【正文】 井筒積液診斷技 術 氣井積液機理 氣井的生產(chǎn)初期是無水采氣階段，井筒中為氣體單相流。較多氣藏都有著邊底水，隨著生產(chǎn)過程中氣藏壓力 的下降，邊底水侵入氣藏，并且水體推進很快，氣井一旦見水后產(chǎn)量就會大幅下降，甚至造成氣井停噴或者停產(chǎn)。 凝析氣的反凝析現(xiàn)象發(fā)上在近井地帶周圍，由于井徑附近氣體流速相當快，所以氣體在高速流動下將凝析油攜帶至地面，相對降低了該區(qū)域的凝析油飽和度，緩解了反凝析污染效應 ； 流體相對滲透率隨流動速度增加而增加的現(xiàn)象稱為速度效應 (velocity srtipping)和正向穩(wěn)合效應（ Postiive coupling)，即毛管數(shù)效應 [32]，并且氣相在高速流動下相對滲透率的增幅與毛管數(shù)有關，該現(xiàn)象已被很多室內巖心流動實驗驗證 ； 毛管數(shù)效凝析氣井低產(chǎn)因素分析及增產(chǎn)對策研究 16 應表明，凝析氣井近井地帶凝析油飽和度在高速氣體攜帶下逐漸減小，即反凝析污染降低。因而計算凝析氣井近井地帶凝析油飽和度隨壓力變化的關系就成了儲層中油氣滲流分析的關鍵。也 就是說，侵入地層的外來液體優(yōu)先從大孔道中排出，小孔道中排液速度較慢，即對于毛管半徑小的低滲透儲層排液很困難，十分緩慢，一旦水鎖傷害形成，就很難解除。因此水鎖效應的形成，相對增大了氣藏的難動用儲量。 國內外文獻列出了 3 種有效的建立氣相通道的技術手段：算生氣通道、就地生氣通道和外部生氣通道。 1967 年，美國專家 O’Dell 和 Miu[11]首次研究了利用穩(wěn)態(tài)流動理論來預測凝析氣藏的實際生產(chǎn)動態(tài)，研究了地層中凝析氣的流動性，利用穩(wěn)態(tài)流動理論推導出過程簡便且計算快速的凝析氣井 產(chǎn)能預測方法，但是這種方法不適合存在反凝析污染的氣井，因此在使用條件上受到了限制。 為了清楚的認識凝析氣井在實際生 產(chǎn)過程中的低產(chǎn)因素及治理措施，首先有必要對凝析氣井的低產(chǎn)原因進行分析，找出凝析氣井低產(chǎn)的主要因素；其次在模擬地層溫度和壓力條件下，在室內開展解除反凝析水鎖和堵水的物理模實驗，評價凝析氣井治理措施的增產(chǎn)效果， 為凝析 實際 氣藏開發(fā)提供依據(jù) 和指導；最后對 西北油田分公司 低產(chǎn)凝析氣井制定合理有效的增產(chǎn)措施。 本文系統(tǒng)的開展了以下研究并取得了相應的 成果及 認識： 1） 針對 西北油田分公司 凝析氣井 低產(chǎn)主要因素，系統(tǒng)分析了井筒積液導致的反滲吸水鎖、壓力降低導致的反凝析和地層水侵入導致的水淹對凝析氣井產(chǎn)能的影響 ，通過分析得知以上因素對凝析氣井產(chǎn)能影響很大， 導致 部分 凝析 井面臨停噴或停產(chǎn)的危險 ； 2） 利用低滲透長巖心 分別開展 了 “醇 +解水鎖劑 +氮氣” 和 “醇 +酸 +解水鎖劑 +氮氣”的組合段塞工藝方式解水鎖效果實驗評價 ，實驗結果表明組合 段塞 工藝解除水鎖傷害的效果很好；其中 加 入了土酸 的組合段塞效果更好 ，使得滲透率恢復幅度 較 大，滲透率恢復 倍，為水鎖前滲透率的 70%； 未加入 土酸的組合段塞次之 ，滲透率恢復 倍，為水鎖前滲透率的 42%。 and bination slug with acid has a better result,permeability recover is multiple,which is 70% of permeability before get waterblocking。 （ 6） 酸化解除法 特別的針對碳酸鹽儲層，經(jīng)酸化處理后，可以大幅度增大儲層的孔隙體積，改善巖石物性，提高儲層的滲流能力，從而降低儲層巖石對外來流體和地層水的敏感性 [7]， 但是該方法不適應會與酸液反應的儲層。實驗表明，通過注入甲醇處理后，凝析氣井的油氣產(chǎn)量在初期就能夠提高 2 倍左右，近井地帶初等的表皮系數(shù)也下降不少。可見土酸的注入在解除 反滲吸水鎖，恢復儲層滲流能力，效果明顯 ； 4） 對 AT114 井 高滲透層長巖心分別開展 “乳化油堵水”和“高溫凍膠堵水” 堵水效果實驗評價研究，實驗結果表明高溫凍膠的堵水效果好得多； 凝膠堵水的最終滲透率為 103μ m2，乳化油堵水的最終滲透率為 103μ m2，可見從滲透率來看，凝膠的堵水效果好很多；凝膠堵水的最終封堵率為 %，乳化油堵水的最終封堵率為 %，可見從封堵率參數(shù)來看，凝膠的耐沖刷性能更好；高溫凍膠堵水 后，再注入解水鎖活性劑，使得巖心滲透率有了小幅度的提高，說明解水鎖劑具有使凝膠失水強度降低的效果 ； 5） 結合前面開展的工作，針對 西北油田分公司 凝析氣井地產(chǎn)原因以及室內解除氣井傷害的實驗評價結果，對低產(chǎn)凝析氣井提出一系列有效的提高產(chǎn)能技術措施，為凝析氣田接下來的工作開展提供有效的技術指導。 010 1含水飽和度，小數(shù)毛細管壓力，MPak=5000mD,Swirr10% k=500mD,Swirr20%k=10mD,Swirr35% k=,Swirr50%k=,Swirr70% k=,Swirr80% 圖 22束縛水飽和度對巖樣滲透率和毛細管幾何形狀變化的關系 3） 氣水相滲曲線 對于侵入流體的低飽和度區(qū)間，氣水相對滲透率曲線受到了多孔介質中不混相流體的多相流體干擾作用，曲線變化趨勢越是陡峭，說明含水飽和度的增加對氣相滲透率下降的影響作用越是明顯 ； 另一方面，巖石的孔滲性質也影響氣水相對滲透率曲線的形態(tài)，巖石越是致密，曲線變化形態(tài)就越是陡峭，即水鎖傷害的程度越嚴重 ，如下圖 23。因此，高溫對于清除水鎖有著姣好的效果。 Psc、 Tsc— 分別為標準壓力、標準溫度 。一般說來，凝析氣 井的井底壓力最低，反凝析污染最為嚴重。 3） 氣水界面位置 氣水界面與氣井生產(chǎn)層段之間的距離決定著氣井的見水時間，氣水界 面離氣井射孔位置越近，邊底水水淹至井底所需時間久越短，氣井水淹更早。 典型井水鎖傷害分析 積液分析。 2） 地層非均質性 隨著氣井的開采，氣井周圍壓力降低，當壓降漏斗波及到水體后，水體開始推進，并且首先沿著滲透率大的滲流通道侵入。 4） 地層壓力分布 地層壓力的大小與反凝析密不可分。 So— 凝析油飽和度 。 9） 巖石潤濕性和界面張 目前大多數(shù)的氣藏都是水濕的，并且原始含水飽和度一般都小于束縛水飽和度，因此，在鉆完井或壓裂過程中，外來流體在毛管壓力作用下，會自吸浸入儲層，形成水鎖效應，堵塞滲流通道 ； 張振華等人認為，界面張力 σ 、儲層滲透率 k 和含水飽和度是影響水鎖程度的重要因素 ， 其中界面張力 σ 對水鎖傷害程度的影響是較為顯著的。 2） 含水飽和度 一般說來，氣井儲層的原始含水飽和度都比束縛水飽和度要小，之間存在一個差值，如果這個差值較大，那么地層水侵入儲層后，含水飽和度上升幅度較大，相應的對氣相不利的相對滲透率影響越是顯著，水相引起的滲透率傷害潛力就越大。 凝析氣井低產(chǎn)因素分析及增產(chǎn)對策研究 6 技術路線 根據(jù)國內外凝析氣田水鎖傷害、反凝析傷害以及水淹傷害的技術調研資料，對 西北油田分公司 典型凝析氣井進行低產(chǎn)原因分析，使用 加拿大 Hycal 公司所產(chǎn)長巖心驅替裝置，采用現(xiàn)場取回巖心及油氣樣品， 開展 室內 解除凝析氣井傷害 實驗 評價，并提出提高低產(chǎn)凝析氣井產(chǎn)量的有效技術措施，具體的技術路線如下： 圖 13 技術路線 醇 +酸 +解水鎖劑 +氮氣 凝析氣井低產(chǎn)因素分析及增產(chǎn)對策研究 國內外技術調研 凝析氣井低產(chǎn)原因分析 室內解除傷害物理模擬研究 水鎖 反凝析 地層水侵入 解除水鎖及反凝析傷害實驗 凝析氣井堵水實驗 提高低產(chǎn)凝析氣井產(chǎn)量的有效技術措施 低產(chǎn)凝析氣井傷害機理 凝析氣井水鎖傷害機理及影響因素 凝析氣井反凝析傷害機理及影響因素 凝析氣井水淹傷害機理及影響因素 水鎖對氣井產(chǎn)能影響 反凝析對氣井產(chǎn)能影響 水淹對氣井產(chǎn)能影響 醇 + 解水鎖劑 + 氮氣 高溫凍膠堵水 乳化油堵水 效果對比 效果對比 解除水鎖 解除反凝析 解除水淹 西南石油大學碩士研究生學位論文 7 主要研究成果及 主要認識 針對 西北油田分公司 低產(chǎn) 凝析 氣井的特點，開展國內外技術調研，對低產(chǎn)原因進行分析，而后開展室內物理模擬研究，最后針對凝析氣井低產(chǎn)原因提出有效的治理措施，得到了如下結論 和認識 ： 1） 通過國內外技術調研， 總結 了國內外低滲凝析氣田的開采中 遇到的 反滲吸水鎖、反凝析污染和氣井水淹對于凝析氣井在實際生產(chǎn)過程中的現(xiàn)象，及其對產(chǎn)能的影響和相應的治理措施技術手段 ； 2） 對 西北油田分公司 低產(chǎn)凝析氣井進行了低產(chǎn)原因分析，得出主要低產(chǎn)因素是水鎖效應、反凝析污染和地層水侵入引起的氣井水淹，其中外來流體及地層水造成的 反滲吸水鎖效應對氣井產(chǎn)能影響很大，凝析油污染對產(chǎn) 能的影響次之，而隨著氣井的生產(chǎn)邊底水侵入到井底造成的氣井水淹對氣井產(chǎn)能影響很大，極易導致凝析氣井停噴甚至停產(chǎn) ；對凝析氣井低產(chǎn)原因的分析為后面的室內試驗評價和提高產(chǎn)能措施的提出奠定了基礎。 Hamoud A 趙東明等人 [6]借助實驗研究發(fā) 現(xiàn)：注醇解除水鎖的機理為，在儲層中醇與地層水混合后有利于降低界面張力；醇與束縛水混合呈現(xiàn)出低沸點共沸的特點，容易氣化后排除儲層；醇具有防止和抑制粘土礦物的膨脹的能力 ； 在油氣田實際生產(chǎn)過程中，已經(jīng)普遍使用甲醇、乙二醇、乙二醇 乙醚等表面活性劑，應用效果表明它們都具有緩解和解除水鎖的能力 ， 其中效果最好的是甲醇。 liquid loading for longterm would lead to reverse imbibitions waterblocking effect in stratμm near wellbore。 高溫凍膠堵水后 的最終滲透率為 103μ m2，最終封 堵率為 %； 乳化油堵水 后 的最終滲透率為 103μ m2， 最終封堵率為 %。 目前普遍使用的消除或者緩解 水鎖傷害的手段有：水力壓裂法、預熱地層法、注混相溶劑法、添加表面活性劑法、增大生產(chǎn)壓差法、酸化處理法 [2]. （ 1） 水力壓裂 通過水力壓裂造縫后，增大了流體的泄流半徑，提高了儲層滲流能力；降低了井眼附近的壓降損失，推遲了近井地帶出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象 ； 為了避免作業(yè)時的二次傷害，不能使用水基壓裂液，作業(yè)階段中，應保持負壓狀態(tài)，盡量避免作業(yè)流體與儲層接觸 [3]。 1974 年， Saeidi 和 Handy 等人 [13]在研究地層中凝析氣 (C1— C3)的滲流特征和相態(tài)變化特征時，得出多孔介質中的間隙水能夠使氣體相對滲透率減小到很小的一個值。 （ 4） VS/VA/AM 三元共聚物用于氣井堵水 對于滲透率大或者存在大裂縫的油氣藏，如果儲層的滲流通道比聚合物分子要大得多，那么堵水效果將不盡人意 ， 針對這一棘手的問題，研發(fā)了交聯(lián)劑堵水工藝，其原理是在滲流通道中形成一個聚合物網(wǎng)絡。 ? ?21 /1/12 RRp ??? ? (21) 式中：Δ P 是曲界面壓差；σ是界面張力； R1 和 R2 是曲界面半徑。 我們將流量 q 變換為線速度線速度dtdl后通過對時間 t進行微分，即得到毛細管（半徑 r）中反滲吸深度為 l 的液柱時候，所需要的時間 t 的公式為： 2 ()8 cr p pdldt l? ???? (28) 高才尼－卡爾曼公式 — 22/8kr??? 可以得到： 22 8 kr ??? (29) 將上 式代入 3－ 2 式積分以后可得： 22 ()2 ck p pl t? ????? (210) 根據(jù)毛管壓力 cp 的定義： 2 coscp r??? (211) 將式（ 35）代入式（ 34） 以后，就可以取得 在 驅替 壓差 cpp?? 作用 時，凝析氣井近井地帶儲層反滲吸侵入深度： 22 8( 2 c o s / )2kkpLt?? ? ??????? (212) 式中： L— 地層水反滲吸侵入 深度 ， cm； θ — 毛細管壁兩相間潤濕角； T— 反滲吸時間， s； ? — 流體界面張力； τ — 孔道迂曲度 =4； k— 巖石滲透率， 2310 m?? ； φ — 巖石孔隙度， %。 凝析氣井實際生產(chǎn)過 程中，儲層內反凝析過程中凝析油飽和度與地層壓力的關系式如下： ? ? ? ? ? ?? ?osoggcggcgooooogcgoosogogcgooBRByByBRBSBySRBRSBySdpdS?????????????????????????????? ???????????????????????????????????? ???1111 (213) 式中： ? ? ? ?gcgrggscsc