李躍林 張風(fēng)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(tài)監(jiān)測與分析技術(shù)*

李躍林 張風(fēng)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(diǎn)，動態(tài)監(jiān)測與分析面臨很大困難。通過該氣田的開發(fā)實(shí)踐及技術(shù)研發(fā)攻關(guān)，形成了一系列適用于高溫高壓氣井的動態(tài)監(jiān)測技術(shù)：對高溫氣井常規(guī)測試方法和監(jiān)測制度進(jìn)行了優(yōu)化，減少了測試工作量和降低了測試風(fēng)險(xiǎn)；將管流計(jì)算分析與產(chǎn)能方程結(jié)合，形成了井口產(chǎn)能測試技術(shù)，為優(yōu)化氣井配產(chǎn)和工作制度提供了依據(jù)?；跉獠啬鏊a(chǎn)量計(jì)算方法的凝析水預(yù)測技術(shù)以及產(chǎn)出水實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)，結(jié)合產(chǎn)出剖面生產(chǎn)測井技術(shù)形成了高溫氣井產(chǎn)水定量分析技術(shù)和產(chǎn)出水識別技術(shù)，指導(dǎo)了堵水措施的成功實(shí)施。應(yīng)用本文研究成果在降低測試風(fēng)險(xiǎn)和測試成本的同時(shí)，還準(zhǔn)確獲取了相關(guān)測試資料，從而為氣田下步開發(fā)方案的制訂和決策提供了指導(dǎo)。

崖城13-1氣田；高溫氣藏；動態(tài)監(jiān)測；產(chǎn)能測試；凝析水；產(chǎn)出剖面

崖城13-1氣田是目前國內(nèi)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(diǎn)，動態(tài)監(jiān)測與分析面臨如下難題。

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

2) 氣井產(chǎn)水。崖城13-1氣田儲層中存在邊底水，開發(fā)過程中水氣比不斷上升，而且產(chǎn)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(zhì)的產(chǎn)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(tài)監(jiān)測和分析中存在的難題，為優(yōu)化開發(fā)效果，從動態(tài)監(jiān)測入手，通過系統(tǒng)的壓力測試和生產(chǎn)測井落實(shí)氣田產(chǎn)量(產(chǎn)能)變化和儲量動用情況，結(jié)合水分析、管流計(jì)算、凝析水預(yù)測等動態(tài)分析技術(shù)，形成了一系列適用于高溫高壓氣井的動態(tài)監(jiān)測技術(shù)，指導(dǎo)了氣井配產(chǎn)優(yōu)化及后續(xù)的堵水等措施的實(shí)施，達(dá)到了提高儲量動用程度、優(yōu)化開采速度、提高經(jīng)濟(jì)采收率的最終目的。

1 高溫氣井產(chǎn)能測試技術(shù)

1.1 常規(guī)測試方法優(yōu)化技術(shù)

崖城13-1氣田是高溫高壓氣藏，常規(guī)的溫壓測試設(shè)備下井會有很大的測試風(fēng)險(xiǎn)。為降低風(fēng)險(xiǎn)并達(dá)到動態(tài)監(jiān)測的目的，壓力溫度監(jiān)測采用耐高溫高壓儀器(耐溫200 ℃，耐壓68 MPa)，并對動態(tài)資料錄取原則進(jìn)行了優(yōu)化。

1) 氣層壓力溫度監(jiān)測。每個(gè)氣層開發(fā)層系在正常生產(chǎn)時(shí)每年監(jiān)測一次壓力及壓力梯度曲線，壓力計(jì)下到儲層中部，同時(shí)獲取氣層溫度與溫度梯度曲線。

2) 產(chǎn)能測試及不穩(wěn)定試井。在開發(fā)初期采用回壓試井的方式進(jìn)行產(chǎn)能評價(jià)，產(chǎn)能測試結(jié)束后直接關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，分析生產(chǎn)過程中儲層物性的變化情況[5]。在開發(fā)中后期為達(dá)到監(jiān)測產(chǎn)能、地層壓力和儲層物性變化的趨勢，制定了重點(diǎn)位置進(jìn)行產(chǎn)能測試和壓力恢復(fù)試井，非重點(diǎn)位置輪換測試的監(jiān)測策略，盡量減少測試工作量和測試風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，在開發(fā)后期根據(jù)產(chǎn)能測試的資料優(yōu)化了一點(diǎn)法產(chǎn)能測試方法[6]，既縮短了測試時(shí)間，又節(jié)約了測試費(fèi)用。優(yōu)化后的崖城13-1氣田一點(diǎn)法產(chǎn)能計(jì)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(chǎn)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(chǎn)能測試方法優(yōu)化配產(chǎn)技術(shù)

氣井的產(chǎn)能方程為

(3)

產(chǎn)能測試得到的IPR曲線，通常是井底流壓與產(chǎn)量之間的關(guān)系曲線，從而計(jì)算氣井的無阻流量。在地層壓力下降時(shí)，氣井產(chǎn)能方程通常不會發(fā)生變化，通過改變地層壓力即可計(jì)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(biāo)圖上，可以得到氣井產(chǎn)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(yīng)地層壓力下的氣井產(chǎn)量與井底流壓的關(guān)系；反之也可以通過井底流壓和氣井產(chǎn)量的關(guān)系推測地層壓力和氣井的無阻流量。

高溫氣田開發(fā)中井底的流動壓力難以實(shí)時(shí)測量，主要通過井口壓力和產(chǎn)量計(jì)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(jì)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(chǎn)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(jìn)行井底壓力計(jì)算，只須在計(jì)算時(shí)將產(chǎn)量及密度進(jìn)行校正。單相氣井垂直管流公式很多，測試資料驗(yàn)證Cullender-Smith方法(式(4))在崖城13-1氣田具有較高的準(zhǔn)確性。

(4)

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

在井口產(chǎn)量和井口壓力不變的情況下，生產(chǎn)井生產(chǎn)管柱的內(nèi)徑越大，氣流的流速越慢，計(jì)算得到的井底流壓也越低。將生產(chǎn)井井口壓力設(shè)定，可以計(jì)算得到不同管徑和產(chǎn)量下的OPR交會圖版，從圖版中可以快速計(jì)算出在相應(yīng)管徑和產(chǎn)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(biāo)下，得到井口產(chǎn)能測試的交會圖版(圖1)。在穩(wěn)定生產(chǎn)條件下，井底流壓是固定的，因此2條曲線的交會點(diǎn)即為氣井生產(chǎn)系統(tǒng)的協(xié)調(diào)工作點(diǎn)(最大穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量)。當(dāng)單井系統(tǒng)的某項(xiàng)參數(shù)(如管徑、井口壓力、地層特征等)發(fā)生變化，則協(xié)調(diào)工作點(diǎn)將發(fā)生變化，通過對參數(shù)的敏感性分析，并結(jié)合生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)水分析技術(shù)

2.1 凝析水產(chǎn)量分析技術(shù)

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(jì)算對比發(fā)現(xiàn)，王俊奇公式[11]計(jì)算的水氣比曲線與崖城13-1氣田實(shí)際生產(chǎn)水氣比較為一致。利用王俊奇公式法計(jì)算出崖城13-1氣田理論凝析水氣比曲線 (圖2)，若生產(chǎn)水氣比低于理論水氣比，說明地層條件下氣態(tài)凝析水未飽和，產(chǎn)出水以凝析水為主；若生產(chǎn)水氣比高于理論水氣比，說明不僅有凝析水產(chǎn)出，地層中游離態(tài)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(chǎn)出水實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)

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(xué)環(huán)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(tài)下，天然氣氣藏中的水以水蒸氣的狀態(tài)存在[12]。由于水蒸氣可能在井筒附近地層中發(fā)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(chǎn)過程中的凝析水都具有一定的礦化度。實(shí)驗(yàn)分析證實(shí)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(chǎn)出水中Cl-濃度的變化可以確定產(chǎn)出水的主要來源。

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

圖3 崖城13-1氣田 A3井產(chǎn)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(chǎn)出剖面測試技術(shù)

崖城13-1氣田是高溫邊水氣藏，生產(chǎn)過程存在多相流動，流型和流動狀態(tài)變化大。該氣田的生產(chǎn)測井采用了耐高溫測試儀器(耐溫200 ℃)，并采用了多參數(shù)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(gè)參數(shù),既能夠減少單參數(shù)解釋的誤差，也可監(jiān)測不同深度儲層和流體的物理性質(zhì)，從整體上提高了高溫產(chǎn)水氣井產(chǎn)出剖面解釋的精度。

產(chǎn)液剖面資料分析是通過地面準(zhǔn)確的計(jì)量油氣水等產(chǎn)量數(shù)據(jù)對井下各層產(chǎn)量進(jìn)行刻度，分析出準(zhǔn)確的井下生產(chǎn)剖面，但對于高含水氣井，生產(chǎn)測井資料處理與解釋的難度較大。由于氣液流體相態(tài)的差異，在高含水氣井產(chǎn)出剖面測井解釋時(shí)，混合氣體的擬臨界溫度、壓力及氣油比等參數(shù)須重新計(jì)算，產(chǎn)出剖面解釋的關(guān)鍵在于選擇合理的流動模型。崖城13-1氣田單井產(chǎn)量遠(yuǎn)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(shí)采用霧狀流模型，定性曲線交會圖相關(guān)性好，剖面定性解釋準(zhǔn)確性高。此外，崖城13-1氣田生產(chǎn)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(jié)合的細(xì)分氣組技術(shù)，定性依據(jù)是溫度、持水、密度、壓力定性曲線有變化特征，定量依據(jù)是在射孔層上部位置對井段上部流量穩(wěn)定的層段取值，射孔層內(nèi)要在流量曲線變化的層段取值。

崖城13-1氣田進(jìn)行了多口井的產(chǎn)出剖面測試，解釋結(jié)果表明高產(chǎn)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(chǎn)水層有較明顯的升高；②自然伽馬曲線在產(chǎn)層上有正異常顯示，且隨著見水時(shí)間的增加，異常幅度逐漸加大；③流溫曲線出現(xiàn)負(fù)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(chǎn)測井可以計(jì)算該井各個(gè)小層的產(chǎn)氣量及各井的主要產(chǎn)水段和水淹層位，為后續(xù)堵水增產(chǎn)措施的制訂與實(shí)施提供依據(jù)。

分析認(rèn)為，在2006年12月份以前，A3井生產(chǎn)水氣比穩(wěn)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(chǎn)水氣比突然升高到2 m3/萬m3以上，遠(yuǎn)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(chǎn)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(jìn)行生產(chǎn)測井，驗(yàn)證了產(chǎn)水主要是地層水突破于井底區(qū)域，部分生產(chǎn)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(chǎn)水層位，生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)氣剖面解釋Fig.4 Gas production profile interpretation of Well A3 in YC13-1 gas field

3 應(yīng)用效果

崖城13-1氣田高溫高壓氣井動態(tài)監(jiān)測技術(shù)在降低測試風(fēng)險(xiǎn)和測試成本的同時(shí)，還準(zhǔn)確獲取了相關(guān)測試資料，為氣井生產(chǎn)管柱、生產(chǎn)制度優(yōu)化提供了依據(jù)，為氣田下步開發(fā)方案的制定和決策提供了指導(dǎo)。據(jù)估算，僅井口測試一項(xiàng)技術(shù)，即可在該氣田每年節(jié)約測試時(shí)間35 d，節(jié)約測試成本140萬元，為氣田生產(chǎn)的降本增效奠定了基礎(chǔ)。通過井口結(jié)點(diǎn)分析，推薦了氣井最佳的生產(chǎn)制度，優(yōu)化后測試氣田總外輸產(chǎn)氣量為532萬m3/d，較優(yōu)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(chǎn)量均提高3萬～6萬m3/d，氣田累計(jì)增加可采儲量12億～17億m3。

此外，通過對凝析水和地層產(chǎn)水的分析，論證了崖城13-1氣田氣井見水來源，大大節(jié)約了低產(chǎn)水井測試成本。對于高含水井，通過產(chǎn)出剖面測試技術(shù)鎖定了氣井見水部位，并采取相應(yīng)的堵水措施成功降低了生產(chǎn)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(jì)增氣量為150萬m3/d，預(yù)計(jì)到2021年可累積增氣12.9億m3左右。

4 結(jié)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(shè)備降低了測試風(fēng)險(xiǎn)，通過優(yōu)化監(jiān)測制度減少了測試工作量，并將管流模型與產(chǎn)能方程相結(jié)合，得到了穩(wěn)產(chǎn)氣井井口產(chǎn)能測試方法，為優(yōu)化氣井配產(chǎn)和工作制度提供了依據(jù)。

2) 通過對比崖城13-1氣田理論凝析水氣比以及產(chǎn)出水的實(shí)驗(yàn)分析和生產(chǎn)動態(tài)資料分析，結(jié)合產(chǎn)出剖面生產(chǎn)測井技術(shù)，形成了高溫氣井產(chǎn)水定量分析技術(shù)和產(chǎn)出水識別技術(shù)，指導(dǎo)了堵水措施的實(shí)施，降低了氣井生產(chǎn)水氣比，提高了氣井產(chǎn)量。

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(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(xiàng)目“海上大型砂巖氣藏開發(fā)中后期綜合治理及開發(fā)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(yè)于原西南石油學(xué)院油藏工程專業(yè)并獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)主要從事南海西部油氣田開發(fā)技術(shù)與管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)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(fēng)波,曾桃，等.崖城13-1氣田高溫氣井動態(tài)監(jiān)測與分析技術(shù)[J].中國海上油氣，2017,29(1)：65-70.

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TE373

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2016-07-25 改回日期：2016-11-15