东海强底水气藏电泵排水采气措施效果评价

王 佳，盛志超，徐 晨

（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120）

海上气藏往往采用衰竭式开发方式，生产井利用天然能量自喷生产。对于强底水气藏，开发中后期随底水侵入近井，生产井出水停喷，需要采取措施排水采气，延长气井带水自喷周期[1-4]。研究与实践均表明，对于见水后的强底水油藏，通过在井筒中下入电潜泵以大液量方式“提液采油”，可有效提升产油量[5-7]。借鉴油藏成功经验，近年来，电泵排水采气措施开始在东海强底水气藏推广应用，但对于措施应用效果，还未进行系统评价。X 气藏是东海典型强底水气藏，水体倍数高达20 倍以上，气藏多口生产井投产后快速见水，部分气井积液停喷。为改善开发效果，2019年针对X 气藏X1 井实施电泵排水采气措施。本文以X1 井为例分析强底水气藏实施电泵排采生产特征，评价强底水气藏电泵排采措施效果，并通过研究强底水气藏水侵后气水渗流规律及水侵量变化，探讨电泵排采措施对此类气藏适用性，研究认识对于指导同类气藏合理选择排水采气措施有一定指导意义。

1 气藏概况

X 气藏位于东海陆架盆地西湖凹陷中央背斜带的南部，为穹窿背斜构造。气藏埋深2 000～3 000 m，孔隙度15.3%，渗透率31.3×10−3μm2，为中孔中渗储层。X 气藏储层厚度大，砂层平均厚度56.3 m，气层平均厚度26.9 m，水体能量活跃，水体倍数高达20 倍以上，整体为厚层块状强底水气藏。

X 气藏共有6 口生产井，投产初期采用高配产高产气量方式运行，气藏采气速度高达9.2%，地层能量亏空，使得外部水体快速侵入，气藏无水采气期仅29 个月，投产5 年内，低部位3 口生产井均见水，产气量快速下滑，气藏产气速度下降至2.6%。

2 典型气井电泵排水采气措施效果评价

2.1 措施井概况

措施井X1 井2012 年2 月投产，开采X 强底水气藏，无水期高峰日产气达13×104m3/d。2016 年见水后，井口产水量快速上升，产气量随之下降，2018年末，该井产气量已降至5.3×104m3/d（图1），综合地质、测井及生产动态判断X1 井产出水来源为X 气藏底水。

图1 X1 井生产动态曲线Fig.1 Production performance curve of Well X1

因X1 井位于X 气藏边部，2019 年对X1 井实施单井点大液量电泵排水采气措施，以期实现两个目标：①X1 井提液采气，提升产气量；②利用X1 井在气藏边部大排量采液，延缓底水推进，从而起到延缓邻井及高部位气井水侵的作用。

2.2 措施实施效果评价

（1）X1 井提液采气效果评价

X1 井于2019 年6 月关井进行电泵作业，2019年9 月至11 月期间，电泵间歇开启生产，11 月后电泵连续运行。分析X1 井生产动态曲线（图1）可知：9 月至11 月电泵间歇开启期间，X1 井产水量由322 m3/d 升至440 m3/d，电泵提液效果明显，但同时，X1 井产气量由9.8×104m3/d 降至3.5×104m3/d；11月后电泵连续运行期间，X1 井产水量稳定于440 m3/d，日产气量持续下降至不足1×104m3/d，实施电泵排采后，X1 井产气量不增反降，未能达到提升产气量的目的。

（2）延缓水侵效果评价

X 气藏砂体连井对比如图2 所示，X2 井为X1 井西部高部位邻井，与X2 井距离仅400 m，分析X2 井生产动态曲线（图3），X1 井2019 年9 月2 日开启电泵生产后X2 井很快于2019 年9 月24 日见水，且一年内产水量由3.5 m3/d 快速上升至32 m3/d，表现出水侵见水特征。邻井X2 井快速水侵表明，X1 井电泵排水措施未能有效延缓邻井水侵进度。

图2 X 气藏砂体连井对比图Fig.2 Comparison diagram of sand body connected wells in X gas reservoir

3 气井电泵排采措施不见效原因分析

3.1 电泵排采后X1 井水侵加剧

采用视压降法[8]计算X1 井水侵量，根据物质平衡原理，在水驱气藏开发过程中随着气藏内天然气和水的采出，地层压力不断下降，引起气藏内天然气、地层束缚水的弹性膨胀及岩石的压缩，并导致边底水的侵入，其过程满足以下物质平衡方程：

采用拟压力表示水驱气藏物质平衡方程：

气藏拟压力（Pp）与累积产气量（Gp）关系曲线称为生产指示曲线，定容气藏开发过程中气藏拟压力（PH）与累计产气量呈线性关系，而水驱气藏由于边水能量的补充，气藏拟压力（PF）与累计产气量呈非线性关系，利用定容气藏与水侵气藏生产指示曲线做差：

根据差值，可计算出存水体积系数 ω，进而求解出水侵量值：

式中：G为气藏原始地质储量，m3；Bgi、Bg为原始条件下及目前天然气体积系数，无因次；Ct为气藏综合压缩系数，MPa−1；Gp为累计产气量，m3； ΔP为气藏总压降，MPa；We为水侵量，m3；Wp为累计产水量，m3；Bw为地层水体积系数，无因次；Ppi、Pp为气藏原始条件下及目前地层拟压力，即P/Z，MPa；P为目前地层压力，MPa；Z为偏差系数，无因次。

根据生产指示曲线差值（图4）计算了X1 井月水侵量（图5），各阶段水侵量数据见表1，计算结果表明，X 气藏底水能量较强，单井水侵量大；对比X1 井电泵排采前后两个阶段水侵量发现，实施电泵排采措施后，X1 井月水侵量呈上升趋势，由此表明，实施电泵排采措施后，X1 井水侵状况有所加剧。

图4 X1 井视压降法生产指示曲线Fig.4 Production indication curve of visual pressure drop method in Well X1

图5 X1 井月水侵量曲线Fig.5 Monthly water influx curve of Wel X1l

3.2 电泵排采造成局部气水界面加速上移

统计X 气藏6 口生产井的投产时间、构造位置、见水时间、无水采气期，并按照见水先后进行排序（表2）。通过对比发现，2019 年9 月X1 井实施电泵排采前，X 气藏生产井具有明显自低部位向高部位依次见水特征，位于构造低部位的两口生产井X6、X5 井率先见水，随后为构造中部生产井X1、X3 井，且见水生产井无水采气期依次延长，显示X 气藏气水界面自低部位向高部位稳定上移。实施电泵排采当月，高部位邻井X2 井提前见水，且快速水淹（图3），表明电泵排采造成局部气水界面加速上移。

表2 X 气藏生产井见水顺序统计Table 2 Statistical of water breakthrough sequence in X gas reservoir production wells

为分析X 气藏水侵后气水渗流规律，建立典型模型，模拟X 气藏含水饱和度变化过程。模型构造及气藏参数参照X 气藏实际参数，生产动态数据参照6 口气井实际生产数据。

X 气藏各阶段含气饱和度变化过程见图6～图8，将X 气藏气水渗流过程划分为两个阶段：第一阶段（2011 年1 月～2019 年8 月），该阶段6 口生产井均采用自喷方式生产，工作制度稳定，在底水能量驱替下，X 气藏气水界面基本保持平稳上移，在低部位首先形成水淹区；第二阶段（2019 年9 月～2020 年10 月），X1 井于2019 年9 月实施电泵排采措施，因单井点高强度排液，X1 井周边形成较大的压降漏斗，引起局部气水界面加速上移，造成X1 井周围快速水淹。

图6 X 气藏含水饱和度（2016.1）Fig.6 X gas reservoir gas saturation (2016.1)

图7 X 气藏含水饱和度 （2018.1）Fig.7 X gas reservoir gas saturation (2018.1)

图8 X 气藏含气饱和度（2020.1）Fig.8 X gas reservoir gas saturation (2020.1)

3.3 无因次产气能力下降

分析X 气藏实测气水相渗曲线（图9），随含水饱和度Sw 增大，气相相对渗透率Krg 直线下降，逐步趋近于0，水相渗透率Krw 快速上升。研究表明，不同于水侵油藏，气藏一旦水侵出水，地层水沿孔隙壁面流动，气相渗流通道减少，由于地层水卡断，在孔喉处形成气泡，产生贾敏效应，使地层渗流阻力明显增大[9-11]。基于X 气藏实测气水相渗数据，以水相流度与气水总流度的比值表征地下产水体积比例，以气相流度与初始气水总流度的比值表征无因次产气能力，将气水流度之和无因次化表征无因次产出能力，绘制无因次产出能力曲线（图10）。由图10 可知，X 气藏地层产水比例上升后，无因次产气能力大幅下降，造成井口产气量下滑。

图9 X 气藏实测气水相渗曲线Fig.9 Measured gas-water permeability curve of X gas reservoir

图10 X 气藏无因次产出曲线Fig.10 Dimensionless production curve of X gas reservoir

4 强底水气藏合理排水采气措施探讨

X1 井电泵排采实践表明，强底水气藏水体活跃，水驱前缘不稳定，难以通过高强度排液措施控水，反而因过大生产压差引起水侵加剧、局部气水界面失衡，因此电泵排采措施并不适用。总结东海大量产水气井成功治理经验，针对此类强底水气藏，控水、治水重点应为控制气水界面缓慢平稳上升，防止潜力区域过快水淹。气藏产水初期，可利用控制采气速度、平面均衡采气等手段延缓水侵速度，产水中后期可实施针对性排水采气措施，延长气井生命周期，提升产水气井开发效果。统计东海典型强底水气藏排水采气措施共计29 井次（表3），对比可知，卡堵水、气举、速采管柱三类措施效果较好，措施见效率43%～100%，单井平均日增气（0.8～3.9）×104m3，单井平均累增气（0.11～0.16）×108m3。

表3 东海典型强底水气藏排水采气措施效果统计Table 3 Effect statistics of drainage and gas production measures for typical strong bottom water gas reservoirs in East China Sea

5 结论

（1）强底水气藏，水体活跃，水驱前缘不稳定，阻挡底水推进难度较大，因此该类气藏控水、治水重点应为控制气水界面缓慢平稳上升，防止潜力区域过快水淹。

（2）X1 气井电泵排采实践表明，此类单井点高强度排液措施对强底水气藏并不适用，过大生产压差，易引起局部气水界面加速上升，导致气井及周边邻井水侵加剧。

（3）随地下产水比例上升，气相渗流阻力增大，气层无因次产气能力快速下降，引起气井产量衰减。

（4）卡堵水、气举、速采管柱三类排水采气措施在东海强底水气藏应用效果较好，可作为强底水气藏产水中后期推荐排水采气手段。