崖城13-1氣田高溫氣井動態監測與分析技術*

李躍林 張風波 曾 桃 李樹松 馬 帥 湯明光

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田高溫氣井動態監測與分析技術*

李躍林 張風波 曾 桃 李樹松 馬 帥 湯明光

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海瓊東南盆地崖城13-1氣田是典型的海上高溫高壓氣田，具有井深大、水氣比變化大等特點，動態監測與分析面臨很大困難。通過該氣田的開發實踐及技術研發攻關，形成了一系列適用于高溫高壓氣井的動態監測技術：對高溫氣井常規測試方法和監測制度進行了優化，減少了測試工作量和降低了測試風險；將管流計算分析與產能方程結合，形成了井口產能測試技術，為優化氣井配產和工作制度提供了依據。基于氣藏凝析水產量計算方法的凝析水預測技術以及產出水實驗分析技術，結合產出剖面生產測井技術形成了高溫氣井產水定量分析技術和產出水識別技術，指導了堵水措施的成功實施。應用本文研究成果在降低測試風險和測試成本的同時，還準確獲取了相關測試資料，從而為氣田下步開發方案的制訂和決策提供了指導。

崖城13-1氣田；高溫氣藏；動態監測；產能測試；凝析水；產出剖面

崖城13-1氣田是目前國內最大的海上高溫高壓氣田[1-2]，具有儲層埋深大、水氣比變化大等特點，動態監測與分析面臨如下難題。

1) 測試風險大。崖城13-1氣田儲層溫度高(超過175 ℃)，常規的壓力溫度監測設備難以完全下入井底，測試風險較高；且開發初期井口壓力高，須采用耐溫壓等級高的監測設備進行資料錄取。因此，為減少測試風險，須改進動態監測的原則和制度，采用合適的測試設備并改進測試方法以確保動態監測資料的成功錄取[3]。

2) 氣井產水。崖城13-1氣田儲層中存在邊底水，開發過程中水氣比不斷上升，而且產出水來源不一，凝析水、隙間水、地層水等都可能存在，因此針對不同性質的產出水須采取不同的措施方案來治理[4]。

針對以上崖城13-1氣田在動態監測和分析中存在的難題，為優化開發效果，從動態監測入手，通過系統的壓力測試和生產測井落實氣田產量(產能)變化和儲量動用情況，結合水分析、管流計算、凝析水預測等動態分析技術，形成了一系列適用于高溫高壓氣井的動態監測技術，指導了氣井配產優化及后續的堵水等措施的實施，達到了提高儲量動用程度、優化開采速度、提高經濟采收率的最終目的。

1 高溫氣井產能測試技術

1.1 常規測試方法優化技術

崖城13-1氣田是高溫高壓氣藏，常規的溫壓測試設備下井會有很大的測試風險。為降低風險并達到動態監測的目的，壓力溫度監測采用耐高溫高壓儀器(耐溫200 ℃，耐壓68 MPa)，并對動態資料錄取原則進行了優化。

1) 氣層壓力溫度監測。每個氣層開發層系在正常生產時每年監測一次壓力及壓力梯度曲線，壓力計下到儲層中部，同時獲取氣層溫度與溫度梯度曲線。

2) 產能測試及不穩定試井。在開發初期采用回壓試井的方式進行產能評價，產能測試結束后直接關井進行壓力恢復測試，分析生產過程中儲層物性的變化情況[5]。在開發中后期為達到監測產能、地層壓力和儲層物性變化的趨勢，制定了重點位置進行產能測試和壓力恢復試井，非重點位置輪換測試的監測策略，盡量減少測試工作量和測試風險。同時，在開發后期根據產能測試的資料優化了一點法產能測試方法[6]，既縮短了測試時間，又節約了測試費用。優化后的崖城13-1氣田一點法產能計算公式為

(1)

其中

(2)

式(1)、(2)中：qAOF為無阻流量，萬m3/d；qsc為測試產量，萬m3/d；pD為無因次壓力平方差；pr、pwf分別為地層壓力、井底流壓，MPa。

1.2 井口產能測試方法優化配產技術

氣井的產能方程為

(3)

產能測試得到的IPR曲線，通常是井底流壓與產量之間的關系曲線，從而計算氣井的無阻流量。在地層壓力下降時，氣井產能方程通常不會發生變化，通過改變地層壓力即可計算氣井的無阻流量。將不同地層壓力下的IPR曲線疊合到同一坐標圖上，可以得到氣井產量與井底流壓交會圖版，通過交會圖版可以快速得到在相應地層壓力下的氣井產量與井底流壓的關系；反之也可以通過井底流壓和氣井產量的關系推測地層壓力和氣井的無阻流量。

高溫氣田開發中井底的流動壓力難以實時測量，主要通過井口壓力和產量計算井底流動壓力。氣井井口壓力折算為井底壓力的算法較為成熟[7]，計算過程中考慮井型、水氣比、管徑的變化等，誤差較小。崖城13-1氣田氣井生產液氣比大多低于7.31 m3/萬m3，氣流中液體含量低，在高速氣流的沖擊下，低含量液體以霧狀均勻地散布在氣體中，因此可以采用單相氣井垂直管流公式進行井底壓力計算，只須在計算時將產量及密度進行校正。單相氣井垂直管流公式很多，測試資料驗證Cullender-Smith方法(式(4))在崖城13-1氣田具有較高的準確性。

(4)

式(4)中：ptf為井口壓力，MPa；p、T分別為井筒中某一點壓力和溫度，MPa、K；Z為氣體在p、T下的偏差系數；qt為氣總產量，m3/d；d為油管內徑，m；f為摩阻系數；γmix為復合氣體相對密度；H為井筒深度，m。

在井口產量和井口壓力不變的情況下，生產井生產管柱的內徑越大，氣流的流速越慢，計算得到的井底流壓也越低。將生產井井口壓力設定，可以計算得到不同管徑和產量下的OPR交會圖版，從圖版中可以快速計算出在相應管徑和產量下的井底流壓。

將IPR交會圖版與OPR交會圖版疊合到同一坐標下，得到井口產能測試的交會圖版(圖1)。在穩定生產條件下，井底流壓是固定的，因此2條曲線的交會點即為氣井生產系統的協調工作點(最大穩產產量)。當單井系統的某項參數(如管徑、井口壓力、地層特征等)發生變化，則協調工作點將發生變化，通過對參數的敏感性分析，并結合生產情況就可以分析出每口氣井的最佳工作制度。

圖1 崖城13-1氣田A1井井底流壓-產量交會圖版Fig.1 Cross plot of flowing bottom hole pressure and production of Well A1 in YC13-1 gas field

2 高溫氣井產水分析技術

2.1 凝析水產量分析技術

地層條件下天然氣氣藏中飽和了地層水[8-10]，影響天然氣中凝析水含量的因素主要有儲層溫度、壓力、氣體組成等。通過多種方法計算對比發現，王俊奇公式[11]計算的水氣比曲線與崖城13-1氣田實際生產水氣比較為一致。利用王俊奇公式法計算出崖城13-1氣田理論凝析水氣比曲線 (圖2)，若生產水氣比低于理論水氣比，說明地層條件下氣態凝析水未飽和，產出水以凝析水為主；若生產水氣比高于理論水氣比，說明不僅有凝析水產出，地層中游離態的隙間水或者邊水、底水也可參與流動。

圖2 崖城13-1氣田理論凝析水氣比曲線Fig.2 Theoretically condensate water-gas ratio curve of YC13-1 gas field

2.2 產出水實驗分析技術

地層水中各種離子的濃度(礦化度)反映了油氣藏形成過程的水動力特征和地球化學環境。南海西部氣田地層水的礦化度一般隨埋深增大而增高。崖城13-1氣田氣藏地層水的礦化度為16 000～38 000 mg/L，主要的礦物離子有Cl-、HCO3-、SO42-，其中Cl-濃度的變化趨勢與礦化度基本一致。

高溫高壓地層狀態下，天然氣氣藏中的水以水蒸氣的狀態存在[12]。由于水蒸氣可能在井筒附近地層中發生凝析作用，與高礦化度的地層水或措施工作液混合，所以氣井生產過程中的凝析水都具有一定的礦化度。實驗分析證實崖城13-1氣田凝析水中Cl-濃度通常小于1 000 mg/L，而原始地層水中Cl-濃度通常超過10 000 mg/L，因此通過分析產出水中Cl-濃度的變化可以確定產出水的主要來源。

由圖3所示的崖城13-1氣田A3井產出水中Cl-濃度變化可以看出，2006年以前生產水中Cl-濃度很低，明顯低于100 mg/L，此時產出水中主要是凝析水，生產水氣比與理論凝析水的水氣比基本一致；2008年以后，生產水中Cl-濃度大幅上升，表明生產水由凝析水逐漸變為地層水，此時水氣比急劇上升，遠遠高出理論凝析水水氣比，分析認為是地層水突破井底所致。

圖3 崖城13-1氣田 A3井產出水Cl-濃度及水氣比變化Fig.3 Chloriide concentration and water-gas ratio curvs of produced water of Well A3 in YC13-1 gas field

2.3 產出剖面測試技術

崖城13-1氣田是高溫邊水氣藏，生產過程存在多相流動，流型和流動狀態變化大。該氣田的生產測井采用了耐高溫測試儀器(耐溫200 ℃)，并采用了多參數組合的測試方法，儀器一次測試可以錄取溫度、壓力、密度、自然伽馬、磁定位、持率和流量等多個參數,既能夠減少單參數解釋的誤差，也可監測不同深度儲層和流體的物理性質，從整體上提高了高溫產水氣井產出剖面解釋的精度。

產液剖面資料分析是通過地面準確的計量油氣水等產量數據對井下各層產量進行刻度，分析出準確的井下生產剖面，但對于高含水氣井，生產測井資料處理與解釋的難度較大。由于氣液流體相態的差異，在高含水氣井產出剖面測井解釋時，混合氣體的擬臨界溫度、壓力及氣油比等參數須重新計算，產出剖面解釋的關鍵在于選擇合理的流動模型。崖城13-1氣田單井產量遠高于氣井的臨界攜液流量，受高速氣流的沖擊，井筒中流體近似為霧狀流，解釋時采用霧狀流模型，定性曲線交會圖相關性好，剖面定性解釋準確性高。此外，崖城13-1氣田生產測井資料處理和解釋過程中采用了定性曲線判斷與定量曲線結合的細分氣組技術，定性依據是溫度、持水、密度、壓力定性曲線有變化特征，定量依據是在射孔層上部位置對井段上部流量穩定的層段取值，射孔層內要在流量曲線變化的層段取值。

崖城13-1氣田進行了多口井的產出剖面測試，解釋結果表明高產水氣井特征比較突出，每口井下部位置都有一定程度的積液。如圖4所示，A3井出水層各曲線特征如下：①流體密度曲線在產水層有較明顯的升高；②自然伽馬曲線在產層上有正異常顯示，且隨著見水時間的增加，異常幅度逐漸加大；③流溫曲線出現負異常顯示；④持水率曲線呈直線，僅在變徑段由于集流的原因有所升高。通過生產測井可以計算該井各個小層的產氣量及各井的主要產水段和水淹層位，為后續堵水增產措施的制訂與實施提供依據。

分析認為，在2006年12月份以前，A3井生產水氣比穩定(0.3～0.7 m3/萬m3)，與凝析水水氣比基本一致，Cl-濃度低于100 mg/L；在隨后的2～3年里，生產水氣比突然升高到2 m3/萬m3以上，遠高于凝析水水氣比，Cl-濃度則上升到1 000 mg/L以上，表明氣井的產水并非是單純的凝析水，而含有一定的邊底水。2012年對A3井進行生產測井，驗證了產水主要是地層水突破于井底區域，部分生產層位氣水同出。2012年6月對A3井采用堵水措施，封堵了主要的產水層位，生產水氣比降低到約1.0 m3/萬m3，Cl-濃度再次降低至100 mg/L以下，證明A3井生產水主要來源于邊底水的判斷是正確的。

圖4 崖城13-1氣田A3井產氣剖面解釋Fig.4 Gas production profile interpretation of Well A3 in YC13-1 gas field

3 應用效果

崖城13-1氣田高溫高壓氣井動態監測技術在降低測試風險和測試成本的同時，還準確獲取了相關測試資料，為氣井生產管柱、生產制度優化提供了依據，為氣田下步開發方案的制定和決策提供了指導。據估算，僅井口測試一項技術，即可在該氣田每年節約測試時間35 d，節約測試成本140萬元，為氣田生產的降本增效奠定了基礎。通過井口結點分析，推薦了氣井最佳的生產制度，優化后測試氣田總外輸產氣量為532萬m3/d，較優化前增加約78萬m3/d。單井測試中，除A12Sah井及A8井外，其余井產量均提高3萬～6萬m3/d，氣田累計增加可采儲量12億～17億m3。

此外，通過對凝析水和地層產水的分析，論證了崖城13-1氣田氣井見水來源，大大節約了低產水井測試成本。對于高含水井，通過產出剖面測試技術鎖定了氣井見水部位，并采取相應的堵水措施成功降低了生產水氣比。崖城13-1氣田在2010—2014年成功完成7口井的治水措施，措施前后單井合計增氣量為150萬m3/d，預計到2021年可累積增氣12.9億m3左右。

4 結論

1) 崖城13-1氣田高溫高壓氣井通過采用耐高溫高壓測試設備降低了測試風險，通過優化監測制度減少了測試工作量，并將管流模型與產能方程相結合，得到了穩產氣井井口產能測試方法，為優化氣井配產和工作制度提供了依據。

2) 通過對比崖城13-1氣田理論凝析水氣比以及產出水的實驗分析和生產動態資料分析，結合產出剖面生產測井技術，形成了高溫氣井產水定量分析技術和產出水識別技術，指導了堵水措施的實施，降低了氣井生產水氣比，提高了氣井產量。

[1] 謝玉洪，童傳新.崖城13-1氣田天然氣富集條件及成藏模式[J].天然氣工業，2011,31(8):1-5.XIE Yuhong,TONG Chuanxin.Conditions and gas pooling modes of natural gas accumulation in the Yacheng 13-1 Gas Field[J].Natural Gas Industry,2011，31(8):1-5.

[2] 王雯娟,成濤,歐陽鐵兵.崖城13-1氣田中后期高效開發難點及對策[J].天然氣工業，2011,31(8):22-24.WANG Wenjuan,CHENG Tao,OUYANG Tiebing.Challenges and solutions to a steady production in the mid-late development of the Yacheng 13-1 Gas Filed[J].Natural Gas Industry,2011，31(8):22-24.

[3] 吳木旺，梁豪，姜洪豐.瓊東南盆地深水區高滲氣井測試設計關鍵技術與實踐[J].中國海上油氣，2015，27(6):31-36.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.06.005.WU Muwang,LIANG Hao,JIANG Hongfeng.Key technology of testing design for high-permeability gas well in the deep water area of the Qiongdongnan Basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015，27(6):31-36.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2015.06.005.

[4] 湯明光，劉清華，張風波,等.崖城13-1 氣田凝析水產出變化規律研究[J].石油化工應用，2016， 35(6):40-53.TANG Mingguang，LIU Qinghua，ZHANG Fengbo,et al.Study on the condensate water-producing law in the Yacheng 13-1 gasfield[J].Petrochemical Industry Application,2016， 35(6):40-53.

[5] 陳元千.油氣藏工程計算方法[M].北京：石油工業出版社，1990.

[6] 李躍剛，王曉東.利用單點測試資料建立氣井產能方程的新方法[J].天然氣工業，1996，16(2)：49-51.LI Yaogang,WANG Xiaodong.Building productivity equation of gas well based on singlepoint test data[J].Natural Gas Industry,1996,16(2)：49-51.

[7] CULLENDER M H,SMITH R V.Practical solution of gas flow equation for wells and pipelines with large temperature gradient[J].Journal of Petroleum Technology,1956，8(12):281.

[8] 鐘太賢，袁士義，胡永樂，等.凝析氣流體的復雜相態[J].石油勘探與開發，2004，31(2)：125-127.ZHONG Taixian,YUAN Shiyi,HU Yongle，et al.Complex phase behavior of gas condensate systems[J].Petroleum Exploration and Development.2004，31(2):125-127.

[9] 石德佩，孫雷，劉建儀，等.高溫高壓含水凝析氣相態特征研究[J].天然氣工業，2006，26(3)：95-97.SHI Depei,SUN Lei,LIU Jianyi,et al.Phase behavior of wet condensate gas at high temperature and pressure[J].Natural Gas Industry,2006，26(3)：95-97.

[10] 湯勇，孫雷，杜志敏,等.異常高溫氣井凝析水產出機理及動態研究[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2007，22(1)：68-71.TANG Yong,SUN Lei,DU Zhimin,et al.Study on the mechanism and performance of the condensate water producing from abnormal high-temperature gas wells[J].Journal of Xi’an Shiyou University (Natural Science Edition),2007,22(1):68-71.

[11] 王俊奇.天然氣含水量計算的簡單方法[J].石油與天然氣化工，1994，23(3):192- 193.WANG Junqi.Simple water content computational method in natural gas[J].Chemical Engineering of Oil and Gas,1994，23(3):192-193.

[12] DE HEMPTINNE J C D,ZHOU Honggang,MORACCHINI G,et al.Influence of water on the estimate of gas in place[R].SPE 36669,1996.

(編輯：張喜林)

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(中國)有限公司綜合科研項目“海上大型砂巖氣藏開發中后期綜合治理及開發策略研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

李躍林，男，高級工程師， 1989年畢業于原西南石油學院油藏工程專業并獲學士學位，現主要從事南海西部油氣田開發技術與管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區22號信箱(郵編：524057)。E-mail:liylin@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0065-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.009

李躍林,張風波,曾桃，等.崖城13-1氣田高溫氣井動態監測與分析技術[J].中國海上油氣，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