塔河油田底水锥进与井筒积液特征对比分析
天然气井井筒积液判识技术研究
天然气井井筒积液判识技术研究摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。
统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。
尤其是随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。
因此，及时对天然气井井筒积液进行判识并采取针对的应对措施非常关键，本文就天然气井井筒积液常用的相关判识技术进行了研究。
关键词：天然气井井筒积液判识技术1 前言苏里格气田采取低成本开发战略，气井井筒内压裂管柱与生产管柱一体化，且投产前投放井下节流器进行节流生产，地面采用井间串接、井口湿气计量的集输工艺。
特殊的井筒和地面工艺决定了排水采气工艺的难度，单井井口不能定量计量产水量，气井积液、产水情况不能快速准确识别。
随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。
气井积液判识，已经成为能否针对有效实施排水采气的关键环节。
结合积液井生产特征及近几年开展的气井积液判识研究，形成了气井定性判断积液状况和定量确定井筒积液判识技术。
2气井积液判识研究2.1定性判断一直观法日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，对于低产气井，积液的征兆是出现套压升高；高产井则呈现套压降低，日常生产中，常用以下几种方法直观判断气井积液情况。
（1）采气曲线法：套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。
（2）油套压差法：根据关井后套压与油压之差，来判断气井井筒是否有积液存在。
（3）采气曲线法：生产期间，套压连续10天不变或上升，且产气量下降，总下降幅度超过20％，判断为产生积液。
塔河油田井壁坍塌现状分析与对策
五、防治对策
1、提高对地层 层序预测的准确 性，加深7 “套 管深度，提高固 井质量，将整个 裸露高含泥岩井 段进行封固；
五、防治对策
2、对易垮塌井段下筛管（膨胀筛管、普通筛管、5in打 孔衬管或采取割缝管完井）；
五、防治对策
成功井例 海探1井对二叠系裸眼段火 成岩4833.37-4975m 测试 后用钻头通井至4854.45m 遇阻，划眼至人工井底，下 入5″打孔管，成功解决了该 井的井壁坍塌问题。 管柱结构（从下而上）：5″ 扶鞋（4952.18m±）+5″套 管（20 m±）+5″打孔管 （90 m±）+5″套管（55 m±）+5″反扣丢手接头
中的主要矿物成分为蒙脱石、伊利石和伊蒙混层, 这些矿物具
有两个主要的物理化学特性, 即带电性和亲水性,并由此引起泥 页岩体积膨胀、粘土颗粒分散和岩石强度下降。粘土矿物的这 种特性在油气井钻井中又被称为泥岩的水敏, 容易水化膨胀剥 脱掉块，正是由于泥页岩的水敏性, 降低了泥页岩的强度。
四、井壁坍塌的原因分析
三、井壁坍塌现状及产生的后果
各井砂埋长度分布图
各井砂埋长度分布图 350 300
砂埋长度（m）
250 200 150 100 50 0
三、井壁坍塌现状及产生的后果
井壁坍塌原因分类
井壁坍塌原因分类图 30 25 20 15 10 5 0
举 气 或 汲
28
井数
3
压
6
10 5
压 孔 举 举
1
射 其 它
7in套管 31/2in油管 气举阀
水力锚
27/8in油管
泥岩 段
裸眼封隔器
3、裂缝发育好导致井壁坍塌；
4、排液压差过大导致井壁坍塌 。
油气井动态分析及管理
2、既能充分利用地层能量又不破坏油层结构。
3、保证水线均匀推进，获得较长的无水采油期。 4、对于饱和压力较高的油田，应使流饱压差控制合理。 5、获得较好的经济效益。
8
一、自喷井生产分析
（四）自喷井节点系统分析
节点系统分析法：
应用系统工程原理，把整个油井生产系统分成若干子
系统，研究各子系统间的相互关系及其对整个系统工 作的影响，为系统优化运行及参数调控提供依据。 节点系统分析对象：整个油井生产系统 油藏渗流子系统 自喷井生产系统组成： 井筒流动子系统 油嘴(节流器)流动子系统 地面管流子系统
31
(一）气举井生产分析
4、气举启动
(1)启动过程 ①当油井停产时，井筒中的积液将
不断增加，油套管内的液面在同一
位臵，当启动压缩机向油套环形空 间注入高压气体时，环空液面将被 挤压下降。
气举井（无凡尔）的启动过程 a—停产时
32
(一）气举井生产分析
4、气举启动
(1)启动过程 ②如不考虑液体被挤入地层，环空
5
1、自喷井的流动方式
嘴流
—生产流体通
过油嘴(节流器) 的流动 雾流 环流 段塞流 泡流 纯油流
井口到分离器—地面 水平或倾斜管流
井底到井口的流动—井筒多相管流 油层到井底的流动— 地层渗流
6
一、自喷井生产分析
嘴流
—原油经过嘴流时要消
耗一定的能量
2、 自 喷 井 能 量 消 耗
多相水平管流能量消耗—
23
二、气井生产分析
（二）气井生产工作制度分析
影响气井生产工作制度的因素 1．自然因素 1）产层由非胶结的砂子或胶结很差的砂岩构成时 2）在凝析气藏开发中 3）底水锥进 2．工艺因素 影响气井生产工作制度的工艺因素有很多，如： 1）延长无压缩机开采阶段； 2）防止气井过早水淹； 3）减少输气干线前压缩机站和人工制冷装臵的功率；
塔河油田井壁稳定机理与防塌钻井液技术研究!!!
文章编号:1000-7393(2005)04-0033-04塔河油田井壁稳定机理与防塌钻井液技术研究3徐加放1 邱正松1 刘庆来2 张红星1 于连香1(1.中国石油大学石油工程学院,山东东营 257061; 2.中石化西北分公司工程监督中心,新疆轮台 841600)摘要 针对塔河油田井壁不稳定地层,选取代表性泥页岩岩心,通过X -射线衍射、扫描电镜、膨胀、分散、比表面积、比亲水量等试验方法,进行了矿物组成、层理结构和理化性能分析,弄清了塔河油田井壁不稳定的主要原因,提出了有效的井壁稳定技术对策,优选出2套防塌钻井液配方。
现场试验表明,2套防塌钻井液配方均具有中途转型顺利、维护处理简单、防塌效果突出等优点,使用该钻井液体系可加快钻井速度,节约钻井综合成本。
关键词 塔河油田 泥页岩 井壁稳定 防塌 钻井液中图分类号:TE254 文献标识码:A 塔河油田由于井深(5600～5800m )、钻遇地层和地质构造复杂、存在多套压力层系等,钻探过程中普遍存在严重的井眼不稳定问题,主要表现为以三叠系和石炭系为主要地层的井眼垮塌、扩径、井漏、长时间大段划眼、严重卡钻、测井阻卡、固井质量差等。
据统计,2002年井身质量优良率只有46.15%,井径扩大率高达50%以上,共出现十几次卡钻现象,并有17口井测井遇阻遇卡,测井资料未能取全,造成钻探成本高,严重影响了油气井钻探进度。
因此,针对塔河油田三叠系、石炭系井壁不稳定地层,选取代表性泥页岩岩心样,开展了室内研究,开发了2套防塌钻井液配方,并进行了现场试验。
1 井壁失稳机理分析1.1 X -射线矿物分析分析了塔河油田易坍塌地层的全岩矿物组成和黏土矿物相对含量,结果见表1、表2。
由表1、表2看出,塔河油田岩样岩性差别大,不均质性强,岩样中既有典型的石英砂岩,又有砂质泥岩和黏土矿物含量高达56%的典型泥页岩;5种典型岩样的黏土矿物组成差别较大,以蒙脱石等膨胀性黏土矿物为主的地层,容易膨胀、分散,井壁不稳定的主要形式是缩径、泥包钻头、造浆等,而以伊利石等非膨胀性黏土矿物为主的地层,其坍塌形式主要为剥落掉块。
塔河碳酸盐岩油藏注水失效井原因分析及治理技术效果评价
塔河碳酸盐岩油藏注水失效井原因分析及治理技术效果评价塔河碳酸盐岩油藏具有非均质性强、缝洞组合类型复杂、连通方式多样以及油水关系复杂等特征[1-2]，随着油田开发，油藏整体能量下降，注水是补充能量，提高采收率的主导技术，但注水失效井比例逐年增大，极大影响了注水开发效果，对其有效治理迫在眉睫。
本文主要对注水失效井失效原因进行分类，针对不同失效原因油井类型结合生产过程中动静态特征，总结出注水失效井的挖潜对策并对现场应用效果进行评价，结果表明分类治理注水失效井效果显著，为后期类似注水失效油井治理提供技术方法。
标签：碳酸盐岩;注水;注水失效;方法塔河某厂碳酸盐岩油藏探明储量面积933.9km2，探明石油地质储量4.53×108t，截止2017年2月动用地质储量2.72×108t，标定可采储量3936×104t，标定采收率14.5%，至2017年2月底共有注水井189口，水驱覆盖储量1.21亿吨，水驱储量覆盖47.1%。
随着注水开发的不断推进，注水失效井数达21口，且逐年增多，严重影响了油藏整体开发，因此对于注水失效原因进行精细分析并进行相应治理恢复产能至关重要。
1 注水失效井原因分析（1）近井剩余油减少。
多轮次注水，近井油水置换程度高，导致近井剩余油减少，人工油水界面抬升注水效果变差或失效，此类油井18口，占比85%。
（2）泄油体积突变。
生产过程中地层垮塌或裂缝导流能力下降，能量指示曲线出现突降拐点，或注水指示曲线显示异常起压，表明泄油体积变小，此类油井2口。
（3）储集体发育程度差。
井周储集体小，油气富集程度低，物质基础差。
2 注水失效井治理技术对策2.1近井剩余油减少类注水失效井治理对策（1）单井注气动用顶部剩余油。
静态资料显示储集体发育或有二套储集体，溢出口较低，有一定存气空间，动态上能量指示曲线或注水指示曲线显示储集体结构完好的失效单井，通过注气三采，在储集体顶部形成人工气顶[3]，动用顶部剩余油。
塔河油田奥陶系岩溶储层垂向带发育特征及其识别标准邹胜章1
塔河油田奥陶系岩溶储层垂向带发育特征及其识别标准邹胜章1)，夏日元1)，刘莉2)，唐建生1)，梁彬1)1. 中国地质科学院岩溶地质研究所/国土资源部岩溶动力学重点实验室，广西桂林541004；2. 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011内容提要：岩溶储层在垂向上的分带性是岩溶在垂向上发育不均匀的客观表现。
根据现代岩溶理论，通过对大量测井资料的统计分析，按照岩溶缝洞系统发育强弱及地下水运动方式、岩溶作用方式，将岩溶储层垂向上划分为表层岩溶带、垂向渗滤溶蚀带、径流溶蚀带、潜流溶蚀带等四个岩溶发育带，并建立了塔河油田奥陶系岩溶储层垂向带划分的测井响应与岩溶成因组合指标体系。
测井响应指标包括自然伽玛、电阻率、井径等；岩溶成因指标包括地下水径流方式、岩溶作用类型、充填特征和岩溶个体形态等。
根据岩溶储层垂向带划分标准，对塔河油田奥陶系岩溶储层垂向带发育特征进行了统计分析，并对不同地貌区岩溶储层的垂向带发育特征进行分析。
分析认为：表层岩溶带以大中型溶蚀孔洞为主，测井显示为高伽玛，低电阻；半充填（或未充填）时测井表现为低伽玛，低电阻；垂向渗滤溶蚀带以高角度溶缝和小型溶蚀孔洞为特征，测井显示为低伽玛，高电阻；径流溶蚀带多发育大型溶洞，测井显示为高伽玛，低电阻；潜流溶蚀带岩溶弱发育，测井显示为低伽玛，高电阻。
关键词：塔河油田；奥陶系；岩溶储层；垂向分带；划分标准不同碳酸盐岩岩石结构对岩溶作用响应表现出明显的差异（Weng Jintao，1987），在水动力条件下造成了岩溶在垂直方向上和平面上发育的不均匀（中国科学院地质研究所岩溶研究组，1979）。
岩溶储层在垂向上的分带性已得到广泛的认同（Hao Shuming et al.，1993；Guo Jianhua et al.，1993；Jia Zhenyuan et al.，1995；Zhou Yongchang et al.，2000；Wu Changwu et al.，2002；Wang Junming et al.，2003；Chen Xueshi et al.，2004；Xiao Menghua et al.，2010；RongYimin et al.，2013），不同学者根据各自的理解，将储层垂向上划分为3～5个带（表1）；这些分带方法都是以地下水动力条件作为其分带的主要依据（He Yubin，1991）从3个带到5个带不等。
凝析气田气井积液分析
凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。
本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。
关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。
1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。
而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。
2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。
由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。
3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。
对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。
2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。
3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。
4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。
5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。
6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。
塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律
塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律宋传真;马翠玉【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2022(34)4【摘要】基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。
研究结果表明:(1)塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。
(2)研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。
(3)研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。
【总页数】9页(P150-158)【作者】宋传真;马翠玉【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院;中国石油化工集团公司海相油气藏开发重点实验室【正文语种】中文【中图分类】TE344;P618.13【相关文献】1.碳酸盐岩缝洞型油藏三维地质建模方法--以塔河油田四区奥陶系油藏为例2.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线特征——以塔河油田奥陶系油藏为例3.缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究——以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例4.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线多样性与生产特征关系——以塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为例5.塔河油田6-7-8区奥陶系缝洞型油藏的地震识别与评价因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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塔河油田底水锥进与井筒积液特征对比分析
塔河油田碳酸盐岩油藏，储集体主要由裂缝、溶孔及溶洞组成，油水关系复杂、控水难度相对较大。
在开发过程中，随着地层能量不断释放，地层中以各种形式储存的地层水逐渐被携带出来，由于水体能量有差异，锥进程度不同，常出现井筒积液和底水锥进两种情况。
本文通过对比分析两者形成机理、表现特征的异同，通过对流压梯度压力、生产动态变化进行分析判断，提出相应的解决方法。
标签：井筒积液;底水锥进;形成机理;表现特征
1底水锥进
1.1形成机理
底水锥进主要是由于油井生产时产生的压降导致，在开采过程中产生的生产压差使油层下部形成垂直方向的压力梯度，底水不断向上运动，油水界面不断抬升[1]。
水驱油藏中油井大部分生产时间为稳定流，每一恒定的原油采出量都导致恒定的压力下降。
由于井筒压力下降，底水产生一个向上的力，促使油层底部的水上升到一定的高度，在水-油界面处上升动力与水的重力相平衡时。
压降随着离开井筒距离的增加而减小，引起底水上升的动力减小，导致水-油界面的高度沿着侧向降低，呈稳定的水锥形状。
底水锥进过程如图1-1：
当油井生产形成压力降大于油水密度差引起的重力差时锥进发生，满足：
时，油井发生水锥。
公式（1-1）中，、分別为油、水密度;g为重力加速度，为油水界面处压力，为开采时井底流压。
如图1-1，底水锥进主要分为初始开发状态、成锥期、托锥期、突破期四个时期[2]。
1.2表现特征
底水锥进可根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）以及动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
1.2.1井口生产动态特征变化
正常情况下由于地层能量下降的原因，油井油压、产液量呈缓慢下降趋势;若油井出现底水锥进，初期油压、产液量会呈异常上升或下降趋势变缓，这主要是因为底水能量的补充;一旦底水突破，油压将呈快速下降趋势，含水率突然上升，主要因此时底水已经形成连续相并占据油流主要通道。
1.2.2动态监测流压及梯度变化
由于底水能量的补充作用，井底流压在水锥突破初期呈上升趋势，后期底水
突破后由于油井能量衰减流压呈缓慢下降趋势。
而井筒内由于水体侵入，整体密度差增大，整个井筒内流压梯度也呈上升趋势。
及时安排流压测试判断底水影响。
1.2.3油压与累产对应关系
塔河油田碳酸盐岩油藏通过对比油压与累产间的对应关系，发现底水油藏在生产过程中油压变化分为四个阶段，如图1-2：①AB段：原始状态，油藏压力扩散到油体边界前的压力变化;②BC段：成锥期，反映了油藏压力扩散至油体边界后，边底水的能量尚未充分补充时期;③CD段：托锥期，反映了边底水能量已开始补充的时期;④E点：反映的是底水突破井底附近时的油压波动，是见水前的异常反映信号。
2井筒积液
2.1形成机理
井筒积液主要是因为弱能量边底水未能被油气流快速举升至井口，仅部分被携带出井口，而大部分滞留在井筒中，井筒滞留的水越来越多，导致井口压力快速下降，从而降低油井的产能。
影响井筒积液的主要因素是流体的流速，若流体的流速小于底水或边水进入井筒的速度时，则容易形成积液。
2.2表现特征
同理，井筒积液也主要根据井口生产动态特征（油压、产液量、产油量、含水率）和动态监测井底流压、井筒流压梯度的变化分布情况进行综合判断。
2.2.1井口生产动态特征变化
井筒积液过程中，由于地层水在井筒中不断聚集，油井油压、产液量呈下降趋势，因地层水无法及时排除，含水率变化不明显。
若未能有效解除井筒积液，油压、产液量持续下降直至停喷。
通过放大油嘴直径加快流体流速，当流速大于边底水进入井筒的速度时，油压、产液量逐步恢复，直至井筒积液解除。
2.2.2动态监测流压及梯度变化
井筒积液时由于地层能量持续降低，而没有充足底水进行有效补充能量，井底流压呈下降趋势。
积液时由于油水密度差的存在井筒内流压梯度呈上升趋势，一般表现为底部最为严重，上部减弱，井筒底部流压上升幅度要高于井筒上部。
当采取放大油嘴直径排积液后，井筒积水消除，流压梯度恢复。
3下步对策
3.1底水锥进下步对策
（1）针对新井投产后根据整个区域的底水能量情况实施控液生产，尽可能的延长油井自喷期，降低生产成本;
（2）在油井生产过程中监测好油井压力变化，并加强流压监测，做好预防底水锥进工作，首先是监测生产过程中油压突然上升和产液变化;其次是对流压和流压梯度的分析，若流压和流压梯度同时上升，则是底水锥进的表现;
（3）若油井在生产过程中发生底水锥进，则先进行缩嘴控液，若底水突破后缩嘴无效，则关井压锥，若压力恢复缓慢则考虑注气吞吐采油。
3.2井筒积液下步对策
（1）关注好日常油压，含水变化。
首先是生产过程中油压下降，含水率先下降后上升，其次是流压下降而流压梯度上升，则可能是井筒积液，需结合流压综合判断;
（2）判断为井筒积液后，及时放嘴排液，排水过程中需要关注好油压，含水变化;
（3）当井筒积液排完后，及时摸索合理的工作制度，控制好生产压差;
（4）当井筒积液较为严重，通过放大压差排液已不能满足排液要求时，进行气举或抽汲排液恢复自喷。
4结论
（1）通过对底水锥进和井筒积液形成机理和表现特征的分析对比，结合实际生产过程中油井实例，总结出鉴别底水锥进和井筒积液的方法;
（2）在边底水油藏开发中，捕捉好异常信号，采取一定措施有效指导生产，延长无水采油期;
（3）及时调整采液强度，严格控制生产参数，保持均衡开采。
参考文献：
[1] 姜昊罡，康红兵，吴波，等.塔河油田水锥探讨[J].天然气地球科学，2006，17（2）：233-238.
[2] 朱蓉，楼章华，牛少凤，等.塔河奥陶系油藏地层水赋存状态及控水对策[J] 浙江大学学报，2008，42（10）：1843-1848.
谷海亮，1987年男，籍贯山东省东营市，硕士研究生学历，职称工程师。