牟春国，马海宾，谈 泊，李彦彬

（中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

苏里格气田气井产水分析及新型泡排剂试验

牟春国，马海宾，谈 泊，李彦彬

（中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

分析了苏里格气田气井的产水类型，主要有地层水、淡化地层水、凝析水、凝析油及陈发型出水；分析了气井的井底积液特征，通过压力峰值、油套压变化、产气量变化曲线等特征可以判断气井井底积液情况。介绍了三种产水气井排查方法:生产动态分析法、关井恢复压力排查法、井筒压力梯度测试法,这三种方法是苏里格气田产水气井排查常用且有效的方法。介绍了泡沫排水采气的泡排剂优选方法及优选原则，结合试验区所产地层水的水质分析情况，优选了ERD-05起泡剂和ERD-06泡排棒这两种泡排剂；优化了泡排剂的加注制度，进行了泡沫排水采气现场试验，试验井排水、增产效果明显。

产水类型；生产动态；压力梯度；井筒液面；排水采气；泡排剂

气井产水后，使得地层天然气流入井的渗流阻力和气液相管流的总能量损耗增大[1]。如果气体流速足够高，可以将一部分液体携带到地面。气体流速较高时，会形成雾流，液滴分散在气体中，只有少部分液体滞留在油管（也就是持液率低）或生产套管中。重力损失产生的压力损失较小。由于摩阻的影响，产量较高的气井井筒压降较大；相反井筒积液产生的压降相对较小。井筒中气体流速随时间逐渐降低，而气体携带的液体速度下降得更快，液体逐渐凝结，形成段塞流，最后在井底形成积液，增加了液体在井内流体中的比重。气井生产过程中，井筒积液导致气井产量下降，甚至停产[2]。为确保积液气井的正常产气，减缓气藏产量递减和提高采收率，需进行排水采气。

1 气井产水类型分析

1.1 苏里格气田气井产水类型

苏里格气田气井产水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油和陈发性出水。

1.1.1 地层水、淡化地层水 当含气层和含液层厚度较薄或有其他原因时，各种地层水可能会随气体一起进入井筒。地层水主要为成藏滞留水。

成藏滞留水是指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（见图1）可以看出，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。

图1 苏里格气田相渗曲线图

正常地层水是指存在储层中的游离态水，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，总矿化度大于35 g/L。

淡化地层水是指正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度为20～35 g/L。

1.1.2 凝析水 凝析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。凝析水非真正地层水，而是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，由于压力温度下降而凝析出来。凝析水的矿化度小于20 g/L。当饱和气体或部分饱和气体进入井筒时，射孔孔眼处不会有液体析出，但井筒上部可能发生凝析现象。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。

凝析水对气井地下开采影响不大，但对地面管线输送可造成一定影响，尤其在低温下结冰或形成水合物，应引起注意。

1.1.3 凝析油 烃类也会以气相的形式随气体一起进入井中，如果气藏的温度高于临界凝析温度，气藏中不会出现凝析油，但是和凝析水机理一样，由于压力温度下降烃类也会发生凝析现象。

1.1.4 陈发性出水 出水机理是由于气藏开采时压力下降，饱和在低孔低渗储层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。

1.2 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。

1.2.1 压力出现峰值 井底积液的诊断通常借助自动数据采集系统或者两只笔式压力计记录的产量数据，可以记录气体通过节流嘴时的流量随时间的变化。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。

1.2.2 产量递减曲线分析 气井流量递减曲线的形状反映了井下积液现象，分析流量递减曲线随时间的变化，可以发现与正常气井曲线的区别。图2所示的两条流量递减曲线，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。有积液气井的流量递减曲线会偏离正常生产气井的流量递减曲线，形成一条斜率更陡的曲线。

图2 流量递减曲线

1.2.3 套压上升且油压下降 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，油管内气体携带的液量增多，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。

2 产水气井排查方法

2.1 生产动态分析法

结合现场气井生产动态特征，积液产水气井生产过程中主要有以下几方面特征：（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1.0 MPa/d，产量波动幅度大于10%；（2）生产过程中压降速率大。生产过程中，压降速率大于0.3 MPa/d；（3）压力恢复时油套压差较大；（4）部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升、套压不变。

2.2 关井恢复压力排查法

根据生产情况判断产水的初步判段结果，采用逐井关井恢复压力，通过记录所关井恢复压力后油套压力的变化、油套压差的大小，来核实气井是否积液，并初步估算气井的井筒积液高度。如果油压套压恢复较慢、油套压差较大的气井，可以延长此类井的关井时间。

积液初期及中期用油套压差计算，井筒积液初期基本上是油管积液，导致油套压存在压差。通过关井恢复油压和套压，根据油套压差情况可以初步判断气井井筒积液情况。

利用公式h=Δp/ρg和V=πr2h和可以初步判断井筒积液程度。

2.3 井筒压力梯度测试法

流压或者静压测试是确定气井液面或者气井是否积液的最有效方法。压力测试是测量关井及生产过程中不同深度的压力，绘制成压力梯度曲线，压力梯度与流体密度和井深有关。对于单相流体，压力随深度基本呈线性关系。

图3 产水气井压力梯度示意图

由于气体的密度远远低于水和凝析油的密度，当油管积液时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化。如图3所示，产气量、产液量及积液都会影响压力曲线的斜率，通过压力测量可以确定井底积液。气体压力梯度较低；气体中含液时，气体压力梯度会升高。

对于有积液的气井，油管斜处常常表现出压力梯度异常的现象，其重度超过纯气体的重度，由气体状态方程可得井下状态下气体的重率[3]：

式中：γsc—气体在地面标准状况（20℃，0.10135 MPa）下的重率，kg/m3；γ—气体在井底状况下的重率，kg/m3；Tsc—地面标准状况下的温度，293 K；T—井底温度，K；Psc—地面标准状况下的压力，0.1013 MPa；Zsc—地面标准状况下的压缩因子；Z—在井底压力及温度下的压缩因子。

根据苏里格气田气井生产数据计算表明，在井底状况下：（1）纯气体压力梯度的最大值为0.20 MPa/100m，即压力梯度在（0，0.20）MPa/100m之间的流体，判断为纯气体；（2）当压力梯度大于0.20 MPa/100m，就表明井底产生积液。气液混合相的压力梯度越大，说明气井含液越多，在压力梯度图上曲线的斜率越大。

3 泡沫排水采气试验

3.1 泡排剂的优选

泡沫排水方法的最大优点是由于液体部分在泡沫中，具有更大的表面积，减少了气体滑脱效应，并能够形成低密度的气液混合体。在气井生产中，泡沫能够将液体举升到井口，否则积液越严重，会造成较高的多相压力损失。在水中加入泡排剂，水的表面张力随表面活性剂浓度增加而迅速降低，表面张力下降的速度体现了泡排剂的效率[4]。泡沫排水采气的机理包括泡沫效应、分散效应、减阻效应和洗涤效应等[5]。

泡排剂选用的原则如下：（1）泡沫携液量大，即液体返出程度高；（2）起泡能力强，或鼓泡高度大；（3）泡沫稳定性好，一是泡沫与井筒内所产地层水、凝析水配伍性好，在高矿化度地层水中不会被消泡，二是热稳定性好，在深井高温条件下泡沫可以稳定存在[6，7]。

由于地层水中的矿物质对泡沫有较强的消泡作用，尤其在高温情况下对泡沫的破坏性极强[8]，选择几种泡排剂在模拟井筒条件下进行携液能力的测试，筛选出适合苏里格气田泡排工艺的泡排剂。

根据以上原则在苏东区块使用优选新型的ERD-05起泡剂和ERD-06泡排棒进行产水气井的现场泡排试验。

3.2 泡排剂加注制度

泡沫排水加注制度（包括加注量、稀释比例和加注周期）要结合所加注井的井深、井温、油管内节流器等情况，需要通过该井油套压、日产水量、日产气量以及瞬时流量变化情况进行加注制度调整，使得气井能够稳定生产。

由于苏里格气体气井普遍在井下投放节流器生产，因此泡排方式选用油管投放泡排棒、油套环空加注泡排剂的方式进行泡沫排水采气。

泡排井在泡排前期连续加注，后期间隔3～5 d加注一次，泡排棒每次投放1～3根，从油管投放，泡排剂每次加注15～20 kg，从油套环空加注。加注量要根据加注前后油套压、产气量和产水量进行调整。泡排剂与水稀释比例为1:3～1:5，消泡剂与水的比例为1:1。

3.3 试验效果分析

在苏东区块选取了13口产水气井进行泡沫排水采气试验，取得了较好的试验效果，单井平均油套压差降低1.503 MPa，日产气量增加0.147×104m3/d，其中苏东X井日产气量增加0.249×104m3/d。

苏东X井2008年11月17日开始投产，投产前套压为22 MPa，2011年11月套压开始逐渐上升，分析其原因为井底积液。探液面测试油管液面为1077 m，油套环空液面为2808 m。通过探液面数据估算油管积液23.621 m3，油套管环空积液8.211 m3，根据泡排剂加注总量为井筒积液5‰的浓度，需加注起泡剂159.16 L。该井从6月29日开始进行泡排，共加注11井次，平均加注泡排剂18 L/井次，泡排棒1.5根。泡排后油套压差降低3.18 MPa，日产气量增加0.249×104m3/d。

4 结论

（1）苏里格气田气井产水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油和陈发性出水。

（2）产水气井的排查方法有生产动态分析法、关井恢复压力排查法、井筒压力梯度测试法等方法，通过排查产水气井有针对性的进行排水采气工作。

（3）目前在苏里格气田广泛应用的排水采气技术是泡沫排水采气。针对不同区块所产地层水，优选适合的泡排剂进行产水井泡排加注。

（4）泡沫排水采气前期泡排剂应连续加注，待气井产量有所提高后，间隔3～5天加注。

（5）泡排前油套压差较大的气井，若泡排后套压明显下降，可将加注间隔时间加长，无明显变化的井需加密泡排剂加注。

[1] 文昌玉，虞建华，燕自峰，等.泡沫排水采气技术在塔里木油田的应用[J] .石油钻采工艺，2007，29（4）：100-102.

[2] 詹姆斯·利，亨利·尼肯斯，迈克尔·韦尔斯著.何顺利，顾岱鸿，田树宝，等.译.气井排水采气[M] .石油工业出版社，2-3：83-86.

[3] 余进.水驱气藏渗流机理及模拟理论与方法研究—以中坝气田雷三气藏为例[D] .西南石油学院博士学位论文，2005.

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[5] 赵晓东.泡沫稳定性能综述[J] .钻井液与完井液，1992，13（1）：7-14.

[6] 张文洪，马强，龚才喜，等.泡沫排水采气工艺在大牛地气田的试验效果分析[J] .油气井测试，2005，14（4）：42-44.

[7] 周风山.泡沫性能研究[J] .油田化学，1989，9（8）：267-271.

[8] 王智博.液体起泡剂排水采气工艺技术的研究与应用[J] .天然气工业，2005，25（11）：91-93.

The produced water analysis and the new foaming agent test in sulige gas field

MOU Chunguo，MA Haibin，TAN Bo，LI Yanbin
（Sulige Gasfield Research Center of PetcoChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

This paper analyzed the production water types of Sulige gas field,main include Formation water、dilute the formation water、condensate water、condensate oil、A burst of water；analyzed bottom effusion characteristics of the gas well,based on the characteristics of peak pressure、the tubing pressure and casing pressure changes、the curve changes of the gas production,can determine the down-hole liquid situation of gas well.Introduced three investigation methods on production water of gas well：dynamic analysis of production、the shut-in recovery pressure investigation、well-bore pressure gradient test method,the three methods are commonly used and effective method on gas wells investigation of produced water in Sulige gas field.Introduced the preferred method and optimization principles of foaming agent of drainage gas with foam,combination the water quality of the formation water the pilot area,optimized the ERD-05 foaming agent and the ERD-06 foaming stick these two foaming agent；to optimize the filling system of the foaming agent,Carried out the field test of Foam drainage gas,the effect is obvious of drainage and increase production of the test wells.

water production type；production of dynamic；pressure gradient；surface liquid of well-bore；drainage gas；foaming agent

TE375

A

1673-5285（2012）04-0021-05

2012－02-11

牟春国（1981-），工程师，2005年毕业于长江大学石油工程专业，2008年获西南石油大学油气井工程专业硕士学位，现主要从事油气井增产、采气工艺方面的工作，邮箱：xueyuzhaoyuan@126.com。