气井后期的生产与管理..docVIP

南平台气井的后期生产与管理 一、南平台简介 1、南平台方位：南平台们位于E40°25ˋ02.156″, N121°16ˋ58.896″.位于渤海辽东湾内，冬季冰情严重。 2、南平台含油面积为9.3平方公里，有效厚度为6.8-60米，油气藏垂直深度为2140-2372米，凝析气储集层以沙河街组生物碎屑陆屑白云岩为主。 3、开采方式为衰竭式开采。 4、 南平台于1992年12月初投产至今整整18年，初投产时井口压力28.5MPA,现在井口压力为10.0MPA,每年井口大约下降1MPA左右。 二、气井的后期生产 后期气井大致分为以下几类：1、采出程度高可采储量低 2、气井压力低产量小 3、气井含水多、生产难度大 南平台气井具有以下特点： 1、高孔高渗，采出程度高，处于开采后期，气井产量递减速度很快，气井含水多； 2、气井数量少（总5口井，故障井2口），高度集中，剩余储量小； 3、压力高（S1井油压11Mpa，S3井油压10Mpa，S5井油压12Mpa），产能高(S1、S3井均日产10万方气，10方油；S5井日产6-7万方气，油气比在7000-10000)； 4、气井出水多（S1、S-3井含水率较高）； 5、井下情况复杂，井身结果质量差，如油管腐蚀穿孔、部分油管变形折断，导致油套同压。 气井在生产一段时间后往往会产液，其中包括底水锥进或边水指进所产出的水、由于固井质量问题引起的异层窜槽水或气藏凝析液。液体的产出对气藏开采的影响主要表现在三个方面：①由于气相渗透率的影响而降低气井的生产能力；②较重的井筒内流体(气水混合物)增大了并筒损失，导致达到经济极限含水后仍有一部分可采储量未被采出，从而降低了气藏的最终采收率；③由于水的产出增加了井筒举升及地面处理费用，造成气藏开发效益变差。(如S-2井) 气井产水原因大致有以下几条： 地层中渗流的不稳定性 当气嘴过大时，气产量剧增，气采出后气藏边缘的油气不能及时补充上来，导致边底水会沿着高渗透带或裂缝过早突破入井，导致开采效果变差。只有在气层厚度大而渗透性高的气藏中，可以采出不含水的气体。（南平台刚投产时）对于水锥的形成来说，临界产量通常是相当小的。如果以超过临界产量进行生产，那么气井的产液量迟早会不断地增大。采用衰竭式开发方式，即使排泄处的气层与水层的有效厚度比值不再增加，随着压力降低，水/气比仍然会增加。 井筒中流动的不稳定性 气井在多相流动条件下生产时，存在一个最小流量，即最小排液速率。低于该速率时，液体就不能举升到地面而聚集在井底，当液柱压力和地层相等时就不能再自喷生产了，最终将井压死导致停产（如S-2\S-4）。气井中的液体是以小的液滴(微滴)夹带于气流中而被带走的。井底积液会造成井筒损失增加，气量减小，油压下降。而油压下降又导致积液液柱升高，井筒损失增加，气量减小。流速持续降低。这样，压力、产量逐渐降低，直至气井停喷。 影响其流动的因素主要有以下几个因素： (1)流动型态。因流体气液组成等因素的影响，产液气井中会形成几种不同的流型，而各流型之间的流动机理并不相同，因而流型将直接影响着流动压力损失等参数。 (2)气、水产量及生产液气比。在开采过程中，生产液气比主要反映体积或质量含气率的变化，同时也是气、水产量的直接表现。它将直接影响到所形成的流动型态，从而影响其它流动参数。 (3)井深。井深影响流动过程中所产生的重位压降。 (4)井口油嘴。油嘴过大或过小均不利于产液气井的稳定生产。油嘴过小会限制气井的产能，而油嘴过大则会造成地层供气不足而使气井无法正常生产,使底水或边水涌进井底的速度加快。 (5)流体的物性参数。气、水两相的密度、粘度、矿化度等物性参数将影响到产生的流型以及流体与管壁流体之间的摩擦阻力，从而影响到两相流动。 (6)井底与井口的压力差。气液两相流动中井底与井口的压力差不仅会影响到流体的物性参数，还会影响到两相流动加速度损失的大小。 (7)井简直径。在产量一定的情况下，不同的井简直径将得到不同的流体流速，进而影响所形成的流型及摩擦压力损失，到后期由于能量的下降油管直径越大井底积液越严重。 (8)井筒内壁的粗糙度。井筒内壁的相对粗糙度将影响流体与井筒壁之间摩擦阻力的大小。 在生产过程中，油压下降、产气量降低，就是井底形成积液的表现，应及时采取措施。 尽管排水采气是极为有效的方法，但它是在水已侵入气藏、气相渗透率受到损害的情况下，采取的一种单井排水方法。以现有的工艺水平，也只能开大气嘴短时间的排水。所以，对于大型水驱气田，应确定合理的布井系统、通过强化气藏管理。 三、气井的后期管理 气井是气田的基本单元。气井生产的主要管理目标是：安全生产，科学管理，保证平稳供气。 对于低压低产井可按以下方法对产能进行挖潜： 1.利用动态分析和动态监测技术，通过制定合理的