生产水气比对气井产能影响规律研究

刘鹏超，唐 海，吕渐江，汪全林，李 禹

(1.中海油湛江分公司，广东 湛江 524000;2.西南石油大学，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江苏石油勘探局，江苏 扬州 225200)

生产水气比对气井产能影响规律研究

刘鹏超1，唐 海2，吕渐江2，汪全林3，李 禹4

(1.中海油湛江分公司，广东 湛江 524000;2.西南石油大学，四川 成都 610500;

3.中海油天津分公司，天津 塘沽 304500;4.中石化江苏石油勘探局，江苏 扬州 225200)

气藏开采过程中，地层水的侵入以及凝析水在井底的聚集，会导致近井地带含水饱和度的增加，降低气相渗透率，严重影响气井产量和产能。从气井生产水气比的变化角度出发，将气井拟稳定流动状态产能方程与气水相渗曲线结合，利用等效表皮系数对不同生产水气比时的产能方程进行修正，得出了生产水气比对气井产能的影响规律，并通过实例计算验证其准确性与可靠性。

气井;生产水气比;产能方程;相渗曲线;等效表皮系数

引 言

在气藏开采过程中，随着气藏地层压力的降低，可能导致底水侵入采气区，当压力低于饱和蒸汽压时，还会有凝析水在井底附近聚集，从而影响气井的产量和产能，在动态上的表现为气井生产水气比的上升。不少学者在研究产水气井的产能时主要着眼于气井产能方程的建立方法、气井凝析水伤害程度测定、气井污染伤害评价［1－6］，以及气井产水后的采气工艺措施［7］等方面。而本文则主要研究不同气井生产水气比下气井产能的变化规律，其基本思路是:不同的生产水气比反应了井底附近含水饱和度的变化，在利用相渗曲线及等效表皮系数两个方面对二项式产能方程进行修正之后，即可对气井产能变化进行研究，从而得出不同生产水气比下气井产能的变化规律。

1 公式推导

气井生产水气比定义为每产出标准状态下1×104m3天然气生产的水量。真正来自孔隙的自由水应该扣除凝析水，井底分流率定义为井底产出自由水量占井底流动条件总流体产量的比例。因此气井的井底分流率见式(1)，同时利用相渗曲线分析产水规律可以得到式(2):式中:fw为井底分流率;WGR为生产水气比;Rwgr为凝析水气比;Bg(pwf)为气体体积系数;Krg为气相相对渗透率;Krw为水相相对渗透率;μg为气相黏度，mPa·s;μw为水相黏度，mPa·s。

不论是底水锥进还是凝析水在井底的聚集，都只对近井地带产生影响，对于距生产井较远的大部分区域，气相的饱和度仍接近原始状况，因此可用等效表皮系数来定量描述生产井附近含水饱和度上升对气井产能的影响:

式中:Sd为等效表皮系数;rd为水侵带半径，m;rw为井筒半径，m。

关于式(3)中水侵带半径rd的确定，唐海等人曾做过相关研究［8－10］，认为水侵半径 rd＞6 m 后，该值的继续增大对产能影响程度不大，为了方便计算，取rd=6 m。

因此考虑气井产水的拟稳定状态流动二项式产能方程为:

联立式(1)～(3)，得到Sd，再根据式(4)即可计算出产水气井的产能。

为反映生产水气比对气井产能的影响规律，定义气井产能保持程度如下:

式中:qAOF产水为气井产水时的无阻流量，104m3/d;qAOFI未产水为气井未产水时的无阻流量，104m3/d。

2 实例分析

Q－BS7气井，试井解释原始地层压力为42.2 MPa，地层平均渗透率为 0.9 ×10－3μm2，气藏厚度为44 m，气井供给半径为785 m，气藏温度为440 K，井筒半径为0.102 m，取rd为6 m。

根据Q－BS7井物性数据及表1数据，结合式(1)～(3)，可以得出不同水气比下Sd(表2)。根据

表1 气藏平均相渗数据

表2数据，联立式(4)、(5)，可计算出不同生产水气比条件下气井产能及产能保持程度。

表2 WGR－Krg－Sd数据

给定不同地层压力，利用上述方法进行计算，结果见图1、2。

图1 不同压力、生产气水比下产能保持程度曲线

图2 η保持－WGR回归曲线

从图1可以发现，随着生产水气比的增加，对气井的产能影响程度越来越大。如地层压力为42.2 MPa的情况下，当生产水气比从1.0增至10.0时，产能保持程度从98.8%降至56.7%。这是由于随生产水气比不断增加，近井地带含水饱和度不断上升，气相相对渗透率逐渐降低，水相相对渗透率不断增加，从而导致对气井产能影响程度不断加剧。图1还表明，随地层压力不断降低，在同一生产水气比条件下，气井产水对气井产能的影响程度增大。如生产水气比为5.0时，地层压力从42.2 MPa降至35.0 MPa时，产水气井产能保持程度从56.7%降至55.8%。导致这种现象的原因是地层压力不断降低，在某一生产水气比条件下，气井无阻流量不断减小，为确保生产水气比，近井地带含水饱和度增大程度增加，气相相对渗透率减小程度增加，水相相对渗透率增大程度增加，由此出现水对气井产能的影响程度增大。

图2表明，在某一地层压力下，产水对气井的保持程度与生产水气比在半对数坐标中呈线性关系，即产能影响度与生产水气比满足关系式:y=AlnWGR+B，由此说明随着生产水气的增加，气井产水对产能的影响程度不断增加。同时，图2将不同地层压力下的产能保持程度与生产气水比的对数作回归曲线，相关系数达0.996 1，因此用图中的回归公式可以预测不同压力及不同水气比下的产能变化情况。

3 结果验证

该井投产1个月后，井底流压为38.32 MPa，日产气为18.069×104m3/d，日产水为22.17 m3/d。由于生产时间较短，认为地层压力仍保持为原始地层压力，在此条件下忽略凝析水，利用前文修正的产水气井产量公式计算日产气量为17.621×104m3/d，误差为2.48%，因此认为本文计算公式准确、可靠。

4 结论

(1)给出了不同压力气水比下产能保持程度曲线图版，可利用该图版对生产动态进行分析，具有简单便捷的优点。

(2)给出了产能保持程度与生产气水比的回归曲线图版，可利用该图版对产水气井的生产动态进行预测，可以方便地得出不同生产气水比下的产能保持程度，从而获得在该气水比下不同地层压力的气井产能。

(3)对文中修正的产水气井产量公式进行了验证，公式准确、可靠。

［1］杨学云，张学婧，蒋国斌，等.启动压力梯度影响下低渗透气藏水平井产能模型的建立［J］.特种油气藏，2010，17(1):85 －87.

［2］郝玉鸿，李治平.地层产水影响气井产能的定量分析［J］.油气井测试，1998，7(4):11－13.

［3］李晓平，李允.气井产能分析新方法［J］.天然气工业，2004，24(2):76 －78.

［4］李治平，万怡妏，张喜亭.低渗透气藏气井产能评价新方法［J］.天然气工业，2007，27(4):85－87.

［5］刘建仪，郭平，李士伦，等.反凝析污染对凝析气井伤害的实验评价研究［J］.天然气工业，2001，21(5):67－69.

［6］杨正文.平落坝气田须二段气藏气井伤害评价［J］.天然气工业，1998，18(2):79 －80.

［7］赵粉霞，吴正，秦通社.长庆靖边气田产水气井开采技术措施［J］.天然气工业，2005，25(2):116－118.

［8］余贝贝，唐海.产水气藏废弃压力的确定［J］.新疆石油地质，2008，29(5):641 －643.

［9］黄小亮，唐海，杨再勇，等.产水气井的产能确定方法［J］.油气井测试，2008，17(3):15 －19.

［10］吕栋梁，唐海，黄小亮，等.不同气水比条件下气井液相伤害程度确定［J］.天然气勘探与开发，2010，33(1):51－53.

Study on the impact of producing WGR on gas well productivity

LIU Peng－chao1，TANG Hai2，LV Jian－jiang2，WANG Quan－lin3，LI Yu4
(1．Zhanjiang Branch，CNOOC，Zhanjiang，Guangdong524000，China;
2．Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan610500，China;
3．Tianjin Branch，CNOOC，Tianjin304500，China;
4．Jiangsu Petroleum Exploration Bureau，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225200，China)

In the process of gas reservoir exploitation，formation water encroachment and condensate water congregation at bottom hole will lead to increasing of water cut and decreasing of gas permeability near well bore，thus adversely affecting gas well productivity．From the perspective of changing WGR in gas well，pseudo steady－state flow deliverability equation is combined with gaswater relative permeability curve，and the deliverability equation under different producing WGR is amended using equivalent skin factor，thereby derived the impact of producing WGR on gas well productivity，which has been verified to be accurate and reliable through example calculation．

gas well;producing WGR;deliverability equation;relative permeability curve;equivalent skin factor

TE33

A

1006－6535(2011)05－0100－03

20110302;改回日期20110620

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目13课题五“低渗透油藏中高含水期综合调整技术”(2008ZX05013－005)

刘鹏超(1984－)，男，2006年毕业于长江大学石油工程专业，现为西南石油大学在读硕士研究生，主要研究方向为油气藏工程。

编辑 姜 岭