張 云

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

水平井在凝析氣藏開發(fā)中的適應性分析

張 云

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

張云.水平井在凝析氣藏開發(fā)中的適應性分析.天然氣工業(yè),2010,30(8):38-41.

對水平井開發(fā)凝析氣藏中的儲層特征、儲層非均質性、凝析油含量及地露壓差的適應性分析,以及數(shù)值模擬的結果表明:水平井通過改變油氣藏中的流動條件,能實現(xiàn)小壓差下的大流量生產,降低邊底水錐進的速度,較小的生產壓差,可以延緩儲層反凝析,從而使儲層包含更多的重組分,減緩了儲層氣田露點的升高,有利于提高凝析油采收率,有效地抑制了反凝析;水平井單井控制儲量大,較長的水平段增加了井筒與儲層接觸面積,從而增加油氣井的產量,提高凝析油和凝析氣的采收率。對比分析某凝析氣藏水平井與直井的開發(fā)效果,在氣藏總體非均質性不強的情況下,2口水平井的應用效果較好,平均日產氣量大幅提高,表明水平井在凝析氣藏開發(fā)中具有很大的潛力。

凝析油氣田 水平井 開發(fā) 反凝析 采收率 適應性

目前在油氣田開發(fā)中應用較廣的復雜結構井主要有水平井、蛇曲井、大位移井、叢式井、多分支井和階梯式井等井型。其中多分支井從井眼軌跡又可劃分為:棧式分支水平井、音叉式分支水平井、鷗翅式分支水平井、魚骨式分支水平井等10種類型。

復雜結構井具有比直井更長的完井層段,能夠產生較大的泄油區(qū),可以改造斷塊型油氣藏的連通性,能夠有效抑制有底水或氣頂?shù)乃F或氣錐,具有水力造縫所不能達到的合理定向控制和長度控制的優(yōu)勢。復雜結構井實質上并沒有改變油氣滲流機理,氣藏流體所遵循的滲流方程與直井一樣,只是流體流入條件發(fā)生了變化,由此改變了流場。復雜結構井本身不能提供任何輔助能量以助開采,但它可以提高能量利用率[1-5]。

1 水平井開發(fā)凝析氣藏的適應性分析

1.1 水平井適應的儲層特征

1.1.1 單因素的影響

1.1.1.1 氣層的有效厚度

一般認為氣層有效厚度應大于6m。由于中靶后在油氣層中鉆進有一定的上下波動幅度,水平段井眼軌跡將很難控制在油氣層之內,給鉆井帶來困難,另外,厚度小于6m的河流相沉積砂體,容易尖滅。

1.1.1.2 氣層各向異性系數(shù)(β)

1.1.1.3 氣層滲透率

根據Joshi物理模型和國內外水平井開發(fā)經驗表明,氣層滲透率小于0.2mD效果不顯著,鉆水平井無意義。特低滲透儲層不適合鉆水平井,而應采用直井壓裂方式開發(fā)。

1.1.1.4 供氣面積

供氣面積較大,目的層分布穩(wěn)定,確保有一定的可采儲量。水平井開發(fā)的實例統(tǒng)計表明,水平井區(qū)單井供氣面積大于2.0km2,單井可采儲量不小于1.0×108m3。

1.1.2 組合因素的影響

對于水平井,既要關注儲層各向異性,又要關注儲層厚度,如果儲層各向異性程度高、厚度大,水平井增產效果就不明顯,采用直井開發(fā)比采用水平井開發(fā)效果會更好。該參數(shù)一是限制油氣層厚度不能太大(一般小于50m)。S.D.Joshi研究表明,油氣層厚度大于61m后,水平井與直井的產能指數(shù)比急劇變小;二是要求垂直滲透率不能太小。主要的目的是保證水平井的增產效果。

1.1.2.2 地層系數(shù)(K·h)大于20mD·m

該參數(shù)要求儲層滲透率不能太小(一般應大于1mD),對比實驗表明儲層滲透率小于1mD時,水平井增油效果僅與壓裂直井相當。

1.2 非均質性對水平井開發(fā)凝析氣藏的適應性

儲層各向異性是影響油氣藏滲流的重要因素,對于直井一般認為其滲透率即有效滲透率就是地層的水平方向的滲透率,但是對于水平井而言,其有效滲透率則認為是水平滲透率和垂直滲透率的函數(shù),即水平滲透率和垂直滲透率都影響其產量。

通過對水平井擬三維產能方程進行離散得出了不同各向異性系數(shù)(水平滲透率與垂向滲透率比值的開方)下,水平井長度和米采油指數(shù)的關系。

圖1中最上面一條曲線代表垂向滲透率等于水平滲透率的均質油藏。顯示了由于垂向滲透率的下降而造成的油井產能大幅下降。從圖1中可以看到,垂向滲透率越好水平井產量越高。如果必須在低滲透儲層鉆水平井,則應當通過水力壓裂來改造儲層的垂向滲透性。

圖1 儲層各向異性對水平井產能的影響圖

水平井垂向滲透率對產能的影響是非常顯著的,一般情況下,當油層厚度增大時,垂向滲透率影響就越嚴重,這與垂直井的生產情況是不相同的。對水平井來說,垂向滲透率減小會引起垂向流動阻力的增加和產量的下降,相反,如果垂向滲透率大于水平滲透率,則意味著垂向流動阻力減小,產量增大。

由于垂向和水平井滲透率不同造成的各向異性也在一定程度上反映了滲透率的非均質。劉月田教授等人研究發(fā)現(xiàn):井筒與最大滲透率方向的夾角越大及地層的各向異性越強,水平井的控制儲量和產能越大。水平井筒與最大滲透率方向垂直時,水平井產量最大。水平井產量隨水平滲透率與垂直滲透率比值的增大而增大。所以,滲透率各向異性比較大的油氣藏更適宜利用水平井來開采。

對于凝析氣藏,由于泄油面積的增大,水平井可能產出更多的氣和凝析油,但也可能由于儲層巨厚而且垂向滲透率較低,導致氣和凝析油的產量較低。

根據現(xiàn)代油藏工程計算,某凝析氣藏水平井和直井采氣量比值隨 Kv/Kh值和水平段長度的變化而變化(圖2)。當 Kv/Kh值為0.2、0.5和水平段長度為500m的條件下,水平井和直井產氣量比值分別為3.6和4.2。由此可見滲透率非均質影響水平井的增產效果。

圖2 水平井和直井產氣量比值隨 Kv/Kh和水平段長度變化圖

1.3 凝析油含量對水平井開發(fā)凝析氣藏的適應性

建立一個長4000m、寬2000m的氣藏理想數(shù)值模型。該模型縱向分8個小層,平面上 X方向均勻地劃分為40個網格,Y方向劃分為20個網格,網格步長為100m×100m,總網格數(shù)為40×20×8=6400。

采用某氣藏地質模型,流體參數(shù)和相滲曲線采用XJ4井的數(shù)據。在綜合考慮氣藏廢棄壓力和含水率的情況下,以2.5%的采氣速度進行開采,從2000年模擬到氣藏達到廢棄的時間。在高凝析油含量(574g/m3, XJ4井流體)和低凝析油含量(250.99g/m3,XJ5井井流體)兩種情況下,對比水平井和直井開發(fā)凝析油累計產量、氣油比以及地層壓力的保持情況(圖3～5)。

1.3.1 不同凝析油含量下水平井和直井開發(fā)凝析氣藏開發(fā)效果

從圖3中可以看出:

1)無論是高凝油地層,還是低凝油地層,水平井的氣油比都比直井的氣油比低,這說明用水平井開發(fā)凝析氣藏可以減少凝析油損失,提高了凝析油采收率。

2)利用水平井開發(fā)可以延長氣藏廢棄的時間,對于高凝油地層,大約5a,而低凝油氣藏僅可以延長2～3a。

圖3 不同凝析油含量下水平井和直井開發(fā)凝析氣藏開發(fā)效果對比圖

圖4 不同凝析油含量下的直井和水平井凝析油累計產出量圖

圖5 不同凝析油含量下的直井和水平井地層壓力保持情況圖

3)高凝油氣藏,利用水平井開發(fā)減少的凝析油量大于低凝油氣藏(兩條線之間的間隔)。

4)由于氣井定產氣量生產,在高于露點壓力時,地層中沒有凝析液析出,因此氣油比保持為穩(wěn)定的值。在井口分離時,低凝析油含量的氣井析出的凝析油含量少,因而氣油比比高凝析油含量氣井的氣油比大。壓力低于露點壓力,地層中開始有凝析油析出,氣油比開始上升。

1.3.2 不同凝析油含量下的直井和水平井凝析油累計產出量

從圖4中可以看出:

1)高凝析油含量的氣藏凝析油的累計產出量高于低凝析油含量氣藏。這是因為:雖然高凝析氣藏的凝析油損失較大,但畢竟其重組分含量高,因而會產出更多的凝析油,但是因為更加嚴重的反凝析可能會導致其凝析油的采出程度低于低凝油氣藏。

2)無論是高凝油氣藏還是低凝油氣藏,用水平井開發(fā)的累計凝析油產量會大于直井產出的凝析油量。

3)對于高凝油氣藏,水平井提高凝析油累計產量程度大于低凝油,也就是說反凝析嚴重的氣藏更加適合水平井開發(fā)。水平井具有更大的泄油面積,產出同樣的量所需的生產壓差遠小于直井,因而會抑制反凝析現(xiàn)象的發(fā)生。

1.3.3 不同凝析油含量下的直井和水平井開發(fā)地層壓力保持情況

從圖5中可以看出:

1)高凝析油含量的氣藏地層壓力下降較快,低凝析油含量的氣藏地層壓力保持情況良好。

2)采用水平井開發(fā)時,地層壓力下降較慢,提高了地層能量的利用率。

3)對于高凝析油含量的氣藏,水平井與直井對比,地層壓力降低更加緩慢,因而開發(fā)效果更好。

1.4 水平井與直井開發(fā)邊底水油氣藏效果對比

對于同一個邊底水油藏,采用不同的井型邊底水推進的速度是不一樣的。對于強底水情況,模擬了圓形地層中心1口直井或1口水平井的開采情況,其采出程度與含水率關系曲線見圖6。從圖中可以看出,水平井的無水開采期比直井的無水開采期長得多,水平井的采出程度也比直井高。因此同等情況下,水平井的開發(fā)效果要好于直井的開發(fā)效果。

圖6 不同井型條件下采出程度與含水率關系曲線圖

2 凝析氣藏水平井開發(fā)實例

NX1H、NX2H水平井位于氣藏的中部,水平井段長度為530m。凝析油含量189.7g/m3,最大反凝析液量為3.49%,為中含凝析油凝析氣藏。2口水平井生產穩(wěn)定,產能較高,位于構造高部,含水低。

NX1H水平井自2005年10月28日開始生產,到2009年2月28日已生產3年多時間,累計產油10.87×104t,累計產氣5.36×108m3,累計產水2264.6t,綜合氣油比5000m3/t,綜合含水率2.04%。截至2009年2月底,油壓33MPa,產氣50×104m3/d,產油100t/d,產水2.5t/d。PVT分析數(shù)據見表1。

表1 NX1H井PVT分析研究成果數(shù)據表

NX2H井自投產以來日產氣量和日產油量總體較高,氣油比穩(wěn)定。截至2009年2月底,油壓34MPa,產氣50×104m3/d,產油105t/d,產水2.5t/d,平均氣油比4900m3/t。自2005年8月6日投產到2009年2月28日,累計產氣5.82×108m3,累計產油11.66×104t,累計產水2405.4t,總體生產狀況穩(wěn)定。PV T分析數(shù)據見表2。

表2 NX2H井PVT分析研究成果數(shù)據表

與同一區(qū)塊的直井對比,水平井提高了天然氣和凝析油的產量。例如,NX3井比NX1H提前4a生產,才累計產氣4.9×108m3,累計產水2595.9t,累計產油10.96×104t。水平井氣油比的變化平穩(wěn),凝析油含量基本上維持在200g/mL左右;而直井氣油比、凝析油含量變化幅度大,凝析油含量在170～300g/mL范圍內變化。

3 結論

1)在凝析氣藏開發(fā)中,當反凝析液產生時,儲層輕烴增多,使得儲層氣體露點壓力增加,進一步減少了地露壓差,進而影響開發(fā)效果。

2)水平井可以在較小壓差下生產。小壓差可以縮短反凝析區(qū)半徑,減少反凝析液量,使得相應氣相滲透率減少緩慢。在氣藏開發(fā)早中期,有利于提高產能。在氣藏開發(fā)晚期,對應一定的廢棄產量,有利于降低儲層廢棄壓力,從而提高氣藏采收率。同時,較小的生產壓差,可以延緩儲層反凝析,從而使儲層包含更多的重組分,減緩了儲層氣田露點的升高,有利于提高凝析油采收率。

3)對于同一邊底水油藏,水平井開發(fā)效果好于直井。

4)某凝析氣藏總體非均質性不強,其中2口水平井的應用效果較好,產氣量分別為50×104m3/d和49×104m3/d,這說明在邊水凝析氣藏中可以采用水平井開發(fā),取得較好的生產效果。

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(修改回稿日期 2010-06-17 編輯 韓曉渝)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.08.010

Zhang Yun,engineer,was born in1977.She holds an M.Sc.degree,being engaged in studies of oil and gas field development.

Add:Tabei Post Office,Kuqa,Xinjiang842015,P.R.China

Tel:+86-997-7989093 E-mail:tzhangyun_yys@163.com

Adaptability analysis of horizontal wells in gas condensate reservoirs

Zhang Yun
(Yakela Gas Production Plant,Sinopec Northwest B ranch Company,Kuqa,Xinjiang842015,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE8,pp.38-41,8/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)

In this paper,an adaptability analysis is made on the geologic features,reservoir heterogeneity,content of the condensate, and the difference between the formation and the dew point pressure during the development of condensate gas reservoirs in horizontal wells.Together with the numerical simulations,it is shown that the horizontal wells can achieve a large oil and gas flow production under the circumstances of small pressure differences by changing the flow conditions in the oil/gas reservoirs.Moreover,it can decrease the coning rate of the edge and bottom water,and retrograde condensation can be deferred in the reservoir.As a result,more heavy constituents are included in the reservoir,the hoist of the dew point is postponed,the recovery rate of the condensate oil is increased and the retrograde condensation is restrained effectively.The single well controlled reserves is large in the horizontal wells and the relatively longer horizontal part increases the contact area between the wellbore and the reservoir,which increases the production of the oil/gas wells and improves the recovery rates of condensate oil and condensate gas.The comparison of the development effects between a horizontal and a vertical well in a reservoir shows that the application of the two horizontal wells will achieve good results if the reservoir heterogeneity is not very strong on the whole.Daily average gas production is greatly improved under the circumstance of the slight heterogeneity in the reservoir.All these indicate that the horizontal wells are with high production potentials during the development of condensate gas reservoirs.

gas condensate,horizontal wells,development,retrograde condensation,recovery,adaptability

book=38,ebook=618

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.08.010

張云,女,1977年生,工程師,碩士;主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址:(842015)新疆維吾爾自治區(qū)庫車塔北郵電所中國石化西北分公司雅克拉采氣廠。電話:(0997)7989093。E-mail:tzhangyun_yys@163.com