積，或者液體以段塞流的形式到達地面，并開始以不穩定的流量產出。

1.2.2 產量遞減曲線分析 氣井流量遞減曲線的形狀反映了井下積液現象，分析流量遞減曲線隨時間的變化，可以發現與正常氣井曲線的區別。圖2所示的兩條流量遞減曲線，平滑的一條是正常生產氣井的流量遞減曲線，有劇烈波動的一條是井筒積液氣井的流量遞減曲線。顯然，積液氣井遞減快。有積液氣井的流量遞減曲線會偏離正常生產氣井的流量遞減曲線，形成一條斜率更陡的曲線。

圖2 流量遞減曲線

1.2.3 套壓上升且油壓下降 井底積液增加了流體對地層的回壓，降低了井口油壓。此外，隨著液量不斷增加，油管內氣體攜帶的液量增多，井筒壓力損失較大，流體對地層的回壓進一步增大，導致井口油壓逐漸降低。

油套環空封隔器解封，井筒積液特征表現為產量下降而套壓升高，維持該井生產所需的壓差增大。氣井生產時，氣體會進入油套環空，受地層壓力影響，氣體壓力較高，導致套壓升高。因此，油壓降低套壓升高表明井底存在積液。

2 產水氣井排查方法

2.1 生產動態分析法

結合現場氣井生產動態特征，積液產水氣井生產過程中主要有以下幾方面特征：（1）壓力、產量頻繁波動。氣井攜液能力不足時，一般壓力波動范圍超過1.0 MPa/d，產量波動幅度大于10%；（2）生產過程中壓降速率大。生產過程中，壓降速率大于0.3 MPa/d；（3）壓力恢復時油套壓差較大；（4）部分積液井在生產曲線表征上表現為：套壓上升、套壓不變。

2.2 關井恢復壓力排查法

根據生產情況判斷產水的初步判段結果，采用逐井關井恢復壓力，通過記錄所關井恢復壓力后油套壓力的變化、油套壓差的大小，來核實氣井是否積液，并初步估算氣井的井筒積液高度。如果油壓套壓恢復較慢、油套壓差較大的氣井，可以延長此類井的關井時間。

積液初期及中期用油套壓差計算，井筒積液初期基本上是油管積液，導致油套壓存在壓差。通過關井恢復油壓和套壓，根據油套壓差情況可以初步判斷氣井井筒積液情況。

利用公式h=Δp/ρg和V=πr2h和可以初步判斷井筒積液程度。

2.3 井筒壓力梯度測試法

流壓或者靜壓測試是確定氣井液面或者氣井是否積液的最有效方法。壓力測試是測量關井及生產過程中不同深度的壓力，繪制成壓力梯度曲線，壓力梯度與流體密度和井深有關。對于單相流體，壓力隨深度基本呈線性關系。

圖3 產水氣井壓力梯度示意圖

由于氣體的密度遠遠低于水和凝析油的密度，當油管積液時，壓力梯度曲線斜率會有明顯的變化。如圖3所示，產氣量、產液量及積液都會影響壓力曲線的斜率，通過壓力測量可以確定井底積液。氣體壓力梯度較低；氣體中含液時，氣體壓力梯度會升高。

對于有積液的氣井，油管斜處常常表現出壓力梯度異常的現象，其重度超過純氣體的重度，由氣體狀態方程可得井下狀態下氣體的重率[3]：

式中：γsc—氣體在地面標準狀況（20℃，0.10135 MPa）下的重率，kg/m3；γ—氣體在井底狀況下的重率，kg/m3；Tsc—地面標準狀況下的溫度，293 K；T—井底溫度，K；Psc—地面標準狀況下的壓力，0.1013 MPa；Zsc—地面標準狀況下的壓縮因子；Z—在井底壓力及溫度下的壓縮因子。

根據蘇里格氣田氣井生產數據計算表明，在井底狀況下：（1）純氣體壓力梯度的最大值為0.20 MPa/100m，即壓力梯度在（0，0.20）MPa/100m之間的流體，判斷為純氣體；（2）當壓力梯度大于0.20 MPa/100m，就表明井底產生積液。氣液混合相的壓力梯度越大，說明氣井含液越多，在壓力梯度圖上曲線的斜率越大。

3 泡沫排水采氣試驗

3.1 泡排劑的優選

泡沫排水方法的最大優點是由于液體部分在泡沫中，具有更大的表面積，減少了氣體滑脫效應，并能夠形成低密度的氣液混合體。在氣井生產中，泡沫能夠將液體舉升到井口，否則積液越嚴重，會造成較高的多相壓力損失。在水中加入泡排劑，水的表面張力隨表面活性劑濃度增加而迅速降低，表面張力下降的速度體現了泡排劑的效率[4]。泡沫排水采氣的機理包括泡沫效應、分散效應、減阻效應和洗滌效應等[5]。

泡排劑選用的原則如下：（1）泡沫攜液量大，即液體返出程度高；（2）起泡能力強，或鼓泡高度大；（3）泡沫穩定性好，一是泡沫與井筒內所產地層水、凝析水配伍性好，在高礦化度地層水中不會被消泡，二是熱穩定性好，在深井高溫條件下泡沫可以穩定存在[6，7]。

由于地層水中的礦物質對泡沫有較強的消泡作用，尤其在高溫情況下對泡沫的破壞性極強[8]，選擇幾種泡排劑在模擬井筒條件下進行攜液能力的測試，篩選出適合蘇里格氣田泡排工藝的泡排劑。

根據以上原則在蘇東區塊使用優選新型的ERD-05起泡劑和ERD-06泡排棒進行產水氣井的現場泡排試驗。

3.2 泡排劑加注制度

泡沫排水加注制度（包括加注量、稀釋比例和加注周期）要結合所加注井的井深、井溫、油管內節流器等情況，需要通過該井油套壓、日產水量、日產氣量以及瞬時流量變化情況進行加注制度調整，使得氣井能夠穩定生產。

由于蘇里格氣體氣井普遍在井下投放節流器生產，因此泡排方式選用油管投放泡排棒、油套環空加注泡排劑的方式進行泡沫排水采氣。

泡排井在泡排前期連續加注，后期間隔3～5 d加注一次，泡排棒每次投放1～3根，從油管投放，泡排劑每次加注15～20 kg，從油套環空加注。加注量要根據加注前后油套壓、產氣量和產水量進行調整。泡排劑與水稀釋比例為1:3～1:5，消泡劑與水的比例為1:1。

3.3 試驗效果分析

在蘇東區塊選取了13口產水氣井進行泡沫排水采氣試驗，取得了較好的試驗效果，單井平均油套壓差降低1.503 MPa，日產氣量增加0.147×104m3/d，其中蘇東X井日產氣量增加0.249×104m3/d。

蘇東X井2008年11月17日開始投產，投產前套壓為22 MPa，2011年11月套壓開始逐漸上升，分析其原因為井底積液。探液面測試油管液面為1077 m，油套環空液面為2808 m。通過探液面數據估算油管積液23.621 m3，油套管環空積液8.211 m3，根據泡排劑加注總量為井筒積液5‰的濃度，需加注起泡劑159.16 L。該井從6月29日開始進行泡排，共加注11井次，平均加注泡排劑18 L/井次，泡排棒1.5根。泡排后油套壓差降低3.18 MPa，日產氣量增加0.249×104m3/d。

4 結論

（1）蘇里格氣田氣井產水類型主要是地層水（淡化地層水）、凝析水、凝析油和陳發性出水。

（2）產水氣井的排查方法有生產動態分析法、關井恢復壓力排查法、井筒壓力梯度測試法等方法，通過排查產水氣井有針對性的進行排水采氣工作。

（3）目前在蘇里格氣田廣泛應用的排水采氣技術是泡沫排水采氣。針對不同區塊所產地層水，優選適合的泡排劑進行產水井泡排加注。

（4）泡沫排水采氣前期泡排劑應連續加注，待氣井產量有所提高后，間隔3～5天加注。

（5）泡排前油套壓差較大的氣井，若泡排后套壓明顯下降，可將加注間隔時間加長，無明顯變化的井需加密泡排劑加注。

[1] 文昌玉，虞建華，燕自峰，等.泡沫排水采氣技術在塔里木油田的應用[J] .石油鉆采工藝，2007，29（4）：100-102.

[2] 詹姆斯·利，亨利·尼肯斯，邁克爾·韋爾斯著.何順利，顧岱鴻，田樹寶，等.譯.氣井排水采氣[M] .石油工業出版社，2-3：83-86.

[3] 余進.水驅氣藏滲流機理及模擬理論與方法研究—以中壩氣田雷三氣藏為例[D] .西南石油學院博士學位論文，2005.

[4] 李安建，王京艦，李建奇.泡沫排水采氣工藝技術在蘇里格氣田的應用[J] .內蒙古石油化工，2008，34（23）：72-74.

[5] 趙曉東.泡沫穩定性能綜述[J] .鉆井液與完井液，1992，13（1）：7-14.

[6] 張文洪，馬強，龔才喜，等.泡沫排水采氣工藝在大牛地氣田的試驗效果分析[J] .油氣井測試，2005，14（4）：42-44.

[7] 周風山.泡沫性能研究[J] .油田化學，1989，9（8）：267-271.

[8] 王智博.液體起泡劑排水采氣工藝技術的研究與應用[J] .天然氣工業，2005，25（11）：91-93.

The produced water analysis and the new foaming agent test in sulige gas field

MOU Chunguo，MA Haibin，TAN Bo，LI Yanbin
（Sulige Gasfield Research Center of PetcoChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

This paper analyzed the production water types of Sulige gas field,main include Formation water、dilute the formation water、condensate water、condensate oil、A burst of water；analyzed bottom effusion characteristics of the gas well,based on the characteristics of peak pressure、the tubing pressure and casing pressure changes、the curve changes of the gas production,can determine the down-hole liquid situation of gas well.Introduced three investigation methods on production water of gas well：dynamic analysis of production、the shut-in recovery pressure investigation、well-bore pressure gradient test method,the three methods are commonly used and effective method on gas wells investigation of produced water in Sulige gas field.Introduced the preferred method and optimization principles of foaming agent of drainage gas with foam,combination the water quality of the formation water the pilot area,optimized the ERD-05 foaming agent and the ERD-06 foaming stick these two foaming agent；to optimize the filling system of the foaming agent,Carried out the field test of Foam drainage gas,the effect is obvious of drainage and increase production of the test wells.

water production type；production of dynamic；pressure gradient；surface liquid of well-bore；drainage gas；foaming agent

TE375

A

1673-5285（2012）04-0021-05

2012－02-11

牟春國（1981-），工程師，2005年畢業于長江大學石油工程專業，2008年獲西南石油大學油氣井工程專業碩士學位，現主要從事油氣井增產、采氣工藝方面的工作，郵箱：xueyuzhaoyuan@126.com。