駱仕洪 胡書勇 羅國(guó)仕 胡曉云 董海靜

(1.中國(guó)石化西南油氣分公司川東北采氣廠 2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)3.中國(guó)石油新疆油田公司采油二廠)

HB1區(qū)塊異常高壓氣藏氣井合理產(chǎn)量研究

駱仕洪1胡書勇2羅國(guó)仕1胡曉云3董海靜2

(1.中國(guó)石化西南油氣分公司川東北采氣廠 2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)3.中國(guó)石油新疆油田公司采油二廠)

HB1區(qū)塊氣藏屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖薄層氣藏。由于異常高壓氣藏的特殊性,氣井合理配產(chǎn)對(duì)氣藏高效開發(fā)具有十分重要的作用。針對(duì) HB1井的地質(zhì)特點(diǎn),利用前期研究成果,采用合理生產(chǎn)壓差法、氣井流入與流出曲線法、無(wú)阻流量法、試采分析法和數(shù)值模擬法等 5種方法對(duì) HB1合理產(chǎn)量進(jìn)行了研究。通過綜合分析認(rèn)為,HB1井在試采初期的合理產(chǎn)量是 48×104m3/d,如考慮在試采過程中壓力敏感性、氣藏壓力變化對(duì)異常高壓氣藏開發(fā)效果影響較大,則這一階段的合理產(chǎn)量應(yīng)為 30×104m3/d。按照這一思路與方法,確定了后續(xù)幾口氣井的合理產(chǎn)量。表 3參 4

異常高壓氣藏 通南巴構(gòu)造 合理產(chǎn)量

0 引言

異常高壓氣藏是一類特殊的氣藏,分布極廣,川中磨溪?dú)馓锛味獠?、塔里木克?2氣藏[1]等都是典型的異常高壓氣藏。由于異常高壓氣藏埋藏較深,儲(chǔ)集層致密,其滲透率和孔隙度一般較低,且非均質(zhì)性嚴(yán)重,因此開發(fā)具有許多難點(diǎn)和特殊性[2-4]。為了合理有效地開發(fā)該類油藏,需對(duì)其合理產(chǎn)量進(jìn)行研究,以期取得較好的開發(fā)效益。氣井保持在合理產(chǎn)量條件下生產(chǎn),不僅可以使氣井在較低的投入下獲得較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn),而且還可以使氣藏在合理的采氣速度下獲得較高的采收率,從而獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。因此,研究氣井的合理產(chǎn)量對(duì)高效開發(fā)氣藏具有十分重要的作用。

HB1井是四川盆地東北地區(qū)通南巴構(gòu)造 HB區(qū)塊的第一口預(yù)探井,主要試氣層位為飛仙關(guān)組三段,HB1井目前主要試氣層位為飛仙關(guān)組三段,具有“一深、一薄、三高、三低”的地質(zhì)特征,即儲(chǔ)層埋藏深 (約 5000m)、儲(chǔ)層有效厚度薄 (13.8m)、地層壓力高 (原始地層壓力 111.11MPa)、壓力系數(shù)高(2.28)、地層溫度高 (132℃)、孔隙度低 (5.0%)、滲透率低 (0.251mD)、儲(chǔ)量豐度低 (2.9×108m3/km2),屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖薄儲(chǔ)層氣藏＊。針對(duì) HB區(qū)塊異常高壓氣藏的地質(zhì)特點(diǎn)、開采難度大以及中國(guó)規(guī)模開發(fā)異常高壓氣藏的歷史短、無(wú)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可借鑒的狀況,迫切需要開展氣井合理產(chǎn)量研究,解決異常高壓氣井所面臨的技術(shù)難題,進(jìn)而推廣應(yīng)用。

1 HB1井試采動(dòng)態(tài)分析

HB1井于 2004年 12月完鉆,2005年 4月對(duì)飛仙關(guān)組三段進(jìn)行射孔試氣,獲得日產(chǎn)天然氣 29.6×104m3。2006年 12月,進(jìn)行清水壓裂后系統(tǒng)測(cè)試,日產(chǎn)天然氣 151.18×104m3、天然氣絕對(duì)無(wú)阻流量316.87 ×104m3。

目前 HB1井處于試采階段,由于初期配產(chǎn)過高,因此采取定產(chǎn)方式生產(chǎn),壓力下降快、產(chǎn)量遞減幅度大、彈性產(chǎn)率低,氣井無(wú)水采期短、無(wú)水采收率低;氣井見地層水后,日產(chǎn)水大幅度增加、水氣比上升快。采用修正壓降曲線、典型曲線法等多種方法計(jì)算,HB1井控制面積約為 4.01km2,泄流半徑約1100m,井控地質(zhì)儲(chǔ)量約 10.65 ×108m3。

2 氣井合理產(chǎn)量研究

目前,異常高壓氣藏氣井合理產(chǎn)量的研究方法主要有:生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析法、理論計(jì)算法和經(jīng)驗(yàn)法三大類。根據(jù)前期相關(guān)研究成果,依據(jù)合理利用地層能量和氣井流入流出動(dòng)態(tài)曲線研究方法得到 HB1井的合理生產(chǎn)壓差為 3.0MPa～4.0MPa。根據(jù)這些研究成果,具體采用以下 5種方法進(jìn)行合理產(chǎn)量研究:合理生產(chǎn)壓差法、氣井流入與流出曲線法、無(wú)阻流量法、試采分析法和數(shù)值模擬法。

2.1 合理生產(chǎn)壓差法

對(duì)異常高壓氣井而言,一旦確定了合理生產(chǎn)壓差,即可根據(jù)該井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算出相應(yīng)的合理產(chǎn)量,HB1井按其建立的產(chǎn)能方程及確定的合理生產(chǎn)壓差計(jì)算,試采初期的合理產(chǎn)量為 48.0×104m3/d,試采 5月后的合理產(chǎn)量為 33.0×104m3/d。

2.2 氣井流入、流出曲線法

《SY/T6108-1994碳酸鹽巖氣藏開發(fā)動(dòng)態(tài)分析技術(shù)規(guī)范》中推薦氣井合理產(chǎn)量的確定方法之一是:對(duì)有穩(wěn)定試井或修正等時(shí)試井資料的氣井,氣井流入、流出曲線的交點(diǎn)可作為氣井合理產(chǎn)量參考點(diǎn)。即選擇井筒底部作為分析點(diǎn),從地層流動(dòng)至該點(diǎn)稱為該點(diǎn)的流入,從該點(diǎn)到井口稱為流出。流入和流出曲線的交點(diǎn)就是氣井協(xié)調(diào)工作的合理產(chǎn)量。

據(jù) HB1井流入動(dòng)態(tài)曲線與油管動(dòng)態(tài)曲線可知,試采初期井口油壓為 90MPa的條件下,合理產(chǎn)量為48.05×104m3/d;試采 5月后、井口油壓為 85MPa時(shí)的合理產(chǎn)量為 33.03×104m3/d(表 1)。

表1 HB1井動(dòng)態(tài)曲線不同井口壓力的匹配流壓 (MPa)與產(chǎn)量 (×104m3/d)

2.3 無(wú)阻流量法

氣井絕對(duì)無(wú)阻流量是在井底回壓為大氣壓 (即Pwf=0.101325MPa)時(shí)計(jì)算出來(lái)的,所計(jì)算的最大產(chǎn)氣量并非是氣井可以采出的最大產(chǎn)氣量。氣井無(wú)阻流量與氣井設(shè)備因素?zé)o關(guān),它只反映氣井的潛能,是評(píng)價(jià)氣井好壞的重要參數(shù),氣田經(jīng)常根據(jù)氣井無(wú)阻流量的大小來(lái)確定氣井產(chǎn)量的高低,這種定產(chǎn)方法雖然沒有考慮氣井的穩(wěn)產(chǎn)年限,但卻十分簡(jiǎn)便。

有關(guān)研究認(rèn)為,在膠結(jié)好的砂巖和碳酸鹽巖儲(chǔ)層中,在邊水、底水不活躍的氣藏中,氣井合理產(chǎn)量可確定在 1/3無(wú)阻流量以上。但據(jù)四川氣田 57口氣井試井和生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì)分析,氣井臨界點(diǎn)產(chǎn)量為其絕對(duì)無(wú)阻流量的 15%～20%,與 1/3絕對(duì)無(wú)阻流量有較大的出入。

根據(jù)《SY/T6171-1995氣藏試采技術(shù)規(guī)范》[5],氣驅(qū)氣藏或地層水不活躍的氣藏,一般以氣井絕對(duì)無(wú)阻流量的 20%～25%配產(chǎn),最大不應(yīng)超過30%。氣水邊界附近的氣井或壓裂投產(chǎn)井,一般以氣井絕對(duì)無(wú)阻流量的 15%～20%進(jìn)行配產(chǎn)。

HB1井為壓裂投產(chǎn)井且投產(chǎn)不久就見水,按“低產(chǎn)高配、高產(chǎn)低配”的原則,HB1井試采初期的合理產(chǎn)量為 47.5×104m3/d,試采 5月后的合理產(chǎn)量為 28.9×104m3/d。

2.4 試采分析法

HB1井于 2007年 4月 16日投入試采,試采期間采用定產(chǎn)方式試采,由于壓力下降快,已進(jìn)行了 6次產(chǎn)量調(diào)整。其中有 5次因配產(chǎn)高,無(wú)力阻止壓力快速下降的趨勢(shì),只有第四階段 (即試采進(jìn)入第 5個(gè)月)把日產(chǎn)氣量由 35×104m3下調(diào)到 29×104m3左右時(shí),井口油壓和產(chǎn)氣量保持相對(duì)穩(wěn)定的情況下生產(chǎn)了一個(gè)多月,后因產(chǎn)能系統(tǒng)試井和壓力恢復(fù)測(cè)試而關(guān)井。第四階段有效生產(chǎn)時(shí)間 32d,井口油壓由 87.2MPa下降到 86.7MPa,階段壓降 0.5MPa,井口油壓下降率 0.0156MPa/d,單位井口油壓降采氣量達(dá)到 1876.9×104m3/MPa,為試采期單位壓降產(chǎn)量最高階段。

HB1井第四階段井口油壓下降率最低、單位井口油壓降采氣量最高的事實(shí)說明,HB1井試采進(jìn)入第 5個(gè)月時(shí),日配產(chǎn) 29×104m3/d是合理的。

然而,HB1井在壓力恢復(fù)曲線測(cè)試后,第五階段又將該井日產(chǎn)氣量由 29×104m3/d提高到 42×104m3/d。由于配產(chǎn)不合理,從而造成壓力大幅度下降,并導(dǎo)致邊 (底)水快速推進(jìn)、氣井大量見水,日產(chǎn)水量由 2.25m3上升到 10m3以上 (最高日產(chǎn)水量達(dá)118m3)。該階段井口油壓下降率 0.0982MPa/d(為第四階段的 6.3倍),單位井口油壓降采氣量 430.2×104m3/MPa(為第四階段的 22.9%)。

2.5 數(shù)值模擬法

在歷史擬合的基礎(chǔ)上,采用數(shù)值模擬法預(yù)測(cè)HB1井在 20×104m3/d～50×104m3/d條件下的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間為 3年～7年 (表 2)?？傮w上,當(dāng)氣井配產(chǎn)大于 30×104m3/d時(shí),穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間不足 5年;配產(chǎn) 20×104m3/d時(shí),穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間在 7年左右。因此,要穩(wěn)定生產(chǎn) 5年,HB1井的合理配產(chǎn)為 28.8×104m3/d。

表2 HB1井不同單井配產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期預(yù)測(cè)表 (數(shù)值模擬法)

HB1井在第四階段后的所測(cè)壓力恢復(fù)曲線解釋結(jié)果為:井筒儲(chǔ)集系數(shù)為 0.0127m3/MPa、儲(chǔ)能比ω=3.78×10-7、竄流系數(shù)λ=3.54×10-6,這些參數(shù)說明 HB1井儲(chǔ)層有一定的儲(chǔ)量,氣井有穩(wěn)產(chǎn)的條件,但儲(chǔ)層中基質(zhì)巖塊向裂縫供氣的能力較小,若要較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)定生產(chǎn),氣井的生產(chǎn)壓差不能定得太高、產(chǎn)量不能配得太大。由此可見,HB1井壓力恢復(fù)解釋的合理產(chǎn)量與該井試采分析結(jié)果是吻合的。

2.6 合理產(chǎn)量確定

在合理生產(chǎn)壓差研究的基礎(chǔ)上,綜合合理生產(chǎn)壓差法、氣井流入流出曲線法、無(wú)阻流量法、試采分析法和數(shù)值模擬法的研究結(jié)果 (表 3),確定 HB區(qū)塊 HB1井合理產(chǎn)量:投產(chǎn)初期為 48×104m3/d、試采過程中為 30×104m3/d(表 3)。

按照這一思路與方法,對(duì)后續(xù)投產(chǎn)的M101氣井的合理產(chǎn)量進(jìn)行了研究,確定 M101井合理產(chǎn)量為 17 ×104m3/d(表 3)。

表3 HB區(qū)塊氣井合理產(chǎn)量分析結(jié)果表 (×104m3/d)

3 結(jié)論與建議

通過氣井合理產(chǎn)量研究認(rèn)為,

(1)對(duì)于異常高壓氣藏,為準(zhǔn)確進(jìn)行氣井配產(chǎn),應(yīng)該結(jié)合氣藏地質(zhì)特點(diǎn)及相關(guān)研究成果,利用多種方法對(duì)氣井合理產(chǎn)量進(jìn)行研究。

(2)五種方法的研究結(jié)果認(rèn)為,HB1井在試采初期的合理產(chǎn)量為 48×104m3/d,如考慮試采過程中,由于壓力敏感性、氣藏壓力變化等對(duì)異常高壓氣藏開發(fā)效果影響較大,則這一階段的合理產(chǎn)量應(yīng)為30×104m3/d。該區(qū)域的 101井的合理產(chǎn)量也確定為 17×104m3/d。

(3)異常高壓氣井具有應(yīng)力敏感性較強(qiáng),氣井投產(chǎn)初期產(chǎn)能高、但隨壓力降低產(chǎn)能下降幅度大的特征,在生產(chǎn)過程中應(yīng)密切監(jiān)測(cè)生產(chǎn)動(dòng)態(tài),及時(shí)進(jìn)行產(chǎn)能測(cè)試評(píng)價(jià)、合理配產(chǎn),以獲得較好的開發(fā)效果。

1 高旺來(lái) .克拉 2異常高壓氣藏開采壓力變化對(duì)儲(chǔ)層物性的影響[J].特種油氣藏,2002,9(4):69-71.

2 楊勝來(lái)、涂中、張友彩,等 .異常高壓氣藏儲(chǔ)層孔隙度應(yīng)力敏感性及其對(duì)容積法儲(chǔ)量計(jì)算精度的影響——以磨溪?dú)馓锛味獠貫槔齕J].天然氣地球科學(xué),2007,18(1):137-140.

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REASONABLE PRODUCTION OF GAS WELLS IN ABNORMALHIGH-PRESSURE GAS RESERVO IR,HB1 BLOCK

LUO Shihong1,HU Shuyong2,LUO Guoshi1,HU Xiaoyun3andDONG Haijing2(1.Northeastern Si
chuan Gas Production Plant,Sinopec SouthwestOil&Gas Company;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University;3.No.2 Oil Production Plant,PetroChina Xinjiang Oilfield Company).

Gas reservoir in HB1 Block is a typically abnor mal high-pressure,low-porosity and permeability reservoirwhich is composed ofmarine carbonate thin layers.Because of abnormal high-pressure,an appropriate production proration of gaswell can play a very important role in development.Based on both geologic properties and previous research,a reasonable production has been studied using fivemethodsof reasonable drawdown pressure,gas-well inflow and outflow curve,open-flow capacity,production-test analysis and numerical simulation.Comprehensive analysis shows that the reasonable production ofHB1Well is48×104m3/d in the early stage ofproduction test.If the great effectsof two factors,pressure sensitivity and pressure change,on development result are taken into account,the production should be 30×104m3/d.Therefore,the reasonable production of some other gaswells can be also deter mined.

abnormal high-pressure gas reservoir,Tongnanba structure,reasonable production

＊中國(guó)石化西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院內(nèi)部報(bào)告《通南巴地區(qū) HB區(qū)塊初步開發(fā)方案》

駱仁洪,1974年生,重慶萬(wàn)州人,工程師。1997年 7月畢業(yè)于西南石油學(xué)院油工程專業(yè),目前主要從事油氣田開發(fā)工作。地址:(637402)四川省閬中七里開發(fā)區(qū)川東北采氣廠。電話:(0817)6300338,15882623505。

NATURALGAS EXPLORAT ION&DEVELOPMENT.v.33,no.2,pp.37-39,4/25/2010

(修改回稿日期 2009-10-14 編輯 文敏)