徐深气田D区块气井积液诊断及水体规模.docx

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1、徐深与田D区块气井积液诊断及水体规模徐深气田D区块气井积液诊断及水体规模徐深气田D区块气井积液诊断及水体规模高涛王高文石硕坤大庆油田有限责任公司勘探开发探讨院重庆科技学院石油与自然气工程学院摘要：徐深气田D区块属于块状底水的火山岩气藏，精确识别气井出水、推断气井是否积液、计算水体规模成为急需解决的问题。通过理论计算与现场动态分析相结合，建立了一套适合D区块气井出水与积液诊断的方法。探讨表明：气藏出地层水的水气比下限为0.2m3/104m3,矿化度下限为8000mg1.,气井临界携液流量为(1.55.45)104m3d,水体规模为(6.276.86)108m3;综合水气比和矿化度下限可以快速精确

2、识别气井是否水；气井是否积液，取决于油管直径、井筒温度和压力3种因素综合作用结果。在静态水体规模计算基础上，引入动态方法来验证，有利于减小静态法参数选取的不确定性，能够更精确计算水体规模大小。关键词：徐深气田；火山岩气藏；水气比；矿化度；积液；水体规模；作者简介：高涛，男，1979年生，高级工程师，硕士,从事油气田开发探讨。EmaiIigaotaoQpetrochina收稿日期:2017-06-23基金：中国石油1.1.然气股份公司科技项目火山岩气藏有效开发技术探讨(2011B-1506)1.IQUID1.OADINGDIAGNOSISANDAQUIFERSIZEOFTHEGSWE1.1.IN

3、B1.OCKDOFXUSHENGASFIE1.D1.IQUID1.OADINGDIAGNOSISANDAQUIFERSIZEOFTHEGSWE1.1.INB1.OCKDOFXUSHENGASFIE1.DGAOTaoWNGGaowenSHIShuokunExp1.orationandDeve1.opmentResearchInstituteofDaqingOi1.fie1.dCo1.td.：Schoo1.ofPetro1.eumEngineering,ChongqingUniversityofScienceTechno1.ogy;Abstract：B1.ockDinXushenGasFie1.d

4、isthemassivevo1.canicgasreservoirswiththebottomwater.Soitisurgentforthegasfie1.dtoaccurate1.yidentifytheproducedwateranddeterminethe1iquid1.oadingaswe1.1.asca1.cu1.atetheaquifersize.Withthehe1.pofthecombinationbetweenthetheoretica1.ca1.cu1.ationandfie1.ddynamicana1.ysis,asetofthesuitab1.ediagnosingm

5、ethodsoftheproducedwaterand1.iquid1.oadingwasestab1.ishedfortheb1.ock.Theachievementsshowthatthe1.ower1imitofthewatergasratiofortheproducedformationwateris0.2m3/104m3,andthesa1.inity1.owerIimitis8000mg1.,andthecritica1.1.iquid-carryingf1.owrateofthegaswe1.1.is(1.55-3.45)104m3/dandtheaquifersizeis(6.

6、27-6.86)108m3：thecombinedwater-gasratioandsa1.inity1ower1.imitcanquick1.yandaccurate1.yidenIifywhetherthewaterisproducedornot：the1.iquid1.oadingofthegaswe1.1.isdeterminedbythecomprehensiveactionresutamongthefo1.1.owingfactors:thediameteroftheoi1.tube,boreho1.etemperatureandpressure.Onthebasisoftheca

7、1.cu1.ationofthestaticaquifersize,thedynamicmethodwasintroducedfortheverification,thustheuncertaintyoftheparameterse1.ectionbymeansofthestaticmethodcanbeeffective1.yreduced,andmoreovertheaquifersizecanbemoreaccurate1.yca1.cu1.ated.Keyword：XushenGasFie1.d;vo1.canicgasreservoir:watergasratio;sa1.inity

8、;1iquid1.oading;aquifersize：Received：2017-06-23徐深气田D区块位于松辽盆地徐家国子断陷，储层孔隙度平均为6.7%,渗透率平均为1.2510m,含气饱和度平均为57.8%,储层有效厚度平均为50m,气藏下部水层厚度150350m,平均230m,具有大致统一的气水界面，属于典型的低孔低渗、块状、边底水火山岩气藏1-6.位于气藏边部构造较低部位的4口气井起先渐渐出水，严峻影响了气弁正常生产和产能。精确识别气井出水、推断气井是否积液、查明水体规模成为目前急需解决的问题。通过对该区块历年开发特征进行分析，并将理论凝析水气比、生产动态水气比、水性分析相结合，建

9、立了气井出水识别方法。采纳理论模型与液面探测相结合推断气井是否积液；采纳容积法和动态法综合确定水体规模。1气藏开发概况徐深气出D区块开采层位为营三段火山岩储层，气藏类型为构造岩性气藏，从2007年起先集中投入开发，共有投产井12口，年产气稳定在2.510m左右，目前已累计产气21.6410mo投产气井产能分为2类，I类井平均单井口产气11.0410m,产能占70%以上，I1.类井平均单井日产气4.6810m,产能占30%以下。历年地层压力测试结果表明，气藏整体连通性较好，只有1口井表现出连通性较差。D区块目前共有出水井4口，主要位于气藏边部构造较低部位,产水量最高的井日产水30m左右，未出水井

10、日产水1m左右。2气井出水识别2.1水气比水气比识别气井出水7T0关键是确定出气井出水的水气比界限，综合采纳黄炳光和列维金阅历公式确定出地层水的水气比界限，与列维金阅历公式相比，黄炳光阅历公式不仅考虑了温度和压力对凝析水气比的影响，还考虑了地层水含盐量对凝析水气比的影响，计算结果与现场气井实际凝析水气比更加接近，精度较高，适用于各种气田，为各气田普遍采纳。式中WGR1.、WGR2分别为黄炳光、列维金的凝析水气比，m10m;T温度，公式(1)为C公式(5)中为K;P压力MPa;S地层水含盐量，%依据2种计券方法得到的不同压力、不同温度条件下的凝析水气比。计算结果表明，地层流淌条件下，地层温度保持

11、在120C,随着开采不断进行，地层压力从原始的32MPa逐步降低至废弃地层压力10MPa的过程中，凝析水气比从0.1m10m渐渐上升至O.18m10m(图1（八）)。在井筒流淌条件下，凝析水气比渐渐降低至接近于O(图1(b),即地层中自然气携带的饱和水蒸汽流入井筒后，在升至地面过程中，几乎全部转变为产出水。由此可推得D区块理论极限凝析水气比不超过0.2m10m从现场实际生产水气比来看，出水井的累计水气比、日水气比均高于0.2m10m,未出水井累计水气比、口水气比均低于0.2m/IOmo理论计算结果与徐深气田D区块实际出水动态结果比较吻合。2.2水性分析通过对水性分析各参数与出水井的相关性发觉,

12、矿化度对识别气井是否出水相关性最好，最灵敏。水分析结果表明，未出水井矿化度为20006000mg1.,对应的生产水气比稳定在0.2m1.n以内(图2（八）)而出水井的矿化度为8OO0、12000mg1.,这些井出水后的生产水气比也显著高于0.2m10m(图2(b)。从以上分析可以看出，徐深气田D区块气井出水的水气比下限为0.21110m,与矿化度下限8000mg/1.具有很好的一样性，可以作为该区块气井出地层水的判别标准。一旦气井的生产水气比和矿化度值超过此界限，即可基本判定该井出地层水。3气井积液判别3.1理论计算气井出水不仅会导致气井产能下降，还可能导致气井因产能下降而形成携液实力不足，最

13、终形成井筒积液。通过调研发觉1175,采纳以下计算模型比较适合徐深气田D区块气井积液的推断，该公式最早由TUrner提出，但气田气井实际生产状况表明，Turner公式计算的临界携液产量偏高，实际气井产量低于Tumer公式计算结果后，仍旧能够正常携液生产。因此西南石油高校的李闵12对Turner公式进行了改进，从应用效果看，与气井实际状况比较符合，目前已为国内各气田所采纳。式中qcr气井临界携液流量，m10m:油管截面积，m：p计算点压力，MPa;V气井临界携液流速，m/s：Z偏差系数；T为温度，K;气水界面张力，N/m：1液体密度，kg/m：g气体密度，kg/m;计算结果表明，关内径、温度和压

14、力都对气井临界携液实力有影响。当参考压力为IoMPa、温度为120C时，油管内径从50mm增加到76mm条件下，气井临界携液流量从1.2310md增大到2.8410md;当参考压力为6MPa、温度为20C时，油管内在从50mm增加到76mm条件下，气井临界携液流量从1.2010md增大到2.7810md;当参考压力为10MPa、油管内径为62mm时，温度从120下降至I(TC过程中，气井临界携液流量从1.891OmZd增大至2.5410md(图3（八）),当参考温度为50、油管内径为62mm时，压力从27MPa下降至5MPa过程中，气井临界携液实力从3.4510md下降至1.5510md(图3

15、(b)增大油管内径会导致气井临界携液流量增大，携液实力降低;温度下降也会导致气井临界携液流量增大，携液实力降低，但压力下降，会导致气井临界携液流量减小，增大气井携液实力。最终气井是否积液，则取决于这3种因素综合作用结果。总体来看，该区块的理论临界携液流量不超过310mdo3.2液面探测采纳液面探测，可以干脆推断气井是否积液，对D区块某井目前产量为09910md,依据理论计算的临界携液流量范围，该井应当属于携液困难或积液井，通过对该井实际液而探测发觉，该弁积液液面已经上升到了240011,而该井产层深度在2900m以下，积液深度已经超过了500mo通过临界携液流量计算和实际的液面探测相结合，可以

16、刚好精确地发觉气井是否积液。4气藏水体规模4.1静态法评估采纳静态法评估D区块的水体规模，主要是圈定D区块的水体范围(图4)、水层的平均孔隙度和水层的平均厚度，通过井震相结合综合确定水风光积为29.96km,水层平均孔隙度9.99%,水层平均厚度229.36m,估算水体规模为6.8610m。该方法的优点是可以干脆依据地质参数计算水体规模，缺点则是参数选取主观性较强，不确定性较大。4.2动态法评估为了减小水体规模计算误差，还可以采纳动态法来进行评估，方法为，首先通过视地质储量法计算该区块的水侵量（该公式由刘蜀知、黄炳光教授1999年提出，对于含有边底水驱动的气藏反应比较灵敏，能够适应各种驱动能量

17、的边底水气藏，目前已为各气田所采纳），然后采纳压缩系数法反算出水体规模，计算模型为式中Ga视地质储量，10m;G地质储量，10m;WC水侵量，10m:Wi水体规模，10m;BgH然气当前压力下体积系数；Bgi自然气原始压力下体积系数；Cw地层水压缩系数，MPa;Cf岩石压缩系数,MPa;p当前地层压力,MPa;pi原始地层压力，MPa;P原始压力与当前压力差，MPa0依据公式（8）计算得到当前水侵量约为297.5410m,依据公式（9）和计算得到的水侵量以及相关其他参数，计算得到D区块水体规模约为6.2710m。综合静态和动态法计克结果，可以看出该区块水体规模为（67）IOmo5结论（1）徐深

18、气田D区块气井出水的水气比下限0.2m10m和矿化度下限8000mg/1.具有有很好的一样性，可以作为该区块气井出地层水的判别标准。（2） D区块气井最终气井是否积液，取决于油管内径、温度和压力3种因素综合作用结果，综合液面探测结果看，该区块的临界携液流量不超过310mdo（3） D区块水体规模较大，综合静态和动态法计算结果，该区块水体规模为(67)IOnu参考文献1唐军，付广.徐深气田源盖实力配置类型与自然气聚集J特种油气藏，2011,18(4):43-45.2陈炳峰，徐岩，于海生，等.徐深气田火山岩气藏密井网精细解剖与三维地质建模J.大庆石油地质与开发，2013,32(1):65-70.3

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