马飞英，王永清 （油气藏地质及开发工程国家重点实验室 （西南石油大学），四川 成都 610500）

王慧 （东方地球物理勘探有限责任公司，河北 涿州 072751）

王晋瑶 （西南油气田川中油气矿，四川 遂宁 629000）

王林 （中石油浙江油田分公司西南采气厂，四川 宜宾 645250）

水体虽然作为一种能量对气体具有驱动作用，但是水对气藏也有伤害作用，它会造成气相渗透率下降，气井水淹，使气体被水封隔在地下不能采出。一般水不活跃或无水气藏的采收率可达80%以上，水活跃的气藏为50%～80%，而水活跃的气藏在依靠自然能量开发的阶段采收率只有10%～50%［1］。因此，水对气藏的开发弊大于利。

随着气井大量出水，气井产量下降，大量的水不能被气体带出，沉积在井底，造成气井水淹。目前大部分气井的治水方法都是着眼于井筒中积液的排出，国外排水采气方法主要有：优选管柱排水、连续油管/氮气排水、泡沫排水、气举排水、机抽排水、螺杆泵排水、电潜泵排水、射流泵排水、利用热力方法处理凝析水、间歇开采、油管/环空交替控制方法、油管流动控制方法、低于临界速度以下气井继续生产的油管内接箍方法等［2］。然而这些方法都是气井积液后才采取的方法，很少有在地下控制水的流动方向使气井不积液的方法。

1955年Widmyer提出在油藏的顶部和底部采用双层完井方式，通过油水分层开采，控制底水锥进［3］。1995年Swisher和Wojtanowicz发表过双层完井技术消除底水锥进的文章［4］。1997年Shirman和Wojtanowicz发表了利用井下水沉理论的反向水锥技术和实验研究的文章［5］。1999年Wojtanowicz发表过应用双层完井技术，采用油水分层开采成功控制底水油藏水锥的案例。2003年Armenta证实气井中的水锥机理与油井中的水锥机理是不同的，他认为油井水锥顶面是水平状的，而气井发生水锥时气水界面是向下弯曲的［6］。2003年Armenta和Wojtanowicz等发表了对气井进行双层完井提高底水气藏采收率可行性研究的文章［7］。2007年伍增贵等对双层完井技术提高底水油藏的原理及工艺进行了详细介绍，认为通过合理控制排液量，可以达到提高产量及最终采收率的目的［8］。2011年杨波等将双层完井技术运用到底水气藏开发中，通过早期气水同采，超前排水来抑制水锥［9］。笔者就是将双层完井技术应用于底水气藏开发中，通过气水分层开采，调整气水产量比来控制底水向气藏锥进，减少地层水的伤害，提高气藏采收率。

1 气水分层开采消锥原理

气井生产时，井周会形成一个 “漏斗”状的压力分布，压力沿径向向供给边界方向逐渐升高。当产气时，气层压力低于底水压力，在压差的作用下，底水向上锥进。与此同时，由于水的密度远大于气的密度，在重力作用下又会压制水锥形成，当气水压差与重力作用达到平衡时，形成一个稳定的水锥 （图1）。当在水层采水时，井筒周围的水层压力低于气层压力，在压差作用下，天然气向下锥进，形成气锥［10］（图2）。当气层与水层同采时，相当于地层中的两汇，汇与汇之间会形成一条 “分流线”，分流线将气流与水流分开 （图3）；通过调整气水流量，可以使水层的水不流向气层，从而避免水对气层的伤害。该开采方法可实现气水分层开采，使气井产量不受底水水锥临界产量的限制。

图1 气井水锥图

图2 水井气锥图

图3 气水分层开采

2 气、水层压力分布描述

1）气体稳定渗流方程［11，12］：

式中：p为地层压力，MPa；psc为标准状况下的压力，MPa；T为地层温度，K；Tsc为标准状况下的温度，K；μg为气体黏度，mPa·s；Z为压缩因子，1；K为渗透率，mD；r为供气半径，m；h为储层厚度，m；Qsc为天然气产量，m3/d；γg为天然气相对密度，1；R为气体常数，0.008314MPa·m3/（kmol·K）；β为影响紊流和惯性阻力的孔隙结构特征参数，MPa·d2/kg。下标g代表气体；sc代表标准状况。

式中：p为供给边界压力，MPa；re为供给边界半径，m为平均压力及温度下的气体黏度，mPa·s为平均压力及温度下的气体偏差因子，1；hg为气层厚度，m。

令：

式中：r为气井半径，m；A、B为产能系数。

参数A、B可由气井稳定试井得到。

将式（3）、（4）代入式（2），则可得稳定渗流时的气层压力分布方程：

2）水地下稳定渗流方程

式中：Qw为水产量，m3/d；hw为水层厚度，m；μw为水的黏度，mPa·s。

当r＝rw时，由式（7）可得到：

产水指数：

式中：pwf为井底流压，MPa；J为产水指数，m3/（d·MPa）。

产水指数J可由稳定试井得到。

将式（8）、（9）代入式（7），可得水层稳定渗流压力分布方程：

3 确定气水合理产量比

若要消除井筒处 （r＝rw）的水锥，可通过调整气水层的产量比，使气层的压降等于水层处的压降，即：

式中：Rwg为水气比，m3/m3。

4 实例分析

某底水气藏气水界面海拔－2200m，气层厚度50m，水层厚度80m，气的相对密度0.58，气水界面处的压力24MPa，井眼半径0.1m，供气半径600m，稳定试井得到气井二项式产能系数A为0.5907MPa2/ （104m3/d）、 产 能 系 数B为 0.0231MPa2/ （104m3/d）2， 水 层 的 产 水 指 数 为60m3/ （d·MPa）。气层射开储层总厚度的1/2。

若不采用双层完井，当气井产量为12.33×104m3/d时，底水锥进至井底 （图4），但当采用双层完井，进行气水分层开采时，按式 （12）调整水的产量为13.56m3/d时，水锥基本可以解除 （图5）。

5 结论

1）底水气藏采用气水分层开采技术，可以有效抑制底水锥进，减小地层水对气层的影响，提高气藏采收率。

图4 气井水锥图

图5 气水分层开采气水界面

2）气水分层开采技术可以使气井产量不受底水锥进临界产量限制，大大提高气井产量。

3）气水分层开采技术适用于对底水分布认识比较清楚，气水界面比较明显的底水气藏。

［1］曲俊耀，曲林编 .四川裂缝－孔隙型有水气藏的水封与解封 ［M］.北京：石油工业出版社，2001.1～2.

［2］（美）詹姆斯·利，亨利·尼肯斯，迈克尔·韦尔斯 .气井排水采气 ［M］.何顺利，等译 .北京：石油工业出版社，2009.

［3］Widmyer R H.Producing petroleum from underground formations［P］.U.S.Patent No 2855047，1995.

［4］Swisher M D，Wojtanowicz A K.New dual completion method eliminates bottom water coning ［J］.SPE30697，1995.

［5］Shirman E I，Wojtanowicz A K.Water coning reversal using downhole water sink theory and experimental study ［J］.SPE38792，1997.

［6］Armenta M.Mechanism and control of water inflow to wells in gas reservoirs with bottom－water drive ［D］.Louisiana：Louisiana State University and Agricultural ＆ Mechanical College，2003.

［7］Armenta M，Wojtanowicz A K.Incremental recovery using dual－completed wells in gas reservoir with bottom water drive：a feasibility study ［C］.Calgary，Alberta：Canadian International Petroleum Conference，2003－06－10～12.2003－194.

［8］伍增贵，张辉军，张义堂 .双层完井技术提高底水油藏开发效果 ［J］.石油钻采工艺，2007，29（1）：103～106.

［9］杨波，唐海，吕栋梁 .底水气藏超前排水采气 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2011，32（1）：351～353.

［10］李传亮 .修正Dupuit临界产量公式 ［J］.石油勘探与开发，1993，20（4）：91～95.

［11］谢林峰，李相方 .底水气藏水锥高度与形状计算新方法 ［J］.天然气工业，2004，24（4）：54～56.

［12］吕爱民，姚军，王伟 .缝洞型底水油藏水锥确定方法 ［J］.新疆石油地质，2011，32（1）：45～48.

［编辑］ 萧雨