底水锥进(机理+临界产量+防止措施)

精选优质文档-----倾情为你奉上精选优质文档-----倾情为你奉上专心---专注---专业专心---专注---专业精选优质文档-----倾情为你奉上专心---专注---专业摘要底水锥进是底水气藏开发的难题之一，尽管国内外在理论研究和实践应用方面取得了一些成果；然而，由于底水气藏渗流机理复杂，开采难度大，因此，开展底水气藏水锥动态及合理开采对策应用研究，既具有必要性又具有挑战性。本文围绕底水气藏开发上存在的一些问题，分析了底水气藏的地质特征、产能特征、生产特征以及产水规律，开展了低渗透有水气藏水锥动态研究，并从理论和实践上综合分析了底水气藏产能的控制因素。底水驱气藏工程研究的主要任务之一是确定气井的临界产量，因为在气藏开发过程中，由于底水窜入井筒，导致气井产水，产量大大降低甚至停产，严重影响了气井正常生产和寿命。如何推迟气水两相流的出现和延长气井无水生产时间成为关系到合理高效开发该类气藏的关键。本文围绕底水气藏开发上存在的一些问题，分析了底水气藏的地质特征、产能特征、生产特征,开展了底水锥进和临界产量规律的一些研究，并从理论和实践上综合分析了底水气藏临界产量影响因素和影响规律，建立底水气藏临界产量的方法，提出控制底水锥进的方法。关键词：底水气藏；气井；临界产量；锥进目录第一章绪论1.1题目的研究意义底水气藏在我国气藏中占很大的比例，其储量相当丰富。除了有大量的天然底水气藏外，随着气田进入二次开采，更多气田的开发特征不断趋向于底水类型的气藏。底水气藏具有含气面积全部与底水接触的特点，这既是底水气藏在开发方面优于其它气藏的地方，同时也是底水气藏开发的困难所在。一方面，气藏与底水接触面积大，使得底水侵入气藏的能力大大增强，开采所消耗的地层能量能够及时从底水中得到补充，大多数底水气藏的开发都表现出能量充足的特征；但另一方面，底水的存在又给气井生产带来严重的产水问题，在其生产过程中，常常表现出见水早、无水采气期短，见水后含水率上升快甚至暴性水淹的特征，从而导致气藏的采收率降低，气田开采风险增大。为了对底水气藏进行合理的开发，降低开采成本和开采风险，加强对底水锥进的控制，就需要加深对底水锥进规律的研究。水平井开发气藏的最大特点是能够有效减缓水锥进趋势和延长气井的见水时间。这是因为水平井的生产井段长，与气层接触面积大，和直井在相同产量下生产时，水平井要求的生产压差小。在供气区范围内，水平井压力梯度呈线形变化，而垂直井的压力梯度呈线形变化，在垂直井和水平井以相同产量生产时，垂直井周围的压力梯度高，因而在相同气藏条件下，水平井的临界产量大于垂直井的临界产量。但无论是水平井或者垂直井，在临界产量上开发，就会使底水锥进加快，最后底水突入井中，造成气、水同产，降低气井的产量，最终导致气层的采收率降低。水平井出水的类型由于水平井的特点，其出水方式与直井不同。主要有两种底水脊进和裂缝突进。根据出水区域在水平段上的分布，底水脊进又细分为点状、线状和曲面状。由于同一气层的垂向渗透率不同，或者是水平段轨迹高低起伏，早期底水首先从高垂向渗透率的区域，或者接近气水界面的拐点进人气井，此为点状出水。在水平井生产上表现为含水率上升相对缓慢。如果油层纵向是均质的，井身轨迹呈直线，底水均匀脊进，形成线状出水。油井一旦见水，含水率上升很快，产气量明显下降。如果底水能量充足，气层渗透性较高，量较大，线状见水就会发展成曲面出水。此时，气井严重水淹，气井成了水井。在塔里木油田，塔中油藏水平井出水属于底水脊进类型，初期以点状见水为主，由于底水能量充足，部分井很快水淹。轮南油田虽为边水油藏，但发展到后期成为次生底水。地层水沿与水平段连通的裂缝进人油井是裂缝油藏常见的出水形式。在开采初期裂缝是油的通道,后来油层压力降低，裂缝变成了水的通道。与底水脊进不同的是，此类水平井见水后，一个月甚至几天之内，产水急增，产油骤减。新疆裂缝油藏水平井见水后的生产状况即如此裂缝油藏水平井堵水的关键是找准出水裂缝，用大剂量高强度堵剂封堵。不论是底水脊进，或是裂缝突进，水平井见水后如不采取堵水措施，含水率将一直上升，因为水层的能量大于油层的能量，底水气藏的体积大于油藏的体积，且在同样的地层中水的渗流能力大于油的水平井产水的危害水平井产水后降低了产油量，甚至损失储量。塔里木油田水平井中已有三分之一处于中、高含水期，产水已成了影响原油生产的问题。在新疆油田、冀东油田、大港油田等只要用水平井采油，就会产水，就有对堵水技术的需求。总之，不论是中国石油西部的新油田还是东部的老。油田，不论是从技术应用还是从技术储备上讲，都有必要开展水平井堵水研究。1.2国内外研究现状水锥对气井的开发生产具有极大的影响。国内外十分重视底水气藏中可能出现的底水锥进的预防和控制，通过早期的水文地质研究以及早期认识边底水的封闭性、水体能量、气水边界附近储层物性和岩性变化以及驱动类型等，用以指导气藏开发和重大技术的决策。国内外对于底水锥进问题研究是从底水油藏开始的，在此基础上，进行底水气藏的研究。围绕临界产量、见水时间和水锥形态这三个主要研究内容，国内外研究者对水锥预测作了大量的理论和实验研究。基于油水界面上存在重力平衡以及不考虑水锥对油相压力分布的影响这一假设条件下，Muskat-Wyckoff于1935年首先提出了水锥的理论，给出了求极限产量、极限压差和极限水锥高度计算关系式和相应的计算图表。1954年，Myaer和Gdarer指出，油以径向流动方式流入井筒，井筒周围产生了一个压降，该压降导致了水锥的形成。在此基础上，Myaer和Gdarer推导了新的临界产量计算公式。1972年，ShcolS进行了大量的锥进实验，并利用实验数据得到了计算临界产量的经验关系式。考虑到水锥形状对油相势函数的影响，Eatylle于1985年提出了计算垂直井的临界产量的新方法和油水锥进剖面形态的确定方法，该方法结合了线源理论和点源理论。1986年，Chaperson叫考虑了油藏边界与产油井之间距离的情况，推出了均质各向异性油藏中直井的临界产量计算式，并将Muskat方法推广到渗透率各向同性和各向异性的水平井;并且通过对垂直井和水平井的临界产量的比较分析得出了水平井的临界产量通常大于垂直井的临界产量这一结论。1988年，Abbas和Bas在水锥研究中，最早考虑了井筒射开程度对临界产量影响。结合解析方法、数值方法和实验方法研究了不同边界条件下的水锥动态;运用一种全隐式、强祸合数学模型来处理压力与饱和度。针对均质各向同性及各向异性油藏底水锥进，Hoyland等人于1989年分别采用了解析法和数值法两种方法来确定相应的临界产量;采用解析法时，将Muskat关于井筒中存在均匀流量的假设条件转换为井筒无限导流，而数值法则是通过对四十多个临界产量数据进行模拟运算，在回归分析基础上得出了各向同性油藏的临界产量计算式。1992年，Guo和Lee提出描述水锥物理过程的图解分析法，并给出最佳井筒射开程度的解析解来优化各向同性油层的临界产量；该方法考虑了井筒射开程度对油井产能的影响。1993年，我国的李传亮在考虑了油井表皮因子的情况下，对DuPult临界产量计算公式进行了修正;他提出了底水油藏中存在夹层时的“隔板理论”，推导出有隔板存在时的底水油藏临界产量和见水时间(1997年，2001年)计算公式，并对底水油藏油井最佳打开程度川以及利用矿场资料确定临界产量的方法“进行了研究(1994年)。2003年唐人选即基于底水油藏具有两种渗流模型的假设(即射孔段上部为水平径向流动，射孔段下部为半球状向心流动)，推导出油井见水前离井轴任一半径在任一时刻的水锥高度的隐式函数，由此确定底水的突破时间和不同时刻水锥的剖面形态。2004年，谢林峰、李相方推导底水气藏水锥高度与形状模型；在推导时分别将气相流动考虑为平面径向流但不考虑气相非达西流动，和将气相流动考虑为球面向心流并考虑气相非达西流动。以上调研表明，前人在水锥研究方面作了很多研究并取得了重大研究成果。然而，同时也可以看出，这些成果主要集中在底水油藏的研究方面，并且对于底水锥进过程研究较少，有待进一步深入。1.3主要研究内容目前，用气井开发底水油气藏得到了十分广泛的应用。但是由于气井井筒流动压降的影响，使得气井开采时沿井筒的地层流入剖面不均一，底水突破后仍有很多气井的产能受限而难以采出。论文将主要从底水锥进机理出发，讨论影响底水锥进的主要因素及其影响规律，建立预测底水气藏的临界产量的方法，并通过求解分析，提出控制底水锥进的方法，具体内容包括：（1）国内外研究现状分析；（2）底水气藏气井锥进机理分析；（3）底水气藏气井突破指标预测模型；（4）影响底水锥进的主要因素及其影响规律；（5）控制底水锥进的技术原理和方法；（6）结果分析和讨论。1.4研究思路首先调研国内外研究资料，明白研究现状和意义；然后研究底水气藏气井锥进机理分析；再找出底水锥进控制方法；最后是找到底水气藏气井临界产量的预测方法。1.5设计的预期结果通过12周的论文研究工作，从各个环节锻炼科研能力、独立工作、协作能力以及综合运用所学知识解决实际问题的能力，预期结果为：熟悉和了解国内外研究现状；（1）掌握底水气藏底水锥进机理与临界指标的预测方法；（2）具体利用VB编程解决简单工程计算问题的能力；（3）提出控制底水锥进的基本对策；（4）完成“底水气藏底水突破临界参数预测”论文。完成论文相关图件的绘制。

第二章底水气藏气井锥进机理分析开发底水气藏气井最大的问题就是底水脊进。对底水气藏底水脊进问题的分析应该包括三个方面的内容，即临界产量、见水时间、见水时的产水规律。底水锥进现象的存在制约了气井的有效开发。利用镜像的解析解,同时结合矿场实例给出实际优化气井最佳井筒位置,其结果反映和势的叠加原理,给出底水气藏气井稳定渗流情况下不同时刻和临界条件下底水脊进高度和水脊面距井轴的向距离和方法对底水气藏气井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义[1]。2.1底水锥进理论概述国内外关于底水锥进的研究现状与进展和对底水气藏底水锥进问题的研究主要包括三个方面的内容，即临界产量、见水时间、见水后的产水规律。在本论文中，主要研究临界产量的预测和锥进机理和控制底水锥进。2.2底水锥进的物理现象在气井采气中,由于井筒周围产生压力降及气藏中的物质平衡关系,使得底水气藏中会出现气水界面发生变形呈锥形上升的现象,其方向垂直于气井方向的横截面而形状相似于直井中形成的“锥面”,称为底水的水脊。底水向上脊进主要是由于气井生产时产生的压力降所致。即在开采过程中,气层下部形成了近似垂直向上的压力梯度,使得水带向上运动。但是由于水的密度比气大,在锥进上升时,静水压力增加,在一定产量范围内,水锥趋于稳定；当气井产量超过临界产量(无水产出的最大产量)水锥就变得不稳定,井底流压逐渐降低,不可避免地造成水向井中突破,达到另一种平衡。2.3底水锥进的产生机理对于一口直井来说，大多数压力降落消耗在井筒周围，所以，在直井井筒附近有一个大的压力降落。对于气井来说，整个气藏中的压力降是均匀一致的，在井筒附近的小范围内，将产生一个巨大的压力降落，但与直井井筒周围的压力的降落相比，这个压力降落相当小。在底水气藏气井采气中，由于井筒周围产生压力降及气藏中的物质平衡关系,当纵向上压力梯度大于重力梯度水就上锥，使得底水气藏中会出现气水界面发生变形呈脊形上升的现象,其方向垂直于气井方向的横截面而形状相似于直井中形成的“锥面”,称为底水的水脊(图2-1)。图2-1气井段以下水脊示意图图2-2气井底水突破临界产量随渗透率比的变化情况

第三章底水气藏气井临界产量的预测模型、影响因素和规律底水气藏气井临界预测参数主要有两个：临界产量和临界时间。这里我们主要讨论临界产量。气井临界产量是延缓底水锥进、延长无水采气期，确定合理的工作制度和提高气井开发效果的重要参考依据。水平相对于直井具有采气指数高、生产压差小以及无水期长等特点，但是气井开采底水气藏的一个突出问题是底水突破后引起采气产量下降、含水率迅速上升，严重时甚至被迫关井。底水驱气井出现底水脊进是不可以避免的，因此如何延缓气井底水突破是工程技术人员关心的问题。国内外研究人员致力于建立气井临界产量模型。临界产量是气井气藏工程研究的一项不可或缺的重要内容，是气井合理产能界定、合理工作制度调整及气井开发方案的参考依据，是延缓底水脊进，延长无水采气期和提高气井开发效果的重要参数。目前气井临界产量预测模型很多，在应用时选择何种模型往往比较盲目。本人总结了底水气藏气井临界产量模型，并对其影响因素进行了敏感性分析，以深入了解气井临界产量模型的影响因素和适度范围。3.1底水锥进模型3.1.1地层模型3.1.1.1假设条件(1)气藏是非均质的,且各向异性；(2)气水边界为恒压边界或等势边界,其初始势函数为；(3)水平和垂直方向是渗透率的主要方向；(4)多孔介质中气相的流动为稳定流动；(5)忽略毛管压力和相对渗透率的影响,存在不连续的两相流界面。图3-1底水气藏水平示意图3.1.1.2主要方程设地层模型是上面封闭、下面为底水(气水边界为恒压边界或等势边界，其初始势函数为)的底水气藏。在距气水界面处有一气井，气井半径为，气层厚度为h，如图3-1所示。根据镜像反映原理，yz平面有限区域地层可反映成无限空间两源两汇交互排列的一直线井排，并且在xy平面的无限空间中，直线井排上井的类别和位置可归结为以下四类:注水井两类(0，2h+4uh+)和(0，9nh-)；生产井两类(0，2h+4nh-)和(0，4nh-),n=0，士1，士2，士3……。设气井长度为L，产量为Q，则单位井长度上的q=Q/L。为方便起见，取q=Q/(2L)。由叠加原理，yz平面地层中任意一点势分布为[2]：(3.1)其中:为势函数，y、z为坐标，变量c为常数[5]。再根据贝塞特公式：(3.2)可将式(3.1)简化成:(3.3)当取y=0,z=0时，公式(3.3)变为=c=,因此地层中任意点势分布的计算公式为：(3.4)在底水气藏的气井中常会观察到水锥进现象,此时气井处于稳定流条件。气水边界为恒压边界或等势边界,其初始势函数为。3.1.1.3边界条件在底水气藏的气井中常会观察到水锥进现象,此时气井处于稳定流条件。气水边界为恒压边界或等势边界,其初始势函数为。=(),3.2气井水锥的临界产量公式的推导临界产量（它是防止底水锥进的最大产量）是开采底水气藏气井的一个重要参数，气藏工程师常用临界产量的大小来评价底水气藏气井的“质量”，一般认为，如果气井的实际产量超过了该井的临界产量，气井必将见水，因此合理的气井产量应低于临界产量的数值。在井壁处有：y=0，z=-，，有：(3.5)因为：所以式(3.5)可以写为：(3.6)整理后上式可写成：(3.7)式中，K为地层渗透率；为生产压差。式(3.6)就是所求的均质地层稳定流底水驱气藏气井的产能计算公式。由式(3.7)可得采气指数：(3.8)当时：（3.9)式中，为流体粘度。式(3.9)中没有考虑地层的各向异性.若地层是各向异性的，，则需对式(3.9)进行修正。根据Joshi研究结果，地层渗透率K用有效渗透率代替，地层厚度h用折算厚度代替。令，公式(3.7)经修正后变成下列形式：(3.10)式(3.10)就是考虑地层各向异性底水驱气藏气井临界产能的计算公式。如果变成实用工程单位，上述公式还可写成：(3.11)其单位是：图2-4沿井轴势函数分布曲线3.3临界产量的影响因素及其规律气井的临界产量取决于气层平均渗透率、气层厚度、气水密度差、气体粘度和气井在气层中的位置。通常都认为，气井水平段离气水界面越远，气井临界产量越高，但实际上气井越靠近气藏顶部，底水驱气藏中气井渗流阻力增大，气井产能降低。因而气井水平段在底水气藏中存在一个最优位置，使气井的产量开采效果最好。考虑气藏各向异性影响，则气井临界产量公式:式中:-气井临界产量，—地层水密度，—气体密度，令无因次临界产量为，则底水气藏中气井无因次临界产量与气井无因次位置的关系曲线如图3-1所示。由图3-1可以看出，当生产压差和各向异性比()一定时，气井临界产量随气井位置Zw的上升而增加，即气井距离油水边界越远，则气井的临界产量越大；当无因次距离而达到0.8-0.9时出现拐点，气井临界产量变化趋势发生变化，既随Zw的增加气井临界产量下降。图3-1气井无因次临界产量与无因次井位置的关系曲线图3-1还表明了气藏渗透率各向异性对气井临界产量的影响，由该图看出，在气井位置和生产压差一定的情形下，随着渗透率各向异性比()的增加，气井的临界产量减小，而随着渗透率各向异性比()的减小，气井的临界产量增加，因此，垂向渗透率高的地层更有利于底水驱气藏气井临界产量的提高。3.4其他几种临界产量的计算公式国内外已经建立大量的临界产量解析模型和数值模型。底水驱气藏工程研究的主要任务之一是确定气井的临界产量和见水时间。尽管目前的底水驱气藏临界产量和见水时间的计算方法不太令人满意，但几十年来，一直受到人们的重视，并且仍在进行深入的研究。一般认为，如果气井的配产超过了井的临界产量，该井必定见水，故在设计合理产量时总以临界产量作为一个约束条件，控制其合理产量小于临界产量，以实现无水开采。目前已有一些实用性较强的底水驱气藏临界产量确定方法。目前气井底水锥进临界产量的计算方法有下面几种。3.4.1Dupuit临界产量计算公式Dupuit在解决地下水工程问题时,首先提了“临界产量”这一概念，并认为如果产水不超过该“临界产量”时，则水面之上的气体滞流不动而只采出水。正因为如此，人们把该临界产量称为“DuPuit临界产量”。将该临界产量的计算公式应用于底水驱气藏之中，得到气井临界产量为:（3.12）该公式的适用条件为：稳定渗流均质地层忽略毛管力并忽略毛管力引起的气水过渡带；气水密度及黏度为常数；渗流服从达西渗流定律。在这样的假设条件下，西南石油大学的李传亮和黄炳光采用一种极其简单推导过程，获得了上式描述的临界产量计算公式。还可以导出气井产量小于临界产量时的水锥形状。例如，气井产量为，且<；在r=处，z=0；在r处水锥高度为z，可(转化为SI实用单位制)得:（3.13）上式表明了水锥形状高度随径向r的变化规律。由它可以分析出:(1)若在=处，Z值达到最大值:（3.14）(2)若气井产量越小，则水锥高度也越小;(3)若水锥高度达到(h-b)值气井产量达到临界产量3.4.2修正的Dupuit临界产量计算公式上式描述的临界产量计算公式适合于理想完井方式(总表皮系数)，对于非理想完井方式（)的情况，西南石油大学李传亮提出了一个修正DuPuit临界产量计算公式:（3.15）如果引入折算半径，则上式可以表示成这样的形式：（3.16）式中：—气井的折算半径，m上面四个公式表明，(3.12)式描述的临界产量只是(或)的特例。因此当引表皮系数S(或折算井半径)之后，临界产量计算公式更具有普遍性和实用性。3.4.3Scho1s临界产量公式Scho1s基于Hele-Shaw流动模型的实验室试验，经过许多数学模拟完善而提出了一个临界产量计算公式，对于均质各向同性的底水驱气藏：（3.17）对于均质各向异性的底水驱气藏：（3.18）式中:—油层水平方向渗率，—油层垂直方向渗率，—下的油相相对渗透率。其他符号同前。(3.17)和(3.18)式计算的临界产量表明:(1)Shcols临界产量大于DuPtui临界产量；(2)对于给定的水平渗透率，临界产量将随垂向渗透率的减小而增大。但是这种情况的影响还是较弱的。3.4.4Craft-Hawk1nsl临界产量公式Craft和Hawkins针对均质各向同性的底水驱气藏，提出了气井的临界产量计算公式，其表达式如下:（3.19）其中：（3.20）式中:-气层平均压力，Mpa;-气井井底流压，Mpa.3.4.5Meyer-Gardner-Pisron临界产量公式Meyer，Gardner和Pisron针对均质各向同性的底水驱气藏，也提出了一个关于气井临界产量计算公式，其形式如下:（3.21）3.4.6Chaperon临界产量公式Chaperon针对均质各向异性底水驱气藏垂直井气井临界产量提出了一个相关计算公式，其数学方程如下:（3.22）其中：（3.23）（3.24）此外，chaperon还针对均质各向异性底水驱气藏（气藏形态为箱式）的气井临界产量提出了一个计算公式，其表达方式如下：(3.25)其中：(3.26)(3.27)式中:L-气井水平段度，m；-箱体气藏宽之半，m；注:原著中(4-14)式中的为h。Chaperon指出，如果气藏有底水存在，但底水不能补充应有的压力损耗，则在(3.25)式中采用/2代替值。Giger和Katcher也提出了一个计算底水驱气藏气井临界产量的公式，但没有考虑垂直渗透率的影响而更为简单:(3.28)3.4.7具有隔板的临界产量公式西南石油学院李传亮对底水驱气藏中，气井正下方向原始气-水界面之间存在一非渗透水平隔板情况，采用上述Dupuit临界产量的Charny建模和推导方法，研究出了均质各向同性、稳定渗流等假设条件下的临界产量公式；（3.29）式中:—原始油-水界面到隔板的高度，m；—隔板到气井的径向距离(称为隔板半径)，m。

第四章控制底水锥进的技术方法我国自上个世纪50年代开始进行堵水技术的探索和研究，70年代以来，大庆油田在机械堵水、胜利油田在化学堵水方面发展较快，其它油田也有相应的发展。80年代初提出了注水井调整吸水剖面来改善一个井组或一个区块整体的注水入波及效率的目标。经过多年发展，已形成机械和化学两大类堵水调剖技术。相应地研制成功八大类近百种堵水、调剖化学剂。研制了直井、斜井和机械采气井多种机械堵水调剖管柱，配套和完善了数值模拟技术，堵水调剖目标筛选技术等七套技术，达到年施工2000井次，增产原油60×104t的工业规模，为我国高含水油田挖潜，提高注水开发油田的开采效率做出了重要贡献。同时，开展了机理研究，进行了微观、核磁成像物模的试验研究，使堵水、调剖机理的认识深入一步，为进一步发展打下了技术基础。4.1影响水侵的各种因素4.1.1地质因素4.1.1.1储层基质渗透率改变储层基质渗透率，在相同采收率下，渗透率高，对应于含水率高。在相同时间内，渗透率高的累计产气量也大于渗透率底的，而地层压力没有的差异，随着生产时间的延长，含水率和累计产气量差异逐渐增大，说明气藏基质渗透率增大后，储层渗流更加通畅，储层流动阻力变小，流量增大；由于油水间的黏度差异，地层水更容易流动，使气井含水率增大。4.1.1.2储层裂缝渗透率渗透率高对应的含水率低，累积产气量高，地层压力却没有明显的差异，随着生产时间的延长，含水率和累积产气量差异越来越大。说明气藏裂缝平面渗透率增大后，储层平面渗流网络系统更加通畅，井底的压降在平面上传播速度更快，远离井筒的储层气的补给更充分;而纵向上，由于气藏流体的重力作用，使气藏底部地层水向井底的补给能力远不及平面上气的流动能力，所以气井累积产气量高，而含水率又低，可见裂缝平面渗透率是影响气井产能的最敏感参数之一。但改变储层裂缝系统的垂向渗透率，不能对裂缝性双重孔隙介质气藏的高效开发产生积极意义。4.1.1.3夹隔层的作用4.1.1.4水体大小气藏底水水体规模对开发指标影响大:底水水体越大，底水能量越充足，地层压力下降越慢，而气井含水上升越快，因此对利用天然能量开采不利。4.1.1.5水体渗透率气藏底水水体渗透率对开发指标的影响不及水体体积对开发指标的影响大。4.1.2开发因素4.1.2.1开采速度随着采气速度的提高，在相同采收率条件下，采气速度高的含水率高，但含水率的增长速度随采气速度的提高有逐渐减小的趋势;在相同开采时间内，采气速度高的累积产气量大，而地层压力的变化则相反，即采气速度高的地层压力下降快，而且含水率、累积采气量和地层压力的差异大，可见采气速度时影响气藏开发动态指标的敏感因素。4.1.2.2气藏打开程度在相同采收率条件下，不同储层打开程度的含水率差异非常大，打开程度高者，含水率很高;在相同开采时间内，打开程度高者由于含水率高，产出水多，因而其累积产气量小，但地层压力之间差异很小，说明储层打开程度的高低极大地影响气井的含水率和累积产气量，而对地层压力的影响作用很小。4.2控制技术方法气井在开采过程中更容易出现过多产水现象，需要采用适当的调堵技术。气井开采产率高，其收益远大于钻井和完井费用，在重油和厚油层开采中比垂直井更受到重视。大庆油田厚油层动用状况普遍较差，在完成聚合物驱后，顶部仍有28%的厚度未动用,利用侧钻气井采气方式可大幅度提高这类厚油层的采收率。由于结构上的原因，气井在开采过程中更易出现过多产水现象：①气井多数在重油气藏，油水流度比很高，些泄油通道的水饱和度略有上升即会诱发含水大度升高，一旦水突破，原油产出率便急剧降低。②重气井中产生水锥的临界速率很低，如果底水存在，气井以较高速率生产时很易诱发水锥③气井的泄气井段通常以割缝套管完井，以进行机械封隔；在气井中流体的流动速率低呈水平状态，常规的测井方法无效；重油层的水饱度变化响应值太低，无法精确测定，描述饱和度变的TDT或GST测井工具大都不适用，在此类井找出水层更困难。综上所述，气井出现水突破之后产气便大度降低，水处理费用增加，如果没有适当的补救施，势必过早关闭。适当采用调堵技术抑制水平过多出水是解决面临问题的有效手段。对油层进行调堵处理时，必需遵循如下三项基本原则：调堵处理时，必需遵循如下三项基本原则:(1)定调堵处理的安全性,不引起短期或长期的环境污染。(2)防止伤害油层，包括化学剂进入错误层引起的直接伤害和化学剂段塞引发的间接伤害，例如，造成水锥或跨越处理层的水通道使水进入产油层段。(3)保证溶胶在进入目的层和所需深度之前不成胶，处于易流动状态。针对不同的出水原因，需要采用不同类型的注入调堵技术。根据迄今为止所完成的油田现场试验的分析结果，调堵处理的注入方式通常有3种:分隔注入、定位注入和笼统注入。本文综述复杂结构井调堵技术的近期进展。4.2.1分隔注入调堵技术分隔注入调堵技术仅用于处理单一、明确分层的气藏层位，可借助机械手段分隔，控制流体进入目标层位，以达到堵水或调整相对渗透率的目的。在普通井中该技术容易实施。气井结构较复杂，分隔注入调堵技术的应用难度增加。例如，大庆油田的部分侧钻气井具有曲率小(57.3m)、井径小(外径88.9mm,内径76mm)、局部弯曲大的特点，难以使用普通机械堵水管柱封堵高含水层。大庆油田开发了预置式工作筒插入密封段堵水技术，实现了侧钻气井的分段堵水。该项技术包括:预置式工作筒(内径74mm,长度1200mm)与直径88.9mm固井套管完井时同时下入预定深度，其合理位置根据地质测井解释结果和射孔地质方案确定；为了保证起下顺利和防腐防锈，工作筒两端倒角，内表面进行镀铬处理；插入密封段钢体外径为73.5mm，通过钢体上多道橡胶盘根过盈达到密封。采用两种方法插入密封段堵水管柱:一是随堵水管柱在堵水层段下入光管，生产层下入筛管，需要调整层位时起出重下；二是随堵水管柱在堵水层段与生产层段下入两种类型的开关器，需要调整层位时通过井口打压的办法调整，开关器只能一次性调整。用上述预置式工作筒配合插入密封段技术代替封隔器进行分段堵水，工具简单，施工方便，费用低，可以安全起下，是一项值得推广的技术。4.2.1定位注入调堵技术定位注入调堵技术所处理的目标也是单一、明确分层但无法借助机械手段控制流体进入的气藏层位(可堵水也可进行相对渗透率调整)。阿拉斯加Prudhoe湾的割缝套管气井调堵新技术ArcoAlaska公司和Schlumberger公司在阿拉斯加湾采用了割缝套管气井调堵新技术。该技术涉及多种工艺和材料。A：调堵剂调堵剂为HPAM2醋酸铬交联体系，分别采用两种聚合物配制，一为分子量<6×10的HPAM，浓度4%～5%,溶胶易进入基质岩石，形成较硬的凝胶；二为分子量>1×10的HPAM，浓度0.3%～2%,溶胶易进入裂缝，形成有弹性(拉舌)的可流动凝胶。在Prudhoe湾使用低分子量HPAM2醋酸铬交联体系堵气获得了50%的成功率(70井次处理)。在使用这种凝胶时需借助连续油管和卡住处理层的桥堵工艺，以达到选择性放置的目的。由于气藏温度达到87.8～101.8℃,预注入一定量冷水降低井筒和近井地带的温度以延缓交联，延长溶胶泵送时间。某些井次处理失败的原因是使用的凝胶体系过于硬脆，无法堵住裂缝和断层的气窜。凝胶的使用量为100～250桶,设计穿透基质岩石的进入深度约10英尺。相应的高分子量HPAM2醋酸铬交联体系主要用于堵水，获得了70%的成功率(15井次处理)。大多数处理井次采用笼统注入法，不需要使用连续油管。溶胶注入量1×10～1×10桶，设计可穿透进入数百英尺深的断层或裂缝。最成功的应用是封堵与水层连通的诸如断层或水力支撑裂缝之类的高度窜流通道。B：环空化学封隔层(ACP)工艺开发了环空化学封隔层工艺配合使用带封隔器或桥堵分隔的