普光气田边底水气井动态特征及治水对策研究

普光气田边底水气井动态特征及治水对策研究
蒋光迹
【摘要】普光气田具有\"三高一深\"的特点,气藏水体发育,飞仙关组发育有边水,长兴组发育底水,随着生产进行,见水气井不断增加,对开发产生了较大影响.生产动态表明,边底水气井的水侵特征不一致,产液量变化规律不同.针对边底水不同的生产动态特征开展研究,分析不同类型水侵特点,针对性开展边水和底水气井治水措施,提出了控水、堵水以及间歇生产等措施,达到延长气井生产时间目的.目前对普光A井进行不动生产管柱堵水作业,结合动静态研究结果确定堵水层位,考虑高含硫气井完井管柱的特殊性,创新采用\"连续油管+过油管桥塞+水泥塞\"技术,作业后气井日产液量由300 m3降低至3 m3,堵水效果良好.但堵水不能从根本上解决气藏治水的问题,气井仍面临二次见水问题.本研究成果对同类气田边底水气藏治水对策具有极强的借鉴意义.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2019(038)005
【总页数】6页(P68-73)
【关键词】水侵;动态特征;边底水;治水对策;堵水;二次见水
【作者】蒋光迹
【作者单位】中原油田普光分公司,四川达州 635100
【正文语种】中文
【中图分类】TE358.3
1 普光气田边底水概况
普光气田飞仙关组气藏东部发育边水，原始气水界面-5 125 m；目前主要沿Ⅲ、
Ⅳ层序侵入。

长兴组气藏为带底水的碳酸盐岩构造-岩性气藏，根据气井实钻资料
及储层预测[1-4]，将长兴组划分为9个礁群，2个礁间滩，长兴组气水关系复杂，各礁体均为独立气水系统、互不连通，呈“一礁、一藏、一界面”特征。

2 边底水气井生产动态特征
分析边底水气井生产动态特征，边水产水井见水后，产液量、液气比随着生产进行不断升高，与见水后生产天数成正比，即使调整产量，液气比上升依然保持上升趋势（见图1）。

底水产水井见水后，产液量、液气比随着生产进行，产气量与液气比呈明显的正相关性，表明该井底水锥进受生产压差影响[5-7]。

产气量越大，生
产压差越大，液气比上升；产气量下降，生产压差减小，底水受重力影响回落，液气比也随之下降（见图2）。

普光A等边水气井关井后再次开井，液气比均出现了大幅上升。

而普光B井属于
底水锥进，关井后再次开井产液量出现降低（见表1）。

图1 六口边水气井液气比变化情况
图2 底水气井液气比变化情况
表1 产水气井关井后复产液气比变化表井号水侵类型关井天数/d关井前液气比/（m3/104m3）关井后液气比/（m3/104m3）液气比倍数关系普光A 边水 54 7.51 15.44 2.06普光B 底水 108 0.26 0.2 0.77
图3 普光主阶段水侵量曲线
3 普光气田治水对策研究
3.1 边水治水对策
普光气田边水气井以控为主，以堵为辅，控堵结合治理水侵取得较好效果[8-11]。

通过控制气井产气量，使水侵特征气井生产压差控制在2.0 MPa以下，水侵趋势自2015年3月以来没有明显变化，亿方气水侵量稳定在4.66×104m3左右，水侵得到了控制（见图3）。

在控水基础上，为避免躺井，对产水量大的普光A井进行了精准堵水，堵水前日产气量20×104m3，油压10 MPa，日产水最高达310 m3；堵水后日产气16.7×104m3，油压18.0 MPa，日产液下降并稳定在3 m3。

3.2 底水气井治水对策
底水气藏以控为主，综合考虑间歇生产措施。

结合达西定律和渗流理论，根据底水油藏临界携液模型，基于临界携液流量和底水锥进临界产量计算，定量表征临界生产压差随开采时间增加而呈现递减趋势的变化规律，研究底水气藏临界产量。

计算普光B井的临界产量为8.3×104m3/d，需要保持该产量能稳定生产。

分析普光B井近期生产情况，产能难以持续稳定生产，分析适合开展间歇生产。

对比近期生产情况，普光B井关井3 d内，油压恢复速度较快，超过3 d，油压上升速度明显下降。

而开井后，生产3 d以上，产量波动较大，油压将降至9 MPa 左右，需要关井复压，综上所述，需开展关3开3的间开工作制度（油压恢复至15 MPa开井生产，开井后油压降低到外输压力9 MPa关井）（见图4）。

4 高含硫产水气井堵水及效果
4.1 堵水层位确定
结合动静态研究，为控制气井产水量，恢复气井产能；开展直井封堵水试验，评价封堵水效果。

气藏高含H2S，从气井生产特点和安全考虑，尽量降低作业难度；考虑地层水逐步推进的情况，尽量延缓地层水对该井下一步生产的影响；保障气井堵水后仍有一定的产能。

图4 普光B井采气曲线
4.1.1 产剖测试结果普光A井2013年5月产剖结果显示，5 749.2 m～5 756.6 m 为产水层，77～78号层为产水层，产水量占全井产水量的100%，水侵类型为边水。

位于TSQ1-Ⅲ层序是裂缝发育段，TSQ1-Ⅲ层序也是人工裂缝发育段（见图5）。

4.1.2 堵水层位的确定根据2013年产气剖面测试结果显示，主要水侵层段为5 749 m～5 794 m井段，77～85号层。

结合该井地质认识，该井5 718 m～5 786 m井段为裂缝发育带；5 749 m（77号层）以下至井底为易形成人工裂缝井段；5 768 m～5 805 m和5 815 m～5 823 m为高渗带。

结合气层边水整体推进，局部沿裂缝突进的认识和该井离气水边界较近（水平距离113.8 m，垂直距离61.6 m）的情况认为，边水沿投产层段下部裂缝和高渗带突进。

除已水淹的气层外，5 74
5.1 m～5 847.4 m井段的裂缝和高渗带也有水侵现象，如继续生产会逐渐产水。

为进一步延长该井复产后再次见水的时间，将裂缝、高渗带发育的5 718.4 m～5 847.4 m井段全部封堵。

综合考虑，设计封堵井段5 690 m～5 847.4 m（见图6）。

4.2 堵水技术及施工
考虑高含硫气井完井管柱的特殊性，创新采用“连续油管+过油管桥塞+水泥塞”技术，本次施工主要工序包括通井洗井、输送桥塞、注水泥塞、探塞气举排液。

图5 普光A井产气剖面测试结果
图6 普光A井封堵井段示意图（5 690 m～5 847.4 m）
施工设备采用44.45 mm防硫化氢QT900型连续油管；采用多功能控制管汇进行压井及放喷；采用外径65 mm，长度2 m的通井规完成前期井筒处理；采用贝克休斯全套桥塞坐封工具串完成桥塞坐封，其中桥塞为63.5 mm可回收式过油管桥塞；采用斯伦贝谢固井水泥浆完成覆灰；候凝48 h后，完成探灰，深度为5 679 m；采用膜制氮通过生产管汇进行气举排液。

施工期间，由于连续油管计数器故障
延迟桥塞坐封，通过人工校深后启动坐封程序，由于井下工具问题，第一次桥塞坐封失败。

根据现场实际情况讨论决定通井后先进行电测校深再进行第二次桥塞坐封。

按照调整后的施工工序，第二次桥塞坐封成功。

连续油管入井7次，电缆入井校
深1次，累计注液162.3 m3，其中注水152.8 m3，注解堵酸 7.5 m3，注水泥浆1.2 m3，注 30%液碱 0.8 m3，累计注氮 11 430 m3，累计排液 20 m3。

4.3 气井堵水后二次见水
气藏边部产水井关井/堵水导致边水向相邻气井加快推进、更多气井见水。

国内外
同类气藏开发成功经验和失败教训和普光气田主体数值模拟结果及产水气井堵水复产均表明，对整装气藏，堵水对产水气井复产、避免躺井具有一定效果，但不能从根本上控制水侵。

分析认为边水推至井底或地层水纵向上窜，导致该井二次见水。

2015年5 月关井前，总矿化度为8 518 mg/L，水型为CaCl2，pH为6.5。

2016年11月复产后化验结果表明氯离子、总矿化度上升，总矿化度为50 000 mg/L以上。

2017年6月产出水化验结果显示，氯根离子含量25 550 mg/L、总矿化度50 612 mg/L，表现出地层水特征（见图 7）。

5 结论及建议
（1）边底水气藏产水气井液气比变化规律差异较大，边水气井液气比随生产进行不断上升，底水气井液气比相对比较稳定，但受气井配产影响较大。

（2）边水气井控堵结合治水效果较好，能有效减缓边水推进速度，延长气井生产时间。

图7 普光A井离子浓度变化图
（3）对某高含硫气井进行不动生产管柱堵水作业，结合动静态研究结果确定堵水层位，考虑高含硫气井完井管柱的特殊性，高含硫气井堵水创新采用“连续油管+过油管桥塞+水泥塞”技术作业后气井日产液量由300 m3降低至3 m3，堵水效
果良好。

（4）边水产水气井堵水后不能从根本上解决水侵问题，随着开发的进行，会再次见水。

（5）建议加强高含硫气井加快排水采气工艺技术及抗硫装备的技术研究及现场试验。

（6）底水气井需要控制产量保持稳定生产，产量较低时可以开展间歇生产。

太阳能吸收涂层研究获突破
近日，中国科学院兰州化学物理研究所环境材料与生态化学研究发展中心高祥虎副研究员、刘刚研究员突破国外技术封锁，在塔式光热发电高温太阳能吸收涂层研究领域取得重要进展，研制了一种高温太阳能光谱选择性吸收涂料。

利用该涂料制备的高温太阳能吸收涂层具有良好的光谱选择性。

这一涂层在高温工况下对太阳能的吸收率最高可达0.98、发射率可低于0.35，并且具有优异的长期
高温热稳定、耐腐蚀、耐水、抗热震及冷热交变性能，综合性能（特别是光学性能）满足了当前塔式光热发电高温太阳能吸收涂层性能要求。

与国外垄断产品相比，该涂层能够有效提高光热转换效率及电站收益。

同时，该涂料可以应用在低碳钢、不锈钢、镍基合金等不同基层表面，在重质油开采、海水淡化、供暖、太阳能锅炉等领域也具有重要的应用价值。

（摘自中国化工信息2019年第4期）
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