徐 巖 曹寶軍 門清萍 鐘安寧

中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院

0 引言

徐深氣田火山巖儲層是松遼盆地大慶油田天然氣開發(fā)上產(chǎn)的主力產(chǎn)層，此類氣藏普遍發(fā)育水層、埋藏較深、巖石類型復雜多樣，儲層平面展布連續(xù)性差、變化快、非均質(zhì)性強，屬于中低孔隙度、低或特低滲透率儲層。為了提高單井產(chǎn)能和有效控制底水錐進，探索著采用水平井開發(fā)方式，初步形成了火山巖氣藏水平井優(yōu)化設計等開發(fā)配套技術，目前主要是采用經(jīng)驗法、采氣指示法來初步確定水平井開采的合理工作制度，由于火山巖氣藏普遍含底水，自然產(chǎn)能井受攜液、底水脊進影響，臨界產(chǎn)量較難確定。因此，還需要進一步優(yōu)化和改進水平井開發(fā)的合理工作制度[1-3]。

1 水平井合理工作制度確定原則

以控制底水錐進、避免井底積液和最大限度延長無水采氣期為原則（圖1），根據(jù)水平井實際生產(chǎn)動態(tài)，采用采氣指示曲線法和臨界產(chǎn)量法確定水平井的生產(chǎn)能力，同時結合產(chǎn)量需求來綜合確定水平井的合理產(chǎn)量，為水平井合理配產(chǎn)提供依據(jù)；未出水井盡量延長無水采氣期，出水井要盡量避免井底積液。

圖1 徐深氣田水平井合理工作制度確定流程圖

2 典型水平井的數(shù)值模擬

為進一步明確各區(qū)水平井合理工作制度以及水平井產(chǎn)能主控因素，分別針對A區(qū)塊A平1井和B區(qū)塊B平1井建立單井地質(zhì)模型，在對單井及鄰井歷史開采數(shù)據(jù)擬合的基礎上，確定各區(qū)水平井合理工作制度及產(chǎn)能主控因素。

2.1 地質(zhì)模型建立

分區(qū)針對2個區(qū)域，將氣藏構造、地層厚度、砂體厚度、砂體有效厚度、基質(zhì)孔隙度、基質(zhì)滲透率、裂縫孔隙度、裂縫滲透率展布圖離散網(wǎng)格化，建立氣藏地質(zhì)模型網(wǎng)格參數(shù)場。

下面為A區(qū)塊雙重介質(zhì)地質(zhì)模型，共12.4萬個網(wǎng)格（46×54×50），平面上網(wǎng)格步長為50 m，縱向上平均地層厚度150 m左右，劃分為50層，平均單層厚度3 m左右（圖2）。該區(qū)地質(zhì)儲量61.4×108m3，水體 2 300×104m3。

2.2 單井歷史擬合

結合氣藏單井生產(chǎn)動態(tài)和試井解釋成果，對各井滲透率進行調(diào)整。先適當調(diào)整有效厚度、巖石壓縮系數(shù)、飽和度等參數(shù)以擬合氣藏各區(qū)塊的地層壓力，再通過滲透率、相對滲透率、表皮系數(shù)等的調(diào)整擬合井口壓力。

采用以上調(diào)參方法和步驟，對A區(qū)塊生產(chǎn)井進行歷史擬合，A平1井的歷史擬合均取得了較好的擬合效果（圖3）。

圖2 A平1井區(qū)雙重介質(zhì)地質(zhì)模型示意圖

圖3 A平1井井口壓力歷史擬合圖

2.3 水平井合理工作制度

針對A和B區(qū)塊中A平1井和B平1井進行水平井合理工作制度研究。2口井推薦合理工作制度分別為10.0×104m3/d和5.0×104m3/d。

以A平1井為例，在歷史擬合基礎上，分別設定產(chǎn)量為7.0×104m3/d、10.0×104m3/d、15.0×104m3/d進行指標預測（圖4），通過對比，當預測產(chǎn)量為10.0×104m3/d時，穩(wěn)產(chǎn)期為7.6年，預測日產(chǎn)氣量降至5.0×104m3（臨界攜液產(chǎn)量）時，累積產(chǎn)氣最大為5.51×108m3（表1）。因此推薦該井推薦合理工作制度為10.0×104m3/d。

圖4 A平1井不同配產(chǎn)方案指標預測圖

表1 A平1井不同工作制度預測指標對比表

3 氣藏工程方法研究合理工作制度

3.1 臨界攜液流量[4-10]

式中σ表示界面張力，N/m；qcr表示臨界攜液流量，m3/d；T表示溫度，K；ρl表示地下水密度，kg/m3；ρg表示氣體密度，kg/m3；P表示壓力，MPa；θ表示井斜角，(°)；g表示重力加速度，N/kg；γg表示氣體相對密度；A表示油管面積，m2；ucr表示流速，m/s；Z表示偏差因子。

計算得出A區(qū)塊和B區(qū)塊2口井臨界攜液流量，其中A區(qū)塊A平1井天然氣的相對密度為0.575 9，表面張力為0.06 N/m，油管直徑為62 mm，傾角為90.77°，其臨界攜液流量的計算如表2所示。

由徐深氣田水平井A平1井、B平1井的計算結果可以看出，隨著井口和井底壓力的不斷減小，其臨界攜液流量也不斷減小，井斜角對臨界攜液流量的影響較敏感，主要表現(xiàn)在：傾斜段的臨界攜液能力最強，其次為垂直段，水平段的臨界攜液流量最?。▓D5）。

3.2 底水脊進臨界產(chǎn)量

針對氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量，分別采用Ozkan、Chaperon、Efras、修正Dupuit、修正Chaperon共計5種方法進行計算[11-16]，將計算結果與數(shù)值模擬的合理工作制度相比較，優(yōu)選出Oakan方法為適合本火山巖氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量的計算公式。

Oakan方法：

表2 A平1井臨界攜液流量計算結果表

圖 5 徐深氣田水平井臨界攜液流量計算結果圖

式中qc表示臨界產(chǎn)量，m3/d； Kh表示水平滲透率，μm2；Kv表示垂直滲透率，μm2；μg表示氣體黏度，mPa·s；B表示氣體體積系數(shù)，m3/m3；g表示重力加速度，N/Kg；h表示有效厚度，m；ρg表示氣體密度，kg/m3；ρw表示地下水密度，kg/m3；ZW表示水平井距氣層底部的距離，m；L表示水平井長度，m。

經(jīng)過上述計算，算出每口井的底水脊進臨界產(chǎn)量如表3所示：

通過上述計算，其計算結果與數(shù)模相比較，發(fā)現(xiàn)只有Ozkan方法比較接近數(shù)模配產(chǎn)。

因此，Ozkan方法作為火山巖氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量的計算方法。若該氣藏中存在裂縫，則垂直滲透率比水平滲透率大，則在計算的過程中可直接用垂直滲透率與水平滲透率之比。

3.3 采氣指示曲線法

采氣指示曲線法分別計算A平1井和B平1井在當前地層壓力下合理產(chǎn)量（表4）。

4 合理工作制度的確定

綜合單井數(shù)值模擬、攜液、指示曲線計算結果，按照氣井能夠正常攜液、盡量延緩底水錐進為原則，確定各井合理配產(chǎn)及生產(chǎn)壓差（表5）。A平1井產(chǎn)能較大、底水脊進產(chǎn)量大，改井合理生產(chǎn)壓差0.2pi左右；B平1井產(chǎn)能低、底水脊進產(chǎn)量低，該井合理配產(chǎn)以臨界攜液流量為下限值。

表3 不同方法計算底水脊進臨界產(chǎn)量統(tǒng)計表 104 m3·d-1

表4 單井合理配產(chǎn)與地層壓力的關系對比表

表5 單井合理配產(chǎn)及合理生產(chǎn)壓差綜合確定

通過合理配產(chǎn)A平1井和B平1井延緩了產(chǎn)量遞減及底水上升，數(shù)值模擬與氣藏工程相結合的合理工作制度研究方法在徐深氣田取得較好的應用效果， 2018年水平井年產(chǎn)氣量占徐深氣田的38.91%，獲得較好的開發(fā)效果。

5 結論

1）通過對各項參數(shù)進行調(diào)整，2口水平井擬合效果較好，以擬合后的地質(zhì)模型為基礎，針對A平1和B平1井開展水平井產(chǎn)能評價。分別設定不同工作制度，對生產(chǎn)指標進行預測，優(yōu)選得A平1井合理工作制度為13.0×104m3/d，B平1井為5.0×104m3/d。

2）氣藏工程研究表明，傾斜段是制約水平井攜液關鍵位置，目前壓力條件下臨界攜液流量(3.0～5.0)×104m3/d；Ozkan方法計算底水氣藏脊進臨界產(chǎn)量與數(shù)值模擬合理配產(chǎn)規(guī)律一致。結合數(shù)值模擬方法確定單井合理配產(chǎn)。

3）通過合理配產(chǎn)A平1井和B平1井延緩了產(chǎn)量遞減及底水上升，數(shù)值模擬與氣藏工程相結合的合理工作制度研究方法在徐深氣田取得較好的應用效果。