東海強底水氣藏電泵排水采氣措施效果評價

王 佳，盛志超，徐 晨

（中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發研究院，上海 200120）

海上氣藏往往采用衰竭式開發方式，生產井利用天然能量自噴生產。對于強底水氣藏，開發中后期隨底水侵入近井，生產井出水停噴，需要采取措施排水采氣，延長氣井帶水自噴周期[1-4]。研究與實踐均表明，對于見水后的強底水油藏，通過在井筒中下入電潛泵以大液量方式“提液采油”，可有效提升產油量[5-7]。借鑒油藏成功經驗，近年來，電泵排水采氣措施開始在東海強底水氣藏推廣應用，但對于措施應用效果，還未進行系統評價。X 氣藏是東海典型強底水氣藏，水體倍數高達20 倍以上，氣藏多口生產井投產后快速見水，部分氣井積液停噴。為改善開發效果，2019年針對X 氣藏X1 井實施電泵排水采氣措施。本文以X1 井為例分析強底水氣藏實施電泵排采生產特征，評價強底水氣藏電泵排采措施效果，并通過研究強底水氣藏水侵后氣水滲流規律及水侵量變化，探討電泵排采措施對此類氣藏適用性，研究認識對于指導同類氣藏合理選擇排水采氣措施有一定指導意義。

1 氣藏概況

X 氣藏位于東海陸架盆地西湖凹陷中央背斜帶的南部，為穹窿背斜構造。氣藏埋深2 000～3 000 m，孔隙度15.3%，滲透率31.3×10?3μm2，為中孔中滲儲層。X 氣藏儲層厚度大，砂層平均厚度56.3 m，氣層平均厚度26.9 m，水體能量活躍，水體倍數高達20 倍以上，整體為厚層塊狀強底水氣藏。

X 氣藏共有6 口生產井，投產初期采用高配產高產氣量方式運行，氣藏采氣速度高達9.2%，地層能量虧空，使得外部水體快速侵入，氣藏無水采氣期僅29 個月，投產5 年內，低部位3 口生產井均見水，產氣量快速下滑，氣藏產氣速度下降至2.6%。

2 典型氣井電泵排水采氣措施效果評價

2.1 措施井概況

措施井X1 井2012 年2 月投產，開采X 強底水氣藏，無水期高峰日產氣達13×104m3/d。2016 年見水后，井口產水量快速上升，產氣量隨之下降，2018年末，該井產氣量已降至5.3×104m3/d（圖1），綜合地質、測井及生產動態判斷X1 井產出水來源為X 氣藏底水。

圖1 X1 井生產動態曲線Fig.1 Production performance curve of Well X1

因X1 井位于X 氣藏邊部，2019 年對X1 井實施單井點大液量電泵排水采氣措施，以期實現兩個目標：①X1 井提液采氣，提升產氣量；②利用X1 井在氣藏邊部大排量采液，延緩底水推進，從而起到延緩鄰井及高部位氣井水侵的作用。

2.2 措施實施效果評價

（1）X1 井提液采氣效果評價

X1 井于2019 年6 月關井進行電泵作業，2019年9 月至11 月期間，電泵間歇開啟生產，11 月后電泵連續運行。分析X1 井生產動態曲線（圖1）可知：9 月至11 月電泵間歇開啟期間，X1 井產水量由322 m3/d 升至440 m3/d，電泵提液效果明顯，但同時，X1 井產氣量由9.8×104m3/d 降至3.5×104m3/d；11月后電泵連續運行期間，X1 井產水量穩定于440 m3/d，日產氣量持續下降至不足1×104m3/d，實施電泵排采后，X1 井產氣量不增反降，未能達到提升產氣量的目的。

（2）延緩水侵效果評價

X 氣藏砂體連井對比如圖2 所示，X2 井為X1 井西部高部位鄰井，與X2 井距離僅400 m，分析X2 井生產動態曲線（圖3），X1 井2019 年9 月2 日開啟電泵生產后X2 井很快于2019 年9 月24 日見水，且一年內產水量由3.5 m3/d 快速上升至32 m3/d，表現出水侵見水特征。鄰井X2 井快速水侵表明，X1 井電泵排水措施未能有效延緩鄰井水侵進度。

圖2 X 氣藏砂體連井對比圖Fig.2 Comparison diagram of sand body connected wells in X gas reservoir

3 氣井電泵排采措施不見效原因分析

3.1 電泵排采后X1 井水侵加劇

采用視壓降法[8]計算X1 井水侵量，根據物質平衡原理，在水驅氣藏開發過程中隨著氣藏內天然氣和水的采出，地層壓力不斷下降，引起氣藏內天然氣、地層束縛水的彈性膨脹及巖石的壓縮，并導致邊底水的侵入，其過程滿足以下物質平衡方程：

采用擬壓力表示水驅氣藏物質平衡方程：

氣藏擬壓力（Pp）與累積產氣量（Gp）關系曲線稱為生產指示曲線，定容氣藏開發過程中氣藏擬壓力（PH）與累計產氣量呈線性關系，而水驅氣藏由于邊水能量的補充，氣藏擬壓力（PF）與累計產氣量呈非線性關系，利用定容氣藏與水侵氣藏生產指示曲線做差：

根據差值，可計算出存水體積系數 ω，進而求解出水侵量值：

式中：G為氣藏原始地質儲量，m3；Bgi、Bg為原始條件下及目前天然氣體積系數，無因次；Ct為氣藏綜合壓縮系數，MPa?1；Gp為累計產氣量，m3； ΔP為氣藏總壓降，MPa；We為水侵量，m3；Wp為累計產水量，m3；Bw為地層水體積系數，無因次；Ppi、Pp為氣藏原始條件下及目前地層擬壓力，即P/Z，MPa；P為目前地層壓力，MPa；Z為偏差系數，無因次。

根據生產指示曲線差值（圖4）計算了X1 井月水侵量（圖5），各階段水侵量數據見表1，計算結果表明，X 氣藏底水能量較強，單井水侵量大；對比X1 井電泵排采前后兩個階段水侵量發現，實施電泵排采措施后，X1 井月水侵量呈上升趨勢，由此表明，實施電泵排采措施后，X1 井水侵狀況有所加劇。

圖4 X1 井視壓降法生產指示曲線Fig.4 Production indication curve of visual pressure drop method in Well X1

圖5 X1 井月水侵量曲線Fig.5 Monthly water influx curve of Wel X1l

3.2 電泵排采造成局部氣水界面加速上移

統計X 氣藏6 口生產井的投產時間、構造位置、見水時間、無水采氣期，并按照見水先后進行排序（表2）。通過對比發現，2019 年9 月X1 井實施電泵排采前，X 氣藏生產井具有明顯自低部位向高部位依次見水特征，位于構造低部位的兩口生產井X6、X5 井率先見水，隨后為構造中部生產井X1、X3 井，且見水生產井無水采氣期依次延長，顯示X 氣藏氣水界面自低部位向高部位穩定上移。實施電泵排采當月，高部位鄰井X2 井提前見水，且快速水淹（圖3），表明電泵排采造成局部氣水界面加速上移。

表2 X 氣藏生產井見水順序統計Table 2 Statistical of water breakthrough sequence in X gas reservoir production wells

為分析X 氣藏水侵后氣水滲流規律，建立典型模型，模擬X 氣藏含水飽和度變化過程。模型構造及氣藏參數參照X 氣藏實際參數，生產動態數據參照6 口氣井實際生產數據。

X 氣藏各階段含氣飽和度變化過程見圖6～圖8，將X 氣藏氣水滲流過程劃分為兩個階段：第一階段（2011 年1 月～2019 年8 月），該階段6 口生產井均采用自噴方式生產，工作制度穩定，在底水能量驅替下，X 氣藏氣水界面基本保持平穩上移，在低部位首先形成水淹區；第二階段（2019 年9 月～2020 年10 月），X1 井于2019 年9 月實施電泵排采措施，因單井點高強度排液，X1 井周邊形成較大的壓降漏斗，引起局部氣水界面加速上移，造成X1 井周圍快速水淹。

圖6 X 氣藏含水飽和度（2016.1）Fig.6 X gas reservoir gas saturation (2016.1)

圖7 X 氣藏含水飽和度 （2018.1）Fig.7 X gas reservoir gas saturation (2018.1)

圖8 X 氣藏含氣飽和度（2020.1）Fig.8 X gas reservoir gas saturation (2020.1)

3.3 無因次產氣能力下降

分析X 氣藏實測氣水相滲曲線（圖9），隨含水飽和度Sw 增大，氣相相對滲透率Krg 直線下降，逐步趨近于0，水相滲透率Krw 快速上升。研究表明，不同于水侵油藏，氣藏一旦水侵出水，地層水沿孔隙壁面流動，氣相滲流通道減少，由于地層水卡斷，在孔喉處形成氣泡，產生賈敏效應，使地層滲流阻力明顯增大[9-11]?；赬 氣藏實測氣水相滲數據，以水相流度與氣水總流度的比值表征地下產水體積比例，以氣相流度與初始氣水總流度的比值表征無因次產氣能力，將氣水流度之和無因次化表征無因次產出能力，繪制無因次產出能力曲線（圖10）。由圖10 可知，X 氣藏地層產水比例上升后，無因次產氣能力大幅下降，造成井口產氣量下滑。

圖9 X 氣藏實測氣水相滲曲線Fig.9 Measured gas-water permeability curve of X gas reservoir

圖10 X 氣藏無因次產出曲線Fig.10 Dimensionless production curve of X gas reservoir

4 強底水氣藏合理排水采氣措施探討

X1 井電泵排采實踐表明，強底水氣藏水體活躍，水驅前緣不穩定，難以通過高強度排液措施控水，反而因過大生產壓差引起水侵加劇、局部氣水界面失衡，因此電泵排采措施并不適用?？偨Y東海大量產水氣井成功治理經驗，針對此類強底水氣藏，控水、治水重點應為控制氣水界面緩慢平穩上升，防止潛力區域過快水淹。氣藏產水初期，可利用控制采氣速度、平面均衡采氣等手段延緩水侵速度，產水中后期可實施針對性排水采氣措施，延長氣井生命周期，提升產水氣井開發效果。統計東海典型強底水氣藏排水采氣措施共計29 井次（表3），對比可知，卡堵水、氣舉、速采管柱三類措施效果較好，措施見效率43%～100%，單井平均日增氣（0.8～3.9）×104m3，單井平均累增氣（0.11～0.16）×108m3。

表3 東海典型強底水氣藏排水采氣措施效果統計Table 3 Effect statistics of drainage and gas production measures for typical strong bottom water gas reservoirs in East China Sea

5 結論

（1）強底水氣藏，水體活躍，水驅前緣不穩定，阻擋底水推進難度較大，因此該類氣藏控水、治水重點應為控制氣水界面緩慢平穩上升，防止潛力區域過快水淹。

（2）X1 氣井電泵排采實踐表明，此類單井點高強度排液措施對強底水氣藏并不適用，過大生產壓差，易引起局部氣水界面加速上升，導致氣井及周邊鄰井水侵加劇。

（3）隨地下產水比例上升，氣相滲流阻力增大，氣層無因次產氣能力快速下降，引起氣井產量衰減。

（4）卡堵水、氣舉、速采管柱三類排水采氣措施在東海強底水氣藏應用效果較好，可作為強底水氣藏產水中后期推薦排水采氣手段。