苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料
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苏里格气田泡沫排水采气现场试验
苏里格气田研究中心采气工艺研究所 二〇一〇年十二月
长庆油田苏里格气田研究中心
汇报提纲
一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
1、苏里格气田气井出水类型
苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油 和陈发型出水。
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一、苏里格积液气井排查
3、积液气井排查方法
（1）直观法 当气井关井后，如果油套压在较长时间内不平衡，而套管无泄漏等现象，则 表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液 体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力1.38MPa的套管 压力是液体积聚的迹象。
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一、苏里格积液气井排查
2、气井井底积液的特征
井底积液有如下一些特征： （1）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升； （2）产量不稳定且递减率增大； （3）套压升高且油压下降； （4）压力曲线斜率有明显变化； （5）环空液面上升； （6）产液量为0。
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一、苏里格积液气井排查
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，
液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状 流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响； 而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。
这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中 气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态水。在 生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑 落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这 时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于20g/L。
（1）地层水、淡化地层水 地层水主要为成藏滞留水。 正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入 井筒最终产出地面的水，总矿化度大于35g/L。 淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在20g/L～35g/L之间。
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一、苏里格积液气井排查
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一、苏里格积液气井排查
产液气井初步判断方法：
产液井识别
生产动态曲线
①不连续生产， 产气量、套压 明显下降
②产气量、套压频 繁波动
（积液初期）
③套压波动、产 气量下降 (积液中期)
④套压上升、产 气量明显下降
(积液后期)
井口落实（关井恢复， 存在较大油套压差）
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Байду номын сангаас
一、苏里格积液气井排查
凝析水：通过对苏东16-32井的相 图分析，可知：节流前压力低于临界 凝析压力时（节流器位置约9.5MPa）， 将会产生少量的凝析液；节流后油压 在0.5～4.5MPa之间，井筒温度0～ 60℃之间，位于相图上红色范围内， 因此气井节流后有一定量凝析液产生。
苏东16-32井相图
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一、苏里格积液气井排查
（3）凝析油 烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井 筒中，和凝析水机理一样，如果气体的温度低于临界凝析温度，会出现凝析油。 （4）陈发性出水 出水机理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛 细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底 聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。
成藏滞留水：气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。 从相渗曲线看出，含水饱和度位于41％～78％的区域为气水两相渗流区，苏里 格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。
苏里格气田相渗曲线图
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一、苏里格积液气井排查
（2）凝析水 这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。
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一、苏里格积液气井排查
（3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气 井生产过程中表现特征主要有以下几个方面： ①压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过 1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%； ②生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于 0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降 6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。） ③压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压 差法，粗略计算井筒积液量； ④部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。
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一、苏里格积液气井排查
（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
11
Vkp ? 5.28(45 ? 0.445Pw f )4 Pwf 2 式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s； Pw f —井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油 管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
流量递减曲线
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一、苏里格积液气井排查
（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。
苏里格气田研究中心采气工艺研究所 二〇一〇年十二月
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汇报提纲
一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验 四、结论及建议
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一、苏里格积液气井排查
1、苏里格气田气井出水类型
苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油 和陈发型出水。
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3、积液气井排查方法
（1）直观法 当气井关井后，如果油套压在较长时间内不平衡，而套管无泄漏等现象，则 表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液 体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力1.38MPa的套管 压力是液体积聚的迹象。
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一、苏里格积液气井排查
2、气井井底积液的特征
井底积液有如下一些特征： （1）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升； （2）产量不稳定且递减率增大； （3）套压升高且油压下降； （4）压力曲线斜率有明显变化； （5）环空液面上升； （6）产液量为0。
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一、苏里格积液气井排查
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时，
液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状 流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响； 而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。
这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中 气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态水。在 生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑 落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这 时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于20g/L。
（1）地层水、淡化地层水 地层水主要为成藏滞留水。 正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入 井筒最终产出地面的水，总矿化度大于35g/L。 淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在20g/L～35g/L之间。
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一、苏里格积液气井排查
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一、苏里格积液气井排查
产液气井初步判断方法：
产液井识别
生产动态曲线
①不连续生产， 产气量、套压 明显下降
②产气量、套压频 繁波动
（积液初期）
③套压波动、产 气量下降 (积液中期)
④套压上升、产 气量明显下降
(积液后期)
井口落实（关井恢复， 存在较大油套压差）
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一、苏里格积液气井排查
凝析水：通过对苏东16-32井的相 图分析，可知：节流前压力低于临界 凝析压力时（节流器位置约9.5MPa）， 将会产生少量的凝析液；节流后油压 在0.5～4.5MPa之间，井筒温度0～ 60℃之间，位于相图上红色范围内， 因此气井节流后有一定量凝析液产生。
苏东16-32井相图
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一、苏里格积液气井排查
（3）凝析油 烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井 筒中，和凝析水机理一样，如果气体的温度低于临界凝析温度，会出现凝析油。 （4）陈发性出水 出水机理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛 细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底 聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。
成藏滞留水：气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。 从相渗曲线看出，含水饱和度位于41％～78％的区域为气水两相渗流区，苏里 格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。
苏里格气田相渗曲线图
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一、苏里格积液气井排查
（2）凝析水 这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。
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一、苏里格积液气井排查
（3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气 井生产过程中表现特征主要有以下几个方面： ①压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过 1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%； ②生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于 0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降 6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。） ③压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压 差法，粗略计算井筒积液量； ④部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。
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（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
11
Vkp ? 5.28(45 ? 0.445Pw f )4 Pwf 2 式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s； Pw f —井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油 管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
（2）产量递减曲线分析 平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
流量递减曲线
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一、苏里格积液气井排查
（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。