摘要：塔里木盆地北部THN1凝析气藏边水较活跃，由于在气井开采中生产压差过大，导致边水突进加剧，边部气井相继迅速水淹停产，气井高含水与含水上升快已成为该气藏开发的主要问题。为此，从气藏地质特征、水侵方式、生产工作制度等方面入手，总结提出了一套开发管理措施：在边水气藏气井生产过程中遵循“少动、平稳、慢控”的原则，切忌猛开猛关和关井复压；在有水气藏开发过程中，加强产水动态监测，气井见水后要及早采取有效措施；提液开采不见效是多种因素导致的，应遵循相应的规则，不能急功近利；对较高部位的剩余气井，应及时调整工作制度，降低生产压差，或采取机械、化学方法堵水；对砂岩孔隙性边水凝析气藏，气井见水后不能靠少量井提掖排水。研究成果为该气藏后期开采或其他类似气藏的合理高效开发提供了技术支持。
关键词：塔里木盆地；凝析油气田；边水；水侵；产量；递减；提液；效果；分析
1 THN1凝析气藏简介
THN1区块位于新疆维吾尔自治区塔里木盆地北部的塔里木河流域，北距轮台县城约80km，横跨库车、轮台、尉犁三县交界部位。构造单元属于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南斜坡，THN1区块三叠系构造为8号圈闭，THN1区块中油组属于中高渗具有较高凝析油含量和较强边水的断背斜圈闭砂岩凝析气藏。
2005年6月在THN1圈闭上部署探井THN1井，在三叠系中录井及气测时有较好的油气显示。为进一步落实THN1区块的构造和储量，2006年又部署并完钻2口开发井准备井(THN2、THN3井)，均获得工业油气流。
截至2008年3月底，THN1凝析气藏共有生产井11口，其中水平井8口，产气7.07×10 4m3/d，产油34.97t/d，综合气油比2675.92m3/t，累计产天然气2.19×108m3，累计产凝析油10.54×104t，天然气地质储量采出程度9.91%，凝析油地质储量采出程度9.44%，天然气采气速度1.17%/a，凝析油采油速度1.14%/a。
THN1凝析气藏有边水存在，由于气藏开发初期生产压差过大(部分气井在2～10MPa)，加之边水较活跃，使得大部分井见水时间过早且产水量增加、含水率迅速上升，油气产量大幅下降(图1)，气藏的综合含水率已达到79.68%(图2)，部分气井已停喷。在2007～2008年后续开发过程中，采用了类似于油井的开发策略，对THN2、THN3、THN4、THN6、THN7、THN11井先后采用了电潜泵或管式泵机抽提液生产，但从各井提液效果来看并不理想，机抽后气井基本产水。
基于以上情况，有必要对THN1凝析气藏气井提液生产不见效的原因进行分析，为气藏的后续开发提供参考依据，为其他气藏的合理高效开发提供借鉴。
2 气井排液的一般原则
气井排液生产时一般遵循以下原则[1]：
1) 边水气藏生产井不宜关井复压。许多气井特别是边水气藏的气井一旦出水，都具有不可逆性，要想采用减小生产压差或关井复压的方式把水压回地层是很难实现的。四川磨溪气田磨76井的生产史证明，气井出水后采用关井复压的生产制度，每次开井时都要放大生产压差才能启动气井，对气层的激动很大，每关一次井产水量都要上升一个台阶，当气层压力降低到某一界限后，靠自身的能量很难再启动气井。经验证明，当气井出水后一定要稳定地生产，切忌经常开关井和关井复压。
2) 气井管理中要坚持“少动、平稳、慢控”的原则，切忌猛开猛关。气井一旦转入自喷排水采气后，除特殊情况需关井外，应保持连续排液生产。
3) 气井废弃前，随着气层压力的降低，为了有效带出地层水，逐步放大压差生产是必然规律，但在能够连续排液的情况下，一定要以实现连续排液的最小流量组织生产，即要求控制生产压差。
3 影响气井电潜泵排液效果的因素
电潜泵的沉没度在很大程度上影响着泵的工作效率及排液效率[2]。对于埋藏较深的气层，由于气井井筒存在很长的泡沫段，影响了所测液面的准确性，导致排液气井电潜泵的沉没度偏小，降低了泵效及排液效率。因此，电潜泵的沉没度小是导致泵效低，排液效率低的主要原因之一。
电潜泵是多级离心泵，在工作时要注意防止天然气进入泵中。一旦天然气进入泵中，再吸入流体便更困难，泵效降低，严重时形成气锁，甚至导致欠载停机，就达不到边抽水边喷气的生产方式，天然气的干扰严重影响着泵效[3～5]。近年来，国内外电潜泵生产厂家先后提出了提高泵转速，改变泵几何形状，改变流体流道和流速，改进气液分离器等一系列技术措施来防止天然气的干扰。
4 油井提液效果分类
THN1凝析气藏采用了类似于油井提液的方式来排液采气。现对油井的提液效果作简单分析。中国石化河南油田分公司勘探开发研究院的王志刚和中国石油勘探开发研究院的俞启泰等根据提液后含水升降和增产液、油量的大小等指标，将提液生产的油井划分为以下3种类型[6～7]：
4.1 提液后含水稳定或下降，增产效果显著型油井
提液后本类油井单井平均日增产液量较大，含水稳定或下降。日增产油量最高，提液后地层压力下降小，有效期长，一般在1a左右，累计增产油量一般在2000t以上。由于含水稳定或下降，提液增产水油比很低，平均只有4.5。这类油井提液一般对邻井生产影响也较小。
该类油井及对应注水井一般都同处于砂坝相带，这种沉积砂层厚度大，粒度较粗，油层物性好且以反韵律或复合韵律为生，其渗透率相对较高部位在油层顶部或中部，在重力作用下又进一步减缓了渗透率差异对水驱效果的影响，使水线推进较均匀。实践证明，部分砂坝沉积的高或特高含水油井可以多次提液不断放大生产压差，深入挖掘油井生产潜力。
4.2 提液后含水大幅度上升，增油效果极差型油井
此类油井提液后日产液量增加最大，但含水大幅度上升。因此日增油量很小，有效期短(一般为1～2个月)，累计增产油量只能在100～200t，增产水油比高达37.7，严重影响邻井生产。
此类油井一般都同处于河道砂沉积相带，砂层厚度大，粒度粗物性好，注水井吸水能力高，这类油层多为正韵律沉积，非均质严重，在重力作用下，进一步加剧了渗透率差异对水驱油效率的影响，形成高压水流通道。
4.3 提液后增产液、油量均很小型油井
此类油井提液后日增产液量低，日增油量小，但地层压力下降大，动液面下降大，增产有效期短，一般仅1～3个月，累计增油100～300t。
此类油井及对应注水井一般同处于边缘砂沉积相带，油层薄、粒度细、渗透率低、物性差，因而油井产能低，注水井吸水差，往往达不到配注要求，造成油井提液后，地层压力、动液面下降大，且增产液、油量小。
因此提液应选准油井类型。优先选择砂坝沉积相油井提液，边缘砂沉积油井一般不宜选作提液井。河道砂沉积非均质严重有高渗透层段存在的油井、动液面高或含水较低也不宜换大泵。
5 提液无效原因分析
现从以下几方面分析气井提液不见效的原因。
5.1 沉积相
沉积相研究结果表明，THN1区块三叠系中油组属于辫状河沉积，河道微相砂体发育，该区块位于主河道边缘。
THN1区块中油组主砂体基本上分布在低水位体系区域中，气藏中油组砂体厚度相对较小(0～18.5m)，气田东部和北部的S110井和S50井周围砂体不发育，厚度为零，砂体发育出现尖灭；气田南部，砂体厚度发育呈减薄趋势。
由此根据王志刚等“边缘砂沉积油井一般不宜选作提液井”的研究结论[8]，分析认为：THN1井区边部水淹气井若采用类似于油井的放大压差提液生产的策略，其效果理所当然属于较差范围。
5.2 沉积韵律
总体上，THN1区块三叠系中油组气藏是一套以正韵律和底部突变的辫状河道砂体为主要特征的沉积，自然电位曲线普遍呈指状、齿化箱形或钟形负异常，正旋回性。在剖面上由多个频繁变化的细 中砂碎屑的正韵律组成，顶部泥质粉砂岩层较薄，每个韵律层厚2～3m。岩性及构造特征主要为浅灰色含砾中砂岩，砾质中砂岩、细-中砂岩，细砂岩。发育斜层理，粒序层理，并见泥砾顺层排列。
通过以上分析可知，THN1凝析气藏的边水在重力作用下主要沿下部较高渗透层向气井井底推进，一旦突破到达气井以后，该趋势即基本上不可逆转，故在对边部的水淹井实施排水作业时，排液井采出的几乎全部是水。例如THN2与THN4H电潜泵排液日产气仅几十到几百立方米不等，凝析油量更少(0～1t/d)。
5.3 排液井油套环空封隔
电潜离心泵排水采气主要采用油管排水，套管出气，而THN1凝析气藏几乎所有气井都下了封隔器隔油套环空。在对水淹井进行排水采气作业时，油、气、水都经油管采出，由前面的分析可知，油、水中溶解的天然气会降低泵效，甚至发生气锁，导致泵欠载停机，使得排水效果不佳[8～10]。
5.4 排液井数与时间
THN1凝析气藏的生产动态资料显示，2007年7月开始排液采气时，排液井仅2口——THN2、THN4H井，且排液仅15d(7月12～27日)后即关井，至8月12日又才开井排液。排液井数少、排液时间短，在短时间内不能完全阻止已推进气藏内部的边水继续向前推进，导致内部气井，甚至一线井都不见效。
5.5 水侵方式分析
气藏常见水侵方式主要有大裂缝导通型水侵和边翼部舌进型水侵2种。
大裂缝导通型水侵的特点是水侵突然，水量大，上升快，出水时间早(一般在开发早期即出水)，出水后气产量急剧下降，边水不易退回。主要出现在具有明显裂缝导流特征的高渗型气藏的大产量气井中，虽然其产层底部距气水界面还存在相当距离，但大裂缝直接与水域沟通，裂缝性水窜对气藏开发危害性极大。
边翼部舌进型水侵主要出现在裂缝不很发育的视均质地层中，水侵速度较慢，产水量较小，开发早期一般是位于气藏边翼部距气水界面较近的气井出水，但只要及时控水采气，能较长时间维持气水同产而不被水淹。因此，只要措施得当及时，这种水侵方式对气藏开发的影响是有限的；若措施不当，边水推进气藏后将分割和封闭气区，且边水难以退回，会给气藏开发造成很不利的影响。
根据地质研究成果，THN1凝析气藏属于孔隙性储层，储集空间类型以各类孔隙为主体，裂缝极少，仅在局部有稀少的微裂缝存在。因此结合前面分析可以看出，THN1凝析气藏水侵方式属于边翼部舌进型水侵。主要的治水措施应该是控水采气。由于前期生产时压差过大导致边水大量推进，而想采取类似于油井的提液措施，借助下电潜泵提液或排液来达到排水和提高凝析油产量的目的违背了该类气藏的生产规则。由于措施不当，只会导致气藏的开发更加困难，生产愈加糟糕。
5.6 油气水三相渗流阻力大
曾经计算了THN1凝析气藏油气水三相相渗曲线，结果表明，油水、气水有效流动范围较窄，气井见水后，气相渗透率急剧降低。当油相饱和度大于临界流动饱和度以后，油气水三相都能流动时，气相与油相的渗流能力都极低，故对水淹气井进行排液采气作业时，气井排液效果不好，排出的主要是水，基本上不见气和油。
5.7 频繁开关井及改变工作制度
THN1凝析气藏生产动态数据显示，在生产过程中较多的井存在频繁开关井及改变工作制度的问题，这违背了“少动、平稳、慢控”的气井排液原则。以THN4H井为例，由图3可看出，气井关井后再开井时产水量都很大，基本不见油气产出。气井见水后，频繁开关井及改变工作制度致使气井的含水大幅度上升，边水加速向气区内部推进，最终导致气井普遍见水，油、气产量迅速递减。
气井见水后没有及时采取有效措施而是放大压差提液或关井复压，由前面的分析可知，这无疑使气藏的见水情况进一步恶化。当大部分气井水淹后，再采取类似于油井的提液的方法来排液采气已是于事无补了。
6 结论
1) 边水气藏气井生产过程中要遵循“少动、平稳、慢控”的原则，切忌猛开猛关和关井复压，边水一旦突破至井底，将会给气藏开采带来很大影响。
2) 有水气藏开发过程中，要加强产水动态监测，气井见水后要及早采取有效措施。
3) THN1凝析气藏提液开采不见效是多种因素导致的。但可从中认识到，气藏开发要遵循相应的规则，且不能急功近利，要做好动态监测和分析工作，及时采取行之有效的措施，这样方能确保气藏顺利地开采下去。
4) 对THN1气藏较高部位的剩余气井，应及时调整工作制度，降低生产压差，或采取机械、化学方法堵水。
5) 对砂岩孔隙性边水凝析气藏，应转变开采观念，不能当油井对待，气井见水后不能靠少量井提液排水，眼睛不能只盯住“凝析油”。对凝析气井，(天然)气出不来，(凝析)油也就出不来。
参考文献
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(本文作者：黄全华1 彭松1 孙雷1 姜昊罡2 李勇2 1.西南石油大学石油工程学院；2.中国石化西北分公司塔河油田采油一厂)
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