普光气田产水气井产能变化规律

普光气田产水气井产能变化规律
余启奎
【摘要】随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产.四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能.常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低.以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90％;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用.
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2017(040)002
【总页数】5页(P45-49)
【关键词】普光气田;边水气藏;水侵;表皮;附加压降;相渗;改进产能公式;产能变化规律
【作者】余启奎
【作者单位】中国石化中原油田分公司勘探开发研究院
【正文语种】中文
普光气田位于四川盆地川东北断褶带东北段，生产层位主要为下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组，气层厚度165～410 m，其中飞仙关组气层厚度96～360 m，长兴组气层厚度20～148 m，是国内近年来发现的规模最大的整装礁滩相碳酸盐岩气田。

普光气田储层非均质较强，局部溶蚀孔洞、裂缝发育，气水关系复杂，不同层系、不同礁体间气水界面不统一。

其中飞仙关组气藏气水界面－5 125 m，长兴组生物礁气藏存在多个气水界面（－4 985～－5 230 m）[1]。

普光气田气井产能总体较高，已测试气井无阻流量介于（243～705）×104m3/d，平均
487×104m3/d，气田年产气能力超过100×108m3。

2009年10月普光气田正式投入开发，随着天然气的持续开采，地层压力不断下降，边水沿飞仙关组高渗层窜入气区，气藏生产2.6年后出现第一口井P105-1H 井产出地层水，比方案预测气藏产地层水时间提前了4年以上。

目前构造边部先后有5口井见水，产水层位为飞仙关组，单井日产水量最高330 m3，导致气井产能大幅下降，已有2口井被迫关井。

对于产水气井，采用常规的稳定状态流动的气井产能公式、陈元千一点法公式计算无阻流量结果明显偏高[2-7]，（选取现场3口有稳定试井资料的产水气井，利用二项式产能方程计算其无阻流量），误差高达44.0%～20.2%（表1）。

因此，有必要考虑产水导致的附加压降，对常规的产能公式进行修正，以提高产水气井产能的计算精度，从而指导气田年度配产决策。

气井出水后，在气产量高于临界携液流量情况下，气井还能维持生产，随着井底附近较小区域内含水饱和度的升高，气体相对渗透率会降低[8-9]。

因此通过修正常规气井产能公式中的原始表皮系数S，就能确定气井见水时的产能方程，修正表皮系数St可以表示为：
式中S表示原始表皮系数；Sb表示附加表皮系数；St表示总表皮系数。

生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb可以定量表示为：
气井产量公式修正为：
式中rb表示水侵带半径，m；rw表示井筒半径，m；re表示波及半径，m；Krg 表示气相相对渗透率；μg表示气黏度，mPa·s；Kg表示气相渗透率，mD；h表
示储层厚度，m；T表示温度，K；pe表示原始地层压力，MPa；pw表示井底流压，MPa。

气井的水气比WGR定义为每产出标准状态下1×104m3天然气所产出的水量。

井底含水率的定义为井底产出的水量与井底流动条件下总流体产量之比，因此其表达式为：
另外，根据相对渗透率曲线中的相对渗透率与含水率的关系可以得到含水率的另外一种表达式为：
式中WGR表示水气比，m3/104m3；fw表示含水率；krw表示水相相对渗透率；μw表示水黏度，mPa·s；Bg表示体积系数。

根据式（4）、式（5），可以得到气相渗透率与生产水气比的变化式为：
利用式（6）结合气田目的层归一化后的相渗曲线，即可得到含水饱和度Sw与WGR的对应关系，进一步根据产水气井实际WGR，可求得krg，将krg计算结
果带入（2）式即可得到Sb，然后将Sb代入（1）求得St，再利用式（3）即可
计算产水气井的产量。

在实际应用时，式（2）中的水侵带半径rb的确定比较复杂，只有通过试井解释才可能获得较准确的值。

但根据文献研究结果，液相伤害程度越大，气井产能下降幅度越大，伤害半径越大，气井产能下降幅度也越大，当水侵带半径rb＞6 m后，该值的继续增大对产能影响程度已不大，为了方便计算，
取rb= 6 m[10-11]。

通过对比3口有实测产能资料的产水气井的无阻流量，修正后的产能公式计算误差范围仅－3.9%～2.9%，与修正前计算结果相比，计算精度大幅度提高（表2）。

2.1 产水气井产水特征
普光气田飞仙关组构造边部储层非均质性较强，5口产水气井储层物性条件存在较大差异。

其中，P1、P2、P5三口气井主要钻遇一、二类优质气层，孔隙度
8.7%～11.2%，渗透率7.30～27.21 mD，初期产能较高；P3、P4两口气井主要钻遇三类差气层，孔隙度3.5%～4.6%，渗透率0.11～0.38 mD，气井初期产能
相对较低（表3）。

气井储层物性不同，产水特征也不同，其中P1、P2、P5等3口储层物性较好气
井产出水量上升快，水气比和见水后生产时间呈指数函数关系；P3、P4两口储层物性较差气井产出水量上升速度相对较慢，水气比和见水后生产时间呈线性关系，且斜率相对较低（图1）。

2.2 产水气井产能变化规律
为获得普光气田不同储层物性条件下典型的相渗曲线，对4口取心井高渗、低渗
共130块岩样进行相渗归一化处理（图2、3），其中高渗岩样对应渗透率大于1 mD，低渗岩样渗透率为0.002～0.500 mD。

根据式（6）水气比与气、水相对渗透率的关系式，结合不同渗透性岩样的气水相渗曲线，可以得到不同渗透性储层气井水气比与水饱和度的关系曲线，如图4所示。

可以看出，对于低渗储层，当含水饱和度小于70%时，水气比上升较慢，当
含水饱和度超过70%时，气井水气比上升速度加快，当含水饱和度达到80%时，气井水气比可达到2.64 m3/104m3；而高渗储层水气比变化的拐点在50%左右，此时水气比为1.3 m3/104m3，当含水饱和度达到75%时，气井水气比高达6.2
m3/104m3。

结合不同渗透性岩样气水相渗归一化曲线，得到不同渗透性储层气井见水后，产能随水气比变化曲线，如图5所示，产水对气井产能影响有以下三个特征：
1）产水初期气井产能快速下降，当水气比升高到一定值后，气井产能下降程度有所减缓；
2）对于高渗层，产水使气井产能下降速度快，产能比随着水气比增加近似于直线下降；对于低渗层，产水使气井产能呈曲线下降趋势，产能比与水气比近似于乘幂关系；
3）产水对低渗层气井产能下降程度影响更大。

研究得到，普光气田主体区飞仙关组气井见水初期，高渗、低渗储层气井产能下降约20%；当见水时间达到1年时，低渗储层气井水气比达到2.2 m3/104m3，气井产能下降61.8%，高渗储层气井水气比达到6.5 m3/104m3，气井产能下降34.2%（图6、图7）。

1）常规气井产能公式计算产水气井产能精度太低。

引入由气井含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb修正原始表皮系数S建立新的产水气井产能公式，结合相渗数据计算产水气井的无阻流量精度高，为产水气井的合理配产及动态预测提供了依据。

2）普光气田飞仙关组气藏产水气井在见水初期气井产能下降快，当水气比升高到一定值后，气井产能下降幅度有所减缓。

3）气井产水严重影响气井产能，低渗储层气井产能影响更大。

应避免边底水过早侵入气区，及时做好防水控水措施。

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