張曄

大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院

合川氣田位于四川盆地中部，橫跨重慶合川區(qū)、潼南區(qū)與四川武勝縣，是大慶油田重要的流轉(zhuǎn)區(qū)塊，也是大慶油田“穩(wěn)油增氣”戰(zhàn)略的新支撐。截至目前，區(qū)塊內(nèi)已鉆井456 口，投產(chǎn)井228 口，但區(qū)塊現(xiàn)有的計量方式是對單個井組或多個井組進行統(tǒng)一計量，基本無單井計量氣井，因此單井的實際生產(chǎn)動態(tài)情況難以得知。生產(chǎn)數(shù)據(jù)的不準確給動態(tài)分析工作帶來了困難和不確定性，因此如何精確、快速劈分出單井油氣水三相產(chǎn)量成為動態(tài)分析中的首要問題。

1 多相管流壓差計算

產(chǎn)量劈分中的關(guān)鍵環(huán)節(jié)是計算油氣水三相在管流中的壓力差，不同的氣液組分、流體性質(zhì)影響流體在管內(nèi)的壓力降情況，因此需將整個管線離散化?；诓匠蹋雎詣恿p失后，管段壓降由摩阻損失和重力損失組成；選用Beggs 方法[1]在每個離散管段內(nèi)進行管流計算，得出最終壓差。計算流程如圖1、圖2所示。

圖1 管內(nèi)壓力折算流程Fig.1 Process of pressure conversion in pipe

圖2 管內(nèi)壓力折算示意圖Fig.2 Schematic diagram of pressure conversion in pipe

在眾多多相管流計算方法中，Beggs 方法考慮了管路起伏影響，具有通用性，并且考慮了管流過程中多相流動的相態(tài)變化以及不同流動模式的變化，在計算過程中通過調(diào)整GOR（OGR）、WOR等參數(shù)以適應(yīng)兩相流或三相流的管流計算，因此本文選擇Beggs 方法計算管流壓差。此過程可以利用軟件進行編程，實現(xiàn)管線中管流的計算。輸入管線長度、內(nèi)徑、初始溫壓、流體密度、黏度等基本參數(shù)，計算機進行管線離散化，分段Beggs 方法進行壓力計算，迭代得出管線內(nèi)的壓力差，具體計算公式為

式中：ΔPHH為重力損失，Pa；ρm為氣液混合物的原位密度，kg/m3；L為管線長度，m；θ為管柱與水平方向傾角；ftp為兩項摩擦系數(shù)；νm為混合物速度，m/s；ρNS氣液混合物的無滑移密度，kg/m3；D為管的內(nèi)徑，m；ΔPf摩擦損失，Pa；Δp管內(nèi)壓差，Pa。

2 產(chǎn)量劈分方法

常規(guī)的管流計算方式為已知流體組成，進而折算管流中壓差[2-3]；但目前情況為已知管流中壓差，需要反算流體中油氣水三相的產(chǎn)量。在實際生產(chǎn)過程中已知兩口井管線入口端壓力p1、p2，兩根管線長度L1、L2，匯管出口端總壓力p，以及油、氣、水總流量qo、qg、qw。求兩口井單井產(chǎn)量qo1、qg1、qw1、qg2、qo2、qw2（圖3）。

圖3 管線示意圖Fig.3 Schematic diagram of pipeline

在計算過程中假設(shè)管內(nèi)氣油比(GOR)折算至標準條件下與總流量氣油比相同。將管線1劃分為若干小段，使用試算的方法每段取不同qo1i（i=1，2…n，qo1i≤qo）、qw1i（i=1，2…n，qw1i≤qw）的組合在小段內(nèi)利用Beggs 方法計算壓差，最后得到不同qo1i、qw1i組合下的壓差Δp的值，即n×n個點；利用p和p1可得到管1 入口出口端實際壓差Δp1，在三維圖中做Δp1平面，其與qo1i-qw1i曲面相交得到的曲線即滿足實際壓差條件下的所有qo1i、qw1i組合（圖4、圖5）。

圖4 管1 qo1i-qw1i-Δp 關(guān)系Fig.4 qo1i-qw1i-Δp relation of Pipe 1

圖5 管1 qo1i-qw1i-Δp1 關(guān)系曲面Fig.5 qo1i-qw1i-Δp1 relation surface of Pipe 1

將管線2劃分為若干小段，利用管線1中qo1i得到對應(yīng)的qo2i(qo2i=qo-qo1i)、qw2i(qw2i=qw-qw1i)，同樣在每小段內(nèi)利用Beggs 方法計算壓差，最后得到不同qo2i、qw2i組合下的壓差Δp的值；利用p和p2可得到管2入口端與出口端實際壓差Δp2，在三維圖中做Δp2平面，其與qo2i-qw2i曲面相交得到的曲線即滿足實際壓差條件下的所有qo2i、qw2i組合（圖6、圖7）。

圖6 管2 qo2i-qw2i-Δp 關(guān)系Fig.6 qo2i-qw2i-Δp relation of Pipe 2

圖7 管2 qo2i-qw2i-Δp2 關(guān)系曲面Fig.7 qo2i-qw2i-Δp2 relation surface of Pipe 2

將滿足實際壓差條件下的兩條管線曲線相交，其交點即為同時滿足兩根管線實際壓差的單井產(chǎn)量qo1、qw1、qo2、qw2（圖8）；利用總流量的氣油比GOR算出qg1、qg2，具體公式為

圖8 同時滿足管1、管2壓差的解Fig.8 Solution satisfying the pressure difference of both Pipe 1 and Pipe 2

針對多解性可增加儲層厚度、滲透率、孔隙度、含氣飽和度等地質(zhì)因素進行約束，從而消除多解性。多根管（＞2）進行產(chǎn)量劈分時，與2 根管劈分思路一致，以此類推，逐級對單管進行管流計算，最終得到符合每根管兩端壓差的單管流量。

3 應(yīng)用實例

應(yīng)用該方法對合川氣田合川A區(qū)塊進行了產(chǎn)量劈分與重新核實[4]。合川氣田主要為集氣站的多井組計量，根據(jù)井組輸壓和計量站壓力數(shù)據(jù)、井組與計量站管線長度進行劈分[5]。首先劈分出各井組產(chǎn)量（表1），然后劈分到單井。從表2中可以看出現(xiàn)場提供的生產(chǎn)數(shù)據(jù)各單井產(chǎn)量基本一致，基本屬于人為等量劈分，重新核實的產(chǎn)量更復(fù)合實際生產(chǎn)情況，原數(shù)據(jù)與重新核實的生產(chǎn)數(shù)據(jù)相比，誤差較大，誤差范圍在0.09%～158.46%之間。

表1 A001-1井區(qū)井組產(chǎn)量劈分結(jié)果Tab.1 Production split result of well groups in A001-1 Well Block

表2 A001-1井區(qū)單井產(chǎn)量劈分結(jié)果Tab.2 Single well production split result of A001-1 Well Block

4 應(yīng)用效果分析

通過對重新核實后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行分析取得了一些新認識，原來認為合川單井產(chǎn)能平面上分布比較散亂，沒有明顯的規(guī)律，基于新生產(chǎn)數(shù)據(jù)重新對氣井進行了動態(tài)分析及產(chǎn)能評價后，發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)井在平面上存在一定的分布規(guī)律，沿著斷裂發(fā)育的位置分布著高產(chǎn)井，隨著與斷裂距離的增大氣井的產(chǎn)能逐漸降低[6-7]（圖9）；并且基于新生產(chǎn)數(shù)據(jù)對氣井配產(chǎn)后，其配產(chǎn)結(jié)果對于氣井更加合理[8-9]，使得整合合川1區(qū)塊的產(chǎn)量在未鉆新井的情況下止跌回升[10]（圖10）。

圖9 合川氣田各類井分布平面圖Fig.9 Distribution plan of various wells in Hechuan Gas Field

圖10 合川氣田2019年生產(chǎn)曲線Fig.10 Prouduction curve of Hechuan Gas Field in 2019

5 結(jié)論

本文探討的基于多相流聯(lián)合計量的產(chǎn)量劈分方法，解決了傳統(tǒng)利用井組遞減規(guī)律進行產(chǎn)量劈分、利用產(chǎn)能方程等只針對產(chǎn)氣量進行單相產(chǎn)量劈分而沒有考慮多相流的問題。該方法與現(xiàn)場動態(tài)資料結(jié)合緊密，劈分結(jié)果符合度高，較好地解決了合川氣田油氣水三相同產(chǎn)、多井聯(lián)合計量，動態(tài)數(shù)據(jù)不準確的問題，給合川氣田的動態(tài)分析工作帶來了巨大轉(zhuǎn)機，可信度較高，可操作性較強，并在實際運用中取得了較好的效果。