气井积液判别分析

广安002-X53 广安002-H9 广安002-H1-2 广安002-X77
广安126 广安113 广安101 广安114
兴华1 广安106 广安002-11-H2 广安002-X70 广安002-H12 广安107 广安002-X36 广安002-H1 广安002-X3-H2 广安002-X27 广安002-X78 广安002-X62 广安002-X69 广安002-X37 广安002-21 广安127 广安002-43 广安002-X67 广安002-X79 广安002-X55
20
10
10-1-1
0 10-4-1
日产水（m3） 2
1
1
1
0
0
07-1-1
07-4-1
07-7-1
07-10-1
08-1-1
08-4-1
08-7-1
08-10-1
09-1-1
09-4-1
09-7-1
09-10-1
10-1-1
10-4-1
气井积液判别方法
3、连续携液流量计算（李闽公式）
气井管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积 液，否则气井积液。气井连续携液模型主要有Turner 圆球体液滴模型和李闽等人的椭球型模型。
2008-9-1 2008-11-1 2009-1-1 2009-3-1
2009-5-1
2009-7-1
2009-9-1 2009-11-1 2010-1-1 2010-3-1
0.00 2010-5-1
气井积液判别方法
2、压力梯度分析
☆ 许多气井常规试井测试
表明，油管鞋附近常常表现 出压力梯度异常现象，即其 梯度超过纯气柱的梯度。纯 气柱压力梯度一般不超过 0.2MPa/100m，超过我们 就可初步判定井筒为气液柱 或井底有积液现象，梯度越 大说明积液越严重。
气井积液判别方法
2、压力梯度分析
广19井自08年9月开始产水，出水后监测井下压力梯度明显 增大，2009年11月6日开始泡排，泡排后间喷转连喷生产， 测得压力梯度明显下降
静压梯度 流压梯度
出水前/08年9月前
0.06-0.22 0.09-0.26
出水后/08年9月-09年11月
0.08-1.05 0.18-0.43
2.8
5.0 4.0 30.0
气井积液判别分析
（二）气井积液判别方法
1、直观分析
广安126井采气曲线图
压力（MPa） 24 16 8
套压
油压
静压
流压
关井套压 关井油压
0 2008-1-1
4800
2008-3-1 2008-5-1 2008-7-1 生产水气比（m3/106m3）
3600
2008-9-1 2008-11-1 2009-1-1 2009-3-1
针10/10圈开1关2天5：00/d
针阀15/10圈开1关4天，2：00/d 针3/10圈泡排间喷，开2关4 关井
关井套压 9.5 18.0 22.2 12.4 9.3 4.4
14.0 12.2 14.0
关井油压 6.5 10.7 10.2 11.9 6.6 6.8
8.6
7.8 11.2 12.6
关井天数 1.9 67.0 36.0 9.0 2.8 1.8
气田产水现状
广安气田区块产水分布表
区块
井数 日产气 （口） (万方)
日产水 （方）
平均单井 日产水 （方）
水气比 方/万方
井数 比例 （%）
日产水 比例 (%)
A1区 16 7.59 13.47 0.84 A区
A2区 26 54.52 16.17 0.62
1.77 24.62 13.52 0.30 40.00 16.23
2
08-4-1 08-4-1
套压 静压
油压 流压
08-7-1
08-10-1
09-1-1
水气比 凝析油含量
08-7-1
08-10-1
09-1-1
日产气 日产水
日产油
09-4-1 09-4-1
09-7-1 09-7-1
09-10-1 09-10-1
10-1-1
10-4-1
凝析油含量 （g/m3） 40
30
气井积液判别分析
（二）气井积液判别方法 1、直观分析
井号 广安106 广安113 广安126 广安127 广安130 广安002-H10
广安002-X3-H2
广安002-43 广安002-X76 广安002-X79
生产制度 针3/10圈开1天关1天，3：00/d
关井 关井 逢9日针2/10圈间喷2：00/天 针阀15/10圈4：00/d，开1关2天 地面5.6mm开1关1天5：00/d
A区小计
42 62.12 29.63 0.71
0.48 64.62 29.75
B区小计
16 11.64 57.91 3.62
4.98 24.62 58.15
须六合计
Hale Waihona Puke Baidu
58 73.75 87.55 1.51
1.19 89.23 87.91
须四合计
7
1.68 12.04
1.72
7.19 10.77 12.09
A1 A2
气田生产现状
广安须家河气藏分区块产油气水量表
区 投产 生产 日产气 日产油 日产水 累产气 累产油 累产水 块 井数 井数 (万方) (吨) (方) (亿方) (万吨) (万方)
A区 47 42 62.1
2.5 29.6 20.04 1.90
9.28
B区 16 16 11.6
0.3 57.9
李闽公式
☆ 气体携液的最小流速为：
ut
2.54
(l
g )
2 g
☆ 相应最小携液产量为：
qc
2.5 104
Aput zT
气井积液判别方法
3、连续携液流量计算
☆ 广安128井2009年5月泡排前井口压力4.50MPa，井口温度
T=295K，油管内径62mm，气体相对密度r=0.60，压缩因子
Z=0.998。
泡排后/09年11月至今
0.12-0.15 未测
压力（MPa） 20
15 10
5
0 07-1-1
07-4-1
生产水气比（m3/106m3） 160
07-7-1
120
80
40
0 07-1-1
07-4-1
日产油(t) 日产气(104m3) 2
07-7-1
07-10-1 07-10-1
08-1-1 08-1-1
<1 36 14.66 0.41 54.02 1.50
井数 比例
%
50.70
日水量 日产气
比例 比例
%
%
10.43 50.96
1～3 27 54.47 2.02 44.84 1.66 38.03 38.74 42.30
3~7 4 17.14 4.29 3.85 0.96 5.63 12.19 3.63
总计
65 75.43 99.59 1.53
1.32 100 100
广安气田区块产水差异大，须六气藏A区顶部产水较少、水气比 低，B区和Ⅱ号区块产水较多、水气比较高。
气田产水现状
广安气田产水分级表
产水分级 （m3/d)
井数
日产水 m3/d
井均 日产水 m3/d
日产气 104m3/d
井均 日产气 104m3/d
>7 4 54.33 13.58 3.29 0.82 5.63 38.64 3.10
合计 71 140.60 1.98 106.00 1.49 100.00 100.00 100.00
日产水差异大，大部分气井产水量低，少数高产水气井产水 量占绝大部分产水量，但日产气所占比例较小。
气田产水现状
广安气田产水对生产的影响
2009-5-1
2009-7-1
2009-9-1 2009-11-1 2010-1-1 2010-3-1
日产气 日产水
2010-5-1 日产水（m3）
日产油
30 20 10 0
40.00 30.00
2.0
20.00
1.0
10.00
0.0 2008-1-1
2008-3-1
2008-5-1
2008-7-1
LOGO
广安气田 须家河气藏气井积液判别分析
汇报提纲
一、气田生产现状 二、气田产水现状 三、气井积液判别及分析 四、气井积液的解除 五、结 论 六、下步建议措施
气田生产现状
2号区块
广安须家河气藏从2007年开 始大规模上产，在经历了快 速上产和产量递减阶段后， 目前处于低压低产阶段。
B3 B2 B1
中部深度 (m) 2200 1950 1350 1700
2061.8 2129.9 2297.1 1599.8 2468.8 2163.3 2050.5 2056.1 2236.3 2450 2543.5 2300 1776 1772.4 2482.5 2322.5 2347.8 2371
折算中部压 力(MPa) 8.47 7.27 8.93 8.38 14.84 10.46 11.97 9.71 9.48 8.87 15.22 14.57 14.1 11.69 24.51 26.19 17.92 16.94 25.98 11.57 25.21 29.45
广安气田须家河气藏为低渗透气藏、气井产能较低且气井普遍产 水，截至目前，因产能低、产水量大的影响，间开井（含长关井）达 35口，占投产井数的46.05%，日产气仅6.16万方，主要分布在须六 气藏的A区翼部、 B区以及2号区块。
区块
A顶 A翼 B区 Ⅱ区 合计
总井数
28 18 17 13 76
积液影响井数
气井积液判别分析
（二）气井积液判别方法 1、直观分析
典型的积液症状：生产油套压差异较大、产气量波动或降低、产 水量不稳定、井口温度降低、产液量降低等。
当气井关井以后，如果油套压在较长的时间内不平衡，而套管又 无泄漏等现象，则表明井筒、油管鞋处有积液的可能性。开井后， 如有大量液体产出，或放空提喷有液体从井内产出，表明油套不平 衡是井底积液所致。
常关及停喷
间喷井
0
1
3
5
1
10
10
3
14
19
连喷井
26 9 6 0 41
其它
1 1 0 0 2
汇报提纲
一、气田生产现状 二、气田产水现状 三、气井积液判别及分析 四、气井积液的解除 五、结 论 六、下步建议措施
气井积液判别分析
（一）气井积液机理
1、生产初期，气体流速很高，足以把 液体全部举升出井筒 2、随着气体流速下降，气体能量不足 以把全部液体举升出井筒，部分液体开 始回落 3、产生积液 4、当液体积聚到一定时，液体侵入近 井区域的储层 5、积液侵入储层后，造成井底液体卸 载，井筒气体再次流动，且气体能将井 筒中所有液体带到地面
qc
2.5 104 Aput =1.4Z4T×104m3
该井由连喷转为间喷时的气量为0.9-1.4万方/天，与计算的临界流量数 据1.44万方/天相符。该井2009年5月开始实施泡排，虽然日产气量1.1万方/ 天低于临界流量，但通过加注起泡剂增强了气井的携液能力，该井间喷转连 喷生产。
井号
☆广安气田地面节流井临界流量主要在1.2-1.6万方，小油管及连 续油管排水采气井临界流量在0.5-1.0万方。 ☆ 广安气田40口地面节流生产井，仅6口井流量高于临界流量正 常生产，井筒积液严重影响气井产能的正常发挥。
2009-5-1
2009-7-1
2009-9-1
2009-11-1 2010-1-1
水气比 凝析油含量
2010-3-1 2010-5-1 凝析油含量 （g/m3）
2400
1200
0 2008-1-1
4.0
3.0
2008-3-1 2008-5-1 2008-7-1 日产油(t) 日产气(104m3)
2008-9-1 2008-11-1 2009-1-1 2009-3-1
广安 5 广安 128 广安 113 广安 003-5
20100114 20100525 20100116 20090311 20090908 20091017 20090912 20100525 20090109 20090310 20090911 20090510 20091210 20100116 20090511 20100525 20091018 20091017 20090309 20090310 20091210 20090309
1.27
0.08
7.02
须 六
63
58
73.8
2.8 87.6 21.31 1.98 16.31
须 四
13
7
1.7
0.0 12.0 0.45
0.00
3.72
合 计
76
65
75.4
2.8 99.6 21.76
1.98
20.02
汇报提纲
一、气田生产现状 二、气田产水现状 三、气井积液判别及分析 四、气井积液的解除 五、结 论 六、下步建议措施
折算压力梯度 （MPa/100m）
0.22 0.24 0.24 0.25 0.35 0.42 0.68 0.77 0.79 0.89 0.94 0.98 1.01 1.05 1.06 1.06 1.06 1.06 1.07 1.07 1.09 1.09
备注
流压 静压 流压 流压 静压 流压 静压 流压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压 静压
井号
测试日期
广安 128 兴华 1
广安 002-X67 广安 002-H1-2
广安 130 广 19
广安 003-H1 广安 002-11-H2
广安 114 广安 111 广安 002-X55 广安 101 广安 002-X76 广安 106 广安 125 广安 126 广安 002-H9-2 广安 002-43