1、第19卷 第3期 新疆石油天然气Vol.19 No.3 2023年9月 Xinjiang Oil&GasSept.2023基金项目：中海油服科技项目“油藏问题诊断及增产措施方案优化研究与应用（I期）”（YSB20YF010）。作者简介：李晨泓（1980-），2012年毕业于上海交通大学动力工程专业，高级工程师，目前从事油气田开发开采工作。（Tel）021-22831386（E-mail）文章编号：16732677（2023）03066-06DOI：10.12388/j.issn.1673-2677.2023.03.010海上底水锥进气井注氮气复产工艺探索李晨泓1，丁英楠1，何秀萍1，钟宝库1，
2、刘子雄2（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200050；2.中海油服油田生产研究院，天津 300450）摘要：底水锥进会使气井产量快速递减和采出程度大幅下降，尤其在海上高采气速度下底水锥进影响更显著。为了能够使此类井成功复产，开展了注氮气压水锥研究和现场试验。通过数值模拟研究，确定了水锥面的物理形态，并据此优化氮气的注入量和焖井时间。A3井实施两轮次累计注入38104 m3氮气。现场试验表明：通过高压注入氮气可以有效突破水锥面对气相的封堵，建立气相与井筒的通道。两轮次分别返排出10%15%的氮气后，天然气的含量即可达100%，说明只需要较少的注入量即可突破水锥面；但底水能量强，现
3、场处理能力有限，频繁更换生产制度导致大量产水，累计自喷15104 m3天然气后停喷。在后期的治理中需要控制油嘴，防止井底流压波动加剧产水，影响复产效果。本次注氮气压水锥工艺探索对同类底水气藏的复产有一定的借鉴和指导意义。关键词：底水气藏；提高采收率；注氮气；焖井；返排；天然气中图分类号：TE357文献标识码：AExploration of Nitrogen Injection Production Resuming Technology for Offshore Bottom Water Coning Gas WellsLI Chenhong1，DING Yingnan1，HE Xiuping
4、1，ZHONG Baoku1，LIU Zixiong2（1.Shanghai Branch of CNOOC，Shanghai 200050，China；2.Research Institute of Oilfield Production，COSL，Tianjin 300450，China）Abstract：Bottom water coning results in rapid decrease of gas well production and significant decline in recovery.Especially at high offshore gas product
5、ion speed，the impact of bottom water coning is more severe.In order to resume production for these wells，studies of nitrogen injection for water coning control and field tests were carried out.Through numerical simulation，the physical shape of the water cone was determined，and the nitrogen injection
6、 volume and shut-in time were optimized accordingly.Two cycles of injection of 38 104 m3 nitrogen in total were performed at Well A3.The field test shows that the nitrogen injection under high pressure can effec-tively break through the sealing of water cone and establish a channel between the gas p
7、hase and the wellbore.After 10%-15%of nitro-gen flowed back，the content of natural gas reached 100%，indicating that only a small amount of injection is needed to break through the water cone.However，due to the strong energy of the bottom water，limited capability of field treatment and the frequent c
8、hanges of production system，a large amount of water was produced，and 15 104 m3 of natural gas was produced through natural flow until the flow stopped.The nozzle needs to be controlled in the later stage of treatment to prevent the fluctuation of flow pressure at the bottom of the well from increasi
9、ng water production and affecting production recovery.This study provides reference and guidance for optimizing the production recovery of similar gas reservoirs with bottom water.Key words：gas reservoir with bottom water；EOR；nitrogen injection；shut-in；flowback；natural gas引用：李晨泓，丁英楠，何秀萍，等.海上底水锥进气井注氮
10、气复产工艺探索 J.新疆石油天然气，2023，19（3）：66-71.Cite：LI Chenhong，DING Yingnan，HE Xiuping，et al.Exploration of nitrogen injection production resuming technology for offshore bottom water coning gas wells J.Xinjiang Oil&Gas，2023，19（3）：66-71.气藏底水锥进后气井产能呈线性降低且伴随大量产水，导致气井在短时间内停产，已成为气藏开发面临的主要问题，严重影响气井最终采收率1。目前控制气藏底水锥进
11、的措施主要以合理配产控制采气66速度实现均匀水侵2，3、优化射孔段延缓见水时间4以及通过井筒举升进行排水采气5，6为主。然而以上方法在实际应用中难以实现精准控制，对底水锥进的预防及治理效果有限。由于缺乏水锥后的气井治理技术，底水气藏采收率较常规气藏采收率低，仅为31%40%7-9。对于海上油气田，为了保证经济性，要求较高的采气速度，加剧了底水的锥进，影响了气藏开发效果10。东海某海域W气田为提高气藏采收率尝试进行过速度管、泡排、涡轮排水采气等措施，但由于气井产水量高（普遍在50100 m3/d），气层压力系数低（低于0.8），排水采气效果并不理想11-13。形成了大量的低产低效井，在W气田占7
12、0%以上；同时地层大量产水，井筒积液严重，且在地层中水相逐渐形成连续相，堵塞了气相通道，进一步降低了产气量14-16，进而加剧了积液现象。国内部分类似气田曾开展过注氮气解水锁及助排的相关研究和应用，但均以低渗凝析气藏为主，且选井要求包括低渗储层、弱底水能量、具有隔夹层等17-20，与海上气田中高渗储层情况不一致，无法直接应用相关经验。为了探索中高渗气井底水锥进后的治理方法，在W气田A3井开展了注氮气压水锥的研究和现场试验。通过数值模拟拟合生产动态数据，获得了底水锥进的剖面图，明确了气井不产的原因是水锥面封闭了气相通道导致气相无法产出，同时水锥面大量产水形成了连续相导致井筒气举时仍然以产水为主，
13、产气量较低，单井长期停产。为挖潜A3井气层潜力，尝试采用高压注氮气方式打破水锥面的水墙19，21，建立产气通道。通过对合理的注气量及焖井时间进行优化后实施了两轮次的注氮气，在返排初期取得了较高的产气量。但受冰堵、水处理能力限制以及高温等因素影响，频繁调整油嘴引起井底流压激动，产水量迅速增加，气井快速停喷。对A3井的治理经验表明，在中高渗底水气藏中，注氮打开气相通道后还需要控制油嘴，稳定生产制度降低压差的波动幅度才能保证措施效果。为此类中高渗气井水锥治理提供了经验借鉴。1 注氮气压水锥机理气藏底水锥进后，降低了气相流向井筒的能力，无法有效将井筒中液相连续携带出来，导致井筒积液19。积液将增加对气
14、层的回压，加剧地层水锁伤害，使产量不断下降直至停喷22，23。通过注入高压氮气，将气层中的水锥面推向深部地层，使连续分布的水相分散，建立井筒与深部地层的气相通道。氮气进入储层后，其密度比天然气高，因此更容易在气水界面处聚集，阻止水锥顶面进一步上升。注氮气后井筒中基本无液体，具有较好的气举效果。但从中石化西北局应用情况看19，21，受井筒条件、储层连通性及水体能量大小影响，注氮气并不能使所有的底水锥进气井复产。其制定的选井标准要求气藏剩余潜力大、低渗储层、具有隔夹层、水淹程度低等，与海上底水气藏储层条件差异较大。因此需要针对海上高渗水锥井开展先导试验。2 注入参数优化以东海某海域W气田A3井为例
15、。该井主要层位为H3层，砂体厚度24.2 m，其中底水厚度1.2 m，仅对气层顶部的12 m储层进行了射孔，气层均质性较好，渗透率1 200 mD。水层渗透率928 mD，水体能量较强。初期日产气22104 m3/d，生产31个月后底水锥进，产气量快速下降致停喷，累产气1.09108 m3，采出程度30%，同时产出少量的凝析油。关井多年后，近期测压显示压力系数已恢复至0.95，表明底水能量较强。研究表明，随着地层压力的恢复，气水界面已经抬升，具有开展增产措施的基础。2.1 注入量设计采用Eclipse数值模拟软件，根据测井解释成果建立地质模型，对A3井生产动态数据进行拟合，得到水锥的剖面分布，
16、见图1。数值模拟结果表明，底部水锥半径21 m，顶部半径34 m，水锥半径较大，这是该井气举只产水的主要原因。图1 A3井生产历史拟合后水锥剖面在拟合后的模型中，为了保证注入氮气能够将水锥面突破，模拟了注入不同氮气量下的日产气量变化，以优化合理的注入量。由于设备注入能力固定为1 500 Nm/h，设计不同的氮气注入时间模拟复产效李晨泓，等：海上底水锥进气井注氮气复产工艺探索第19卷 第3期67果，见图2。从模拟结果看，随着注入天数增加，初期日产气量增加，但在累产气中差距逐渐减小，分析最优注入时间为5 d，累计注气18104 m3，折算地下体积为1 000 m3左右。同时模拟了在该注入量下焖井1
17、0 d的井底压力变化。由于储层物性好，在焖井1 d后压力即达到了稳定，因此建议焖井1 d。图2 不同注氮气时间后对应的产量模拟曲线2.2 注入压力分析A3井2020年3月静压测试数据显示目前H3层（2 623 m）地层压力为24.83 MPa，考虑到制氮机的安全工作压力，设备的最大注入压力设计为27 MPa。计算井口注入压力在达到27 MPa条件下的井底压差。P=Pmax+P气柱-P地-Hf（1）式中P 井底压差，MPa；Pmax 最大注入压力，取27 MPa；P气柱压缩气柱压力，MPa；P地目前H3层地层压力，取24.83 MPa；H地层深度，取H3层深度2 623 m；f 注气摩阻梯度，取
18、1.03810-6 MPa/m。P气柱=10-6gH（2）式中压缩气体密度，取300 kg/m；g重力加速度，取9.8 N/kg。通过（2）式计算出的P气柱压力为7.712 MPa。最终，通过（1）式计算P为9.867 MPa，可满足顺利注入。3 现场应用3.1 第一轮氮气注入过程A3井2022年7月14日开始进行现场注氮气压水锥试验，实际注入管线沿程摩阻较大，达到6 MPa，井口压力最高20.25 MPa，累计注气量18.13104 m3。注入过程中因设备故障实施间歇性关井，注入动态曲线见图3。当累计注气量达到12104 m3时最高注入压力保持不变，表明在该注入量下氮气已经完全疏通水锥顶面的
19、通道。由于气体的压缩性比水锥底部的水相压缩能力强，后期注入的气体可通过储层顶部的通道进入气藏区。地层压力系数已经恢复至0.95，地层能量充足，注入压力较稳定。在井口注气压力稳定到20 MPa后停止第一轮注气。图3 A3井第一轮注氮气压力变化曲线完成第一轮注入后关井24 h，井口压力较稳定，仅降低0.214 MPa。对比前期静压测试结果，目的层压力为24.8 MPa，计算净气柱压力仅为4.8 MPa，考虑注入过程中气相的摩阻损失，有效注入压差为新疆石油天然气2023年680.3 MPa。由于储层物性好，水相较容易被驱替，开井放喷时具有大量产水的风险。3.2 第一轮注氮后返排过程图4为A3井202
20、2年第一轮注氮气返排动态曲线，以直径4.37 mm油嘴放喷（防止地层水快速产出）。初期油压和产气量均比较稳定，当累计返排出1.7104 m3混合气体后，天然气含量达到100%，监测显示有冰堵迹象，产气量和油压出现大幅度下降。在调节油嘴过程中逐渐出现大量的产水，最终导致积液停喷，该阶段累计产水68.9 m3，产天然气6.09104 m3。图4 A3井第一轮注氮气返排动态曲线图5为A3井在2008年初大量产水之前的生产动态情况，可以看出油嘴的变化对产水量影响较敏感。油嘴直径由6.45 mm调大至11.9 mm时，气量和水量均大幅度降低，与注氮返排期间的动态表现相似。当油嘴直径调小至6.35 mm时
21、产水量由20 m3/d增大至70 m3/d。整个过程看，频繁地调节油嘴对产气量影响较大，产水量呈台阶式上升，井底压力的激动容易加剧地层产水。图5 A3井正常生产时底水锥进生产动态3.3 第二轮氮气注入过程为了避免出现第一轮注氮气时冰堵的情况，采用Pipsim软件模拟了A3井不同产量下井筒内生成水合物的最高温度，见图6。当井筒温度高于20 时无冰堵风险，冰堵主要出现在油嘴出口端，后期返排时需要采用较大的油嘴，降低冰堵风险。为了保证井筒的携液能力，结合前期正常生产和携液量计算结果，建议后期采用直径7.14 mm油嘴进行放喷。根据雅克拉、大涝坝等气田的注氮气经验24，在气井返排过程中必须连续稳定生产
22、，频繁调节油嘴引起井底压力激动导致地层大量产水，抑制了气相产出。因此进行了第二轮注氮气，计划注入氮气20104 m3后再次在水锥面顶部建立产气通道。第二轮注入动态曲线见图7。从注入过程看，第二次压力较稳定，累计注入氮气8.5104 m3以后压力趋于不变，最高注入压力20.2 MPa，与第一次注入相当。李晨泓，等：海上底水锥进气井注氮气复产工艺探索第19卷 第3期69图6 不同产量下井筒内水合物生成温度模拟图7 A3井第二轮注氮气压力变化曲线3.4 第二轮注氮后返排过程图8为A3井2022年第二轮注氮气返排动态曲线。第二轮返排开始后天然气含量很快达到100%，受冰堵、产水量高以及产出气温度高等因
23、素影响，油嘴被频繁调节，最终随着大量产水气量逐渐降低，未成功复产。期间累计产水284 m3，累计产气8.4104 m3。图8 A3井第二轮注氮气返排动态曲线3.5 效果分析从A3井注氮气压水锥的过程看，储层物性较好，注入较容易，注入氮气能够突破水锥对气相的封闭；累计产出天然气15104 m3，说明应用注氮气技术能够推倒水锥面，建立产气通道25。对比两次返排情况，天然气含量达到100%时第二次产出气量显著减少，新疆石油天然气2023年70表明第一次建立产气通道后未被水再次封堵。返排过程中频繁调整油嘴引起井底压力的波动，产水量快速增加，最终形成井筒积液，未能成功复产。在中高渗储层进行注氮气复产时，
24、要保证生产压差的稳定，减少频繁调节油嘴尺寸，确保措施成功。4 结论及认识为探索中高渗气藏底水锥进后的复产技术，开展高压注氮气复产试验。采用油藏数值模拟优化注入参数，分两轮次累计注入38104 m3氮气，成功产出15104 m3天然气，为同类型井的治理提供参考。（1）对于中高渗底水锥进气藏，氮气的可注入性较好，较小的压差即可实现稳定的注入，能够推倒底水锥进面形成的水墙，建立产气通道。（2）焖井完成初期排出10%15%的氮气后，产出气以天然气为主。注入氮气主要通过水锥顶部的通道进入深部地层，而对水锥底部的推进深度较小，需要注入大量的氮气才能推倒增厚的水墙，提高复产效果。（3）两次返排均表现出冰堵的
25、特征，应该尽量将油嘴调大，减小冰堵影响；同时完善地面流程，使生产制度稳定，防止井底压力激动导致大量产水。参考文献1 黄全华，彭松，孙雷，等.THN1凝析气藏开采效果评价及提液无效原因分析 J.天然气工业，2010，30（8）：34-37.2 胡勇，陈颖莉，李滔.气田开发中“气藏整体治水”技术理念的形成、发展及理论内涵 J.天然气工业，2022，42（9）：10-20.3 贾爱林，何东博，位云生，等.未来十五年中国天然气发展趋势预测 J.天然气地球科学，2021，32（1）：17-27.4 冯曦，钟兵，杨学锋，等.有效治理气藏开发过程中水侵影响的问题及认识 J.天然气工业，2015，35（2）：
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