一种凝析气井产量下降原因的分析方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种凝析气井产量下降原因的分析方法。

背景技术

我国凝析气藏资源丰富，如新疆的塔里木、克拉玛依和吐哈等油田的大中型凝析气藏的开发，为我国油气产量的上升发挥了巨大作用。但随着凝析气藏开发的深入，部分凝析气井出现了产量下降的生产现象，造成了严重的经济损失，故急需明确各凝析气井产量下降原因，从而提出相应治理措施。

关于凝析气井产量下降原因的分析方法，目前大多学者仅对凝析气藏井筒积液的诊断方法进行过相关研究，且诊断方法大多为利用不同计算模型从而得到井筒积液液面位置，现场工程师应用难度较大；也有学者通过实验的方法将凝析气井产量下降原因笼统地归因于反凝析作用造成的近井地带液相饱和度的升高，进而导致气相相对渗透率的下降，并未结合各口井的实际生产情况与井层特点，分析目标凝析气井产量下降的真实原因。因此，迫切需要一种基于实际生产参数与室内实验分析数据且便于现场工程师应用的分析方法，从而可以系统、高效、准确地判断各目标凝析气井产量下降的实际原因。

发明内容

本发明针对现有技术的缺陷，提供了一种凝析气井产量下降原因的分析方法，能有效的解决上述现有技术存在的问题。

为了实现以上发明目的，本发明采取的技术方案如下：

一种凝析气井产量下降原因的分析方法，包括以下步骤：

步骤1，目标井增产潜能评价；

首先通过判断井控采收率是否达到气藏工程理论标定值来初步确定目标区单井两大类低产原因：单井可采储量不足或井下流体流动能力下降；若目标区单井低产原因属于井下流体流动能力下降，则继续下一步分析；否则单井低产原因则由可采储量不足导致。

步骤2，对井下流体流动能力下降原因进行分析；

1)矿场基本资料数据库建立；

数据库包括：目标井的井身结构、目标井的管柱结构、目标井的完井方式、目标层位井深、目标层温压系统、井下作业历史以及静态地质资料；

其中井身结构、管柱结构、完井方式、目标层位井深以及温压系统可通过钻井、完井完工报告或者钻井、完井作业日志获取；投入生产后的井下作业历史通过目标井生产日志获取；通过建立井下作业时间轴明确目标井的开发生产动态，即将目标井井下作业的时间节点与作业类型在同一坐标轴上标注，再将产量骤减的时间节点与井下作业时间轴进行对比。

2)生产参数变化数据库建立；

其中生产参数主要包括：A产气量、B油压、C井下压力/温度；

3)室内实验分析数据库建立；

实验分析数据库包括：E潜在伤害因素——岩石物性数据、F潜在伤害因素——流体物性数据、G：工程伤害因素；

将现场实际观测的生产参数变化情况与实验分析数据排列组合，从而判断造成目标区单井井下流动能力下降的原因，即井下流体流动通道产生堵塞的位置(井筒/地层)以及堵塞的类型(固相堵塞/液相堵塞)。

最终确定造成井下流体流动能力下降的四类堵塞方式：井下压力计至井口的固相堵塞、井下压力计至井口的液相堵塞、井下压力计至地层的固相堵塞、井下压力计至地层的液相堵塞。

进一步地，步骤2中生产参数A产气量的变化包括：A1生产过程中逐渐下降、A2生产过程中骤降、A3临时关井后骤降、A4其它作业后骤降；

生产参数B油压的变化包括：B1生产过程中逐渐下降、B2关井上升，开井下降、B3关井前后变化趋势基本保持一致；

生产参数C井下压力/温度的变化包括：C1生产过程中基本保持不变、C2生产过程中波动上升至稳定、C3生产过程中波动下降至稳定、C4关井上升，开井下降、C5关井前后变化趋势基本保持一致；

室内实验分析数据E潜在伤害因素——岩石物性分析包括：E1渗透率、E2孔隙度、E3敏感性、E4润湿性；

室内实验分析数据F潜在伤害因素——流体物性分析包括：F1地层水、F2天然气、F3原油；

室内实验分析数据G工程伤害因素分析包括：G1物理伤害和G2化学损害。

进一步地，E1渗透率分为E11：低渗(<10mD)～特低渗(<1mD)、E12：中渗(10-100mD)、E13：高渗(>100mD)～特高渗(>1000mD)；E2孔隙度又分为E21：低孔(<10％)-特低孔(<1％)、E22：中孔(10％-20％)、E23：高孔(>20％)～特高孔(>30％)；E3敏感性又分为E31：水敏与盐敏伤害(蒙皂石、伊蒙、绿蒙间层矿物含量较高)、E32：碱敏伤害(高岭石矿物含量较高)、E33：酸敏(HCl)伤害(绿泥石矿物含量较高)、E34：速敏伤害(黏土矿物与粒径小于37μm)；E4润湿性又分为E41：亲水岩石、E42：亲油岩石、E43：两亲岩石。

进一步地，F1分为F11：阴阳离子分析，进行结垢趋势预测；F2天然气分为F21：PVT相图、井下压力温度计，判断地层、井筒中相态，凝析油析出严重程度，F21又可细分为F211：理论地层压力/井筒内流体压力<露点压力，则地层/井筒中有凝析油析出；F212：理论地层/井筒压力>露点压力，则地层/井筒中无凝析油析出；F3原油分为F31石蜡、胶质和沥青含量较高可能在井筒或地层形成有机沉淀。

进一步地，G1物理损害又可分为G11：微粒运移、G12：固相堵塞、G13：相圈闭损害、G14：应力损害；其中G11微粒运移又可细分为G111：生产压差过大、G112：泵注速度>微粒临界流速；G12固相堵塞又可细分为G121：钻井完井液固相、G122：注入流体中固相、G123：井下落物；G13相圈闭损害又可细分为G131：工作液返排不彻底；G14应力损害又可细分为G141：地层压实、G142：开关井应力扰动。其中G2化学损害又可分为G21：岩石——外来流体不配伍、G22：地层流体——外来流体不配伍、G23：其它损害。其中G21岩石——外来流体不配伍又可细分为G211：敏感性损害、G212：处理剂吸附(聚合物、阴离子等)；G22地层流体——外来流体不配伍又可细分为G221：地层中石蜡、沥青等有机垢沉积、G222：盐类沉积、水合物、类金刚石物等无机垢沉积、G223：乳状液堵塞；G23其它损害主要为G231：井筒中冷却效应导致石蜡、沥青沉积。

进一步地，当井下压力计至井口发生固相堵塞时，出现的生产症状为B1+B3+C2+C5+A1/A4，即井下该区间发生固相堵塞时，油压在生产过程中逐渐下降且关井前后变化趋势基本保持一致；与此同时，井下压力/温度值在生产过程中波动上升至稳定且关井前后变化趋势基本保持一致。除此之外，结合产气量变化特征的不同进一步分析井下该区间发生固相堵塞的原因，若产气量变化特征为A1时，即产气量在生产过程中逐渐下降，则固相堵塞是由症结1——井筒结垢(F31+G23)所致；若产气量变化特征为A4时，即产气量在除临时关井的其它井下作业后骤降，则固相堵塞是由症结2——井下落物(G123)所致。

进一步地，当井下压力计至井口发生液相堵塞时，出现的生产症状为B1+B2+C1/C2+C4+A1/A2/A3/A4，即井下该区间发生液相堵塞时，油压在生产过程中逐渐下降且关井后压力恢复，开井后压力下降；与此同时，井下压力/温度值在生产过程中基本保持不变或波动上升至稳定且满足关井上升，开井下降的变化趋势；除此之外，结合产气量变化特征的不同进一步分析井下该区间发生液相堵塞的原因，若产气量的变化特征符合A1、A2、A3中的任一一种变化趋势时，即产气量在生产过程中逐渐下降或产气量在生产过程中骤降或产气量在临时关井后骤降，则液相堵塞是由症结1——多相管流阻力以及井筒液柱回压(F21)所致；若产气量变化特征为A4时，即产气量在除临时关井的其它井下作业后骤降，则液相堵塞是由症结2——井下作业外来工作液在井筒内滞留(G13)所致。

进一步地，当井下压力计至地层发生固相堵塞时，出现的生产症状为B1+B3+C3+C5+A1/A3/A4，即井下该区间发生固相堵塞时，油压在生产过程中逐渐下降且关井前后变化趋势基本保持一致；与此同时，井下压力/温度值在生产过程中波动下降至稳定且关井前后变化趋势基本保持一致；除此之外，结合产气量变化特征的不同进一步分析井下该区间发生固相堵塞的原因，若产气量变化特征为A1时，即产气量在生产过程中逐渐下降，则固相堵塞是由症结1——井筒结垢(F31+G23)或地层结垢(E1+E2+F11+F31)所致；若产气量变化特征为A3时，即产气量在临时关井后骤降，则固相堵塞是由症结2——开关井地层应力扰动(G14)所致；若产气量变化特征为A4时，即产气量在除临时关井的其它井下作业后骤降，则固相堵塞是由症结3——井下落物(G123)或外来工作液对地层造成的固相堵塞伤害(E1+E2+E3+G11/G12/G21/G221/G222)所致。

进一步地，当井下压力计至地层发生液相堵塞时，出现的生产症状为B1+B2+C1/C2+C4+A1/A2/A3/A4，即井下该区间发生液相堵塞时，油压在生产过程中逐渐下降且关井后压力恢复，开井后压力下降；与此同时，井下压力/温度值在生产过程中基本保持不变或波动上升至稳定且满足关井上升，开井下降的变化趋势；除此之外，由于井下压力计至地层发生液相堵塞的生产表象与井下压力计至井口发生液相堵塞类似，故需进一步通过对比不同关井时期油压、井下压力/温度值随时间的变化曲线的斜率或相同关井时间内压力变化的绝对值，从而判断不同关井时期油压、井下压力/温度值恢复速率大小，以区分液相堵塞的位置为井筒还是地层。若各次关井作业后油压、井下压力值恢复速率、压力恢复峰值基本保持不变，则可判断井下压力计至井口发生液相堵塞；若各次关井作业后油压及井下压力值恢复速率逐渐降低，压力恢复峰值逐渐减小，则可判断井下压力计至地层发生液相堵塞。最后结合产气量变化特征的不同进一步分析井下该区间发生液相堵塞的原因，若产气量的变化特征符合A1、A2、A3中的任一一种变化趋势时，即产气量在生产过程中逐渐下降或产气量在生产过程中骤降或产气量在临时关井后骤降，则液相堵塞主要是由症结1——近井筒地带液相饱和度上升导致多相渗流阻力增大以及液柱压力(E1+E2+E4+F21)所致；若产气量变化特征为A4时，即产气量在除临时关井的其它井下作业后骤降，则液相堵塞是由症结2——井下作业外来工作液在地层中滞留(E1+E2+E4+F21+G13+G223)所致。

与现有技术相比本发明的优点在于：相比现有技术针对凝析气藏井筒积液液位的模型计算法更具有现场操作性，实用性更强，便于现场工程师将实际生产数据变化与数据库中选项进行比对，从而快速确定目标井产量下降原因。

附图说明

图1凝析气井产量下降原因分析方法

图2为本发明实施例井下作业历史；

图3为本发明实施例临时关井前后生产参数变化；

图4为本发明实施例四次开关井井下压力值变化曲线对比图；

图5为本发明实施例四次开关井井口油压变化曲线对比图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下列结合附图并举实施例，对本发明做进一步详细说明。

实施例：如附图1所示的凝析气井产量下降原因的分析方法，针对国内某低渗凝析气藏开发区块内某凝析气单井，实施以下技术步骤：

(a)实施例目标井增产潜能评价

目标井于2016年12月投产，初期生产较为稳定，产气量在4-6万方/天波动，2017年9月由于客观生产原因，临时关井。开井复产日产气量骤减为0，从完井后投产初期至临时关井前夕稳产时间约为9个月，以产气量5万方/天估算，目标井累计产气量约为0.135亿方。通过对比井控地质储量资料与累计产量数据可知，较之单井井控储气量2.05亿方仍具有较大的开发潜能。故可初步判断目标区单井低产原因可能是由于井下流体流动能力下降导致。如要确定井下流动能力下降的具体原因，则需进一步收集、分析目标井其它相关资料信息，包括矿场静态基本资料、矿场实际生产参数变化趋势以及各项室内评价实验结果等。

(b)井下流动能力下降原因分析

1)矿场基本资料数据库建立

通过阅读钻井、完井完工报告以及钻井、完井作业日志可知：实施例单井为定向井，2016年11月完钻，完钻井深4650m，人工井底4600m。同日转入完井作业阶段，且由完井报告可知，生产套管固井质量合格。该井生产管柱为单通道井，由上部3-1/2″油管和下部为3-1/2″尾管组成。管柱自带压力/温度计，无自带气举装置。目标井采用射孔完井，射孔段共四层，于2016年12月转入生产作业阶段，采用四层合采的生产方式。

通过阅读目标井生产日志，明确投产后的井下作业历史，并结合前期钻完井作业时间节点，绘制目标井井下作业的时间节点与相应的井下作业类型时间轴。如附图2所示，结合图3可直观地看出，2017年9月27日至30日三天的临时关井作业使开井复产后的目标井产气量骤减。

2)生产参数变化数据库建立

基于目标井临时关井后产量骤减这一实际生产现象，运用判断方法中所述的井下流动能力下降的分析思路以明确目标井产气量下降原因。由于该判断方法是通过综合分析现场实际生产数据与室内实验数据进而确定目标区块目标井的产量下降原因。即将现场实际观测的生产数据(A产气量、B油压、C井下压力/温度)与室内实验评价数据(E潜在伤害因素——岩石物性、F潜在伤害因素——流体物性、G：工程伤害因素)排列组合。故首先需要通过分析产气量、油压以及井下压力/温度值的变化来明确井下流体流动通道产生堵塞的位置(井筒/地层)以及堵塞的类型(固相堵塞/液相堵塞)，进而再通过分析相关实验数据来明确产生堵塞的原因，从而最终判断造成目标区单井井下流动能力下降的原因。

由图3、图4、图5可知，油压变化趋势符合特征B1生产过程中逐渐下降与B2关井上升、开井下降；井下压力值变化趋势符合特征C2生产过程中波动上升至稳定与C4关井上升，开井下降。综上所述：目标井生产参数变化规律为B1+B2+C2+C4，故可首先判断造成井下流体流动能力下降的堵塞类型为液相堵塞。

与此同时，由于井下压力计至地层发生液相堵塞的生产表象与井下压力计至井口发生液相堵塞类似，故需进一步通过对比不同关井时期油压、井下压力/温度值随时间的变化曲线的斜率以及压力恢复峰值，从而判断不同关井时期油压、井下压力/温度值恢复速率以及大小，以区分液相堵塞的位置为井筒还是地层。由图4、图5目标井四次关井井下压力值与井口油压变化曲线对比图可以看出，相比2018年5月3日的第一次关井，后三次的关井作业井下压力值恢复速率明显降低，故可进一步判断储层能量在井下压力计至地层该区间内传导受阻，地层发生液相堵塞的可能性极大。需采取相关增产解堵措施，解除地层液相堵塞，以恢复目标井产能。

除此之外，结合产气量变化特征的不同进一步分析井下该区间发生液相堵塞的原因，由图3可以看出，目标井产气量的变化特征符合A3，即产气量由于客观生产条件，临时关井后骤降，则液相堵塞是由症结1——多相渗流阻力以及井筒液柱回压(E1+E2+E4+F21)所致。

3)室内实验分析数据库建立

由目标井室内实验分析数据可知：目标井储层岩心属于低孔、低渗/特低渗岩心且无敏感性特征，渗透率值在0.5mD to 30mD范围内波动，孔隙度值在6％-10％范围内波动，岩石润湿性具有油、水双性润湿性，故储层岩石物性特征属于E11+E21+E43；此外，由生产管柱资料可知，压力计所处位置垂深约为3000m，结合图4中2018年6月16日井下压力计读数可知该位置的地层压力约为38MPa，故可推断射孔层段(垂深约为3400-3700m)此时的地层压力约为42-45MPa。由凝析气流体PVT检测实验可知，目标井的露点压力约为48MPa,故可判断井筒以及地层中均有凝析油产生，符合储层流体特征中的F2。

综上分析，造成目标井产量下降的原因不是单井可采储量不足而是由于地层在临时关井避台后发生的液相堵塞所造成的井下流体流动能力下降导致。相应的症状表现为B1+B2+C2+C4+A3；症结为E11+E21+E43+F2。

本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的实施方法，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。