張宇，鐘海全，李永臣，郭春秋，史海東

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；3.中國石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

底水氣藏大斜度井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

張宇1，鐘海全2，李永臣3，郭春秋4，史海東4

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；3.中國石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

大斜度井開發(fā)底水氣藏遇到的最大問題就是底水錐進(jìn)。以數(shù)值模擬技術(shù)為手段，建立底水氣藏大斜度井地質(zhì)概念模型。區(qū)別于常規(guī)單參數(shù)局部優(yōu)化，采用極差法分析大斜度井開發(fā)底水氣藏時復(fù)合參數(shù)的交互影響，從而能夠又快又準(zhǔn)地得出更合理的全局最優(yōu)結(jié)果。同時，為準(zhǔn)確模擬開采特征，利用多段井模擬技術(shù)并考慮氣藏滲流與井筒流體流動的耦合及摩阻的影響，采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見水時間，使得指標(biāo)優(yōu)化更加合理可靠。結(jié)果表明，斜井段趾端避水高度對見水時間及無水采出程度均產(chǎn)生影響，而斜井段長度和生產(chǎn)壓差則對預(yù)測期末采出程度起主要作用。該項(xiàng)研究對底水氣藏大斜度井的高效開發(fā)具有一定的指導(dǎo)作用。

底水氣藏；大斜度井；多段井；示蹤劑；全局最優(yōu)

0　引言

土庫曼斯坦阿姆河右岸地區(qū)沉積微相類型豐富，儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，其物性變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)［1］，底水活躍程度不同，氣藏在開發(fā)過程中會逐漸水淹［2］，如何延長該地區(qū)氣井的無水生產(chǎn)周期及提高氣藏的采收率是開發(fā)此類氣藏的關(guān)鍵。水平井/大斜度井開發(fā)能夠有效地控制底水錐進(jìn)，因此，其最優(yōu)避水高度、合理井筒長度及合理產(chǎn)量（生產(chǎn)壓差）便成為高效開發(fā)的關(guān)鍵因素［3］。目前，國內(nèi)外學(xué)者多針對水平井開發(fā)底水油氣藏的相關(guān)問題進(jìn)行研究［4-6］，而對大斜度井開發(fā)效果的優(yōu)化分析相對較少，且多為單參數(shù)的分析。陳海龍等［7］將油藏滲流與水平井段中流體流動進(jìn)行耦合，得出水平井最優(yōu)長度的數(shù)學(xué)模型；吳克柳等［8］采用等值滲流阻力法，并結(jié)合底水驅(qū)動垂向臨界速度變化，推導(dǎo)了底水氣藏開發(fā)的臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算模型；范子菲等［9］針對長方體砂巖氣藏中的水平井，考慮氣體非達(dá)西流動和氣層各向異性，建立了水平井長度優(yōu)化的數(shù)學(xué)模型；符奇等［10］研究臨界產(chǎn)量垂向位置的變化規(guī)律，提出了底水油藏水平段合理位置的計(jì)算方法；王濤等［11］采用響應(yīng)曲面法研究在不同因素下對水平井見水特征參數(shù)b值的影響，得出各因素對水平井含水變化的影響規(guī)律。

筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，研究斜井段長度、斜井段趾端避水高度及合理產(chǎn)量的綜合作用對大斜度井開發(fā)底水氣藏的影響，區(qū)別于常規(guī)單參數(shù)指標(biāo)局部優(yōu)化，采用正交設(shè)計(jì)極差分析法［12］對總體情況進(jìn)行全局優(yōu)化，又快又準(zhǔn)地得出更具合理性的全局最優(yōu)結(jié)果。同時，為準(zhǔn)確模擬大斜度井的開采特征，斜井的建立采用多段井模型，將氣藏滲流與井筒流體流動進(jìn)行耦合并考慮摩阻，提出采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見水時間，使得開發(fā)結(jié)果更加符合實(shí)際情況，為大斜度井的低成本高效開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1　大斜度井模型的建立

以阿姆河右岸地區(qū)氣藏儲層物性參數(shù)為基礎(chǔ)，建立三維模型。氣藏頂面埋深為2 792m，有效厚度為150m，原始地層壓力為56.88MPa，孔隙度為7.2%，水平滲透率為0.7mD，垂向與水平滲透率比值為0.01，含氣飽和度為0.65，地層溫度為120℃，地層水密度為1.065 g/cm3，氣密度為0.77×10-3g/cm3，地層水黏度為0.45mPa·s。

模型采用笛卡爾網(wǎng)格系統(tǒng)，I方向兩端網(wǎng)格步長為300m，中間網(wǎng)格步長為100m，J方向網(wǎng)格步長為200m，K方向網(wǎng)格步長為5m，總共31層，模型總網(wǎng)格數(shù)為19×7×31=4 123。在氣藏底部采用Fetchovich水體模擬底水，中部布置大斜度井，井斜角為80°。同時，為判斷模型壓降參數(shù)設(shè)置是否正確，對研究區(qū)大斜度井進(jìn)行實(shí)際測壓資料歷史擬合，即選擇該井處于穩(wěn)定生產(chǎn)期的測壓數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，其誤差小于5%，吻合效果較好。

2　單參數(shù)對大斜度井開發(fā)效果的影響

為準(zhǔn)確分析各參數(shù)對底水氣藏水淹規(guī)律及采出程度的影響，利用數(shù)值模擬多段井模型研究了井筒內(nèi)的能量損失［13］。井筒直徑為89mm，示蹤劑質(zhì)量濃度為1.0mg/L，采用示蹤劑追蹤精確模擬底水見水時間。

多段井模型將井筒劈分為多個段，每段拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)保持原井軌跡，且擁有獨(dú)立的壓力、流體密度和相速度（圖1）。考慮井筒內(nèi)的能量損失，包括摩擦阻力損失、加速度損失及水靜力學(xué)壓降損失，進(jìn)而可對井筒內(nèi)的流體進(jìn)行詳細(xì)描述。采用上述模型以某一測試產(chǎn)量模擬生產(chǎn)，通過對每個射孔網(wǎng)格流壓和流量的統(tǒng)計(jì)，可定量描述大斜度井不同長度的壓力變化和氣量差異（圖2）。

圖1　大斜度井多段井模型Fig.1 Themulti-segmentmodelofhighly deviated well

圖2　大斜度井井筒壓力和流量分布Fig.2 Thewellbore pressure and flow distribution of highly deviated well

對于底水氣藏而言，若開發(fā)過程中底水逐漸上升，氣井避水高度和產(chǎn)量設(shè)計(jì)不合理，將導(dǎo)致過早見水，進(jìn)而降低無水采出程度。目前，氣藏底水錐進(jìn)研究中，見水時間通常采用經(jīng)驗(yàn)公式法或利用含水率來間接確定，這樣會存在一定的誤差。因此，筆者提出利用示蹤劑追蹤的方法來確定氣井產(chǎn)出底水的準(zhǔn)確時間，在底水中加入不同的示蹤劑，通過模擬判斷氣井產(chǎn)水的來源，進(jìn)而確定底水錐進(jìn)的時間，為相關(guān)指標(biāo)的優(yōu)化提供依據(jù)。

2.1大斜度井的斜井段長度

為對比不同斜井段長度對底水氣藏水淹規(guī)律的影響，模擬研究大斜度井的斜井段長度分別為200m，400m，600m和800m，斜井趾端避水高度為60m，生產(chǎn)制度為穩(wěn)定生產(chǎn)（55萬m3/d）情況下的水淹規(guī)律及開發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果（圖3）表明：隨著斜井井段長度的增加，見水時間和無水采出程度均隨之增加，但增幅逐漸減?。蹐D3（a）］，預(yù)測期末采出程度也逐漸增大［圖3（b）］；當(dāng)長度超過600m后，增長速度放緩，受長度增加的影響變?nèi)酢?/p>

圖3　斜井段長度對開發(fā)指標(biāo)的影響Fig.3 The effectof the length of deviated segmenton development indexes

2.2斜井段趾端避水高度

為對比不同斜井段避水高度對底水氣藏水淹規(guī)律的影響，模擬研究大斜度井的趾端避水高度分別為30m，40m，50m和60m，斜井段長度為600m，生產(chǎn)制度為穩(wěn)定生產(chǎn)（55萬m3/d）情況下的水淹規(guī)律及開發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果（圖4）表明：隨著斜井井段避水高度的增加，見水時間和無水采出程度均隨之增加，且增幅逐漸變大［圖4（a）］，預(yù)測期末采出程度逐漸減?。蹐D4（b）］；當(dāng)斜井段避水高度超過40m時，對采出程度的影響變大。

圖4　斜井段避水高度對開發(fā)指標(biāo)的影響Fig.4 The effectof the inclined section height to avoid water on development indexes

3　復(fù)合參數(shù)對大斜度井開發(fā)效果影響

單參數(shù)對大斜度井開發(fā)效果的影響在油氣田開發(fā)方案優(yōu)化中常常被采用，該方法通過固定部分參數(shù)，逐個對其余參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，當(dāng)參數(shù)之間沒有交互作用時，得出的結(jié)論是正確的。在實(shí)際生產(chǎn)中，不同參數(shù)的取值互相影響，即開發(fā)指標(biāo)之間存在交互作用［14］。因此，采用多次單參數(shù)優(yōu)化往往只能得到局部最優(yōu)結(jié)果。復(fù)合參數(shù)對大斜度井開發(fā)效果的影響是指斜井段長度、斜井段趾端避水高度和合理產(chǎn)量的綜合作用。若對各參數(shù)不同水平組合進(jìn)行模擬，全面實(shí)驗(yàn)則需要模擬較多方案，雖然能得到全局最優(yōu)結(jié)果，但在網(wǎng)格精細(xì)劃分或者參數(shù)較多的情況下，將會耗費(fèi)大量的機(jī)時，甚至難以實(shí)現(xiàn)。為此提出將正交設(shè)計(jì)極差分析法與數(shù)值模擬方案相結(jié)合，根據(jù)正交準(zhǔn)則挑選典型代表點(diǎn)（表1），并設(shè)計(jì)正交表，以提高方案的合理性，減少工作量。

表1　正交設(shè)計(jì)L16（45）Table 1 Orthogonaldesign table L16（45）

針對阿姆河右岸地區(qū)氣藏的實(shí)際情況，采用正交設(shè)計(jì)表L16（45）對復(fù)合參數(shù)進(jìn)行分析。其中，斜井段長度與斜井段趾端避水高度設(shè)計(jì)為4個水平，設(shè)計(jì)合理產(chǎn)量也為4個水平，分別為45萬m3/d，50萬m3/d，55萬m3/d和60萬m/d3，以見水時間、無水采出程度和預(yù)測期末采出程度為優(yōu)選指標(biāo)。相比全面實(shí)驗(yàn)方案64個（43），正交方案縮減至16個，大大減少了工作量，且能準(zhǔn)確地找到最優(yōu)結(jié)果。

對16個方案進(jìn)行模擬計(jì)算，考慮斜井段長度和避水高度的交互作用，采用正交設(shè)計(jì)極差法分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2）。斜井段避水高度對見水時間和無水采出程度的影響較大，斜井段長度的影響次之，而合理產(chǎn)量和斜井段長度對預(yù)測期末采出程度的影響較大，斜井段長度與避水高度的交互作用對指標(biāo)的影響較小。

表2　復(fù)合參數(shù)三指標(biāo)正交設(shè)計(jì)Table 2 The orthogonaldesign of com pound parameterson three indexes

根據(jù)極差最大原則，在底水氣藏開發(fā)過程中，若從見水時間和無水采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預(yù)測期末采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理產(chǎn)量和斜井段長度。綜合考慮3個優(yōu)選指標(biāo)以及完鉆井等因素，優(yōu)化后3個參數(shù)的取值分別為：斜井段長度為600m，斜井段趾端避水高度為60m，合理產(chǎn)量為55萬m3/d。與常規(guī)單參數(shù)指標(biāo)優(yōu)化結(jié)果相比，正交設(shè)計(jì)結(jié)果考慮了3個參數(shù)交互對指標(biāo)的影響，同時綜合考慮了不同指標(biāo)（3個指標(biāo)）的動態(tài)均衡，使得油氣田開發(fā)方案的優(yōu)選更加合理化，達(dá)到了全局最優(yōu)的效果。

4　結(jié)論

（1）多段井描述技術(shù)將井筒劈分為多個段，每段拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)保持原井軌跡，可實(shí)現(xiàn)對大斜度井井筒損失的模擬，以及準(zhǔn)確表征斜井段上的壓力變化和氣量差異?？拷仓憾耍瑝毫ο鄬^高，靠近跟端壓降變化較大。

（2）在實(shí)際生產(chǎn)中，各參數(shù)對開發(fā)效果的影響往往是綜合作用的結(jié)果，極差分析法可作為優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)的輔助手段，實(shí)現(xiàn)開發(fā)指標(biāo)的全局最優(yōu)。

（3）在底水氣藏開發(fā)過程中，若要延緩見水時間，提高無水期采出程度，應(yīng)優(yōu)先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預(yù)測期末采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理的產(chǎn)量和斜井段長度。

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（本文編輯：楊琦）

Optim ization of developmentof highly deviated well in gas reservoir w ith bottom water

ZHANG Yu1，ZHONGHaiquan2，LIYongchen3，GUOChunqiu4，SHIHaidong4
（1.No.1Oil Production Plant，PetroChina DaqingOilfield Company Ltd.，Daqing 163152，Heilongjiang，China；2.State Key Laboratory ofOiland Gas ReservoirGeology and Exploitation，SouthwestPetroleum University，Chengdu 610500，China；3.Xinzhou Branch，PetroChina Coalbed Methane Co.Ltd.，Baode036603，Shanxi，China；4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Beijing 100083，China）

Themostimportantmatteron thedevelopmentofhighly deviatedwellin gas reservoirwith bottomwater iswater coning.A basicmodelofhighlydeviatedwellin gas reservoirwith bottom waterwasestablished bymeansofnumerical simulationmethods.Applyingorthogonaldesignmethod toanalyze the interaction ofcompound parametersduringhighly deviatedwelldeveloping thegas reservoirwith bottom watercan quicklyand accurately obtain amore reasonable holistic optimization resultdifferent from the conventional localoptimizationwith single parameter.Meanwhile，for the sakeof accurate simulatingofdevelopment features，usedmulti-segmentwellmodel to consider theeffectof the friction and flow couplingbetween formation andwellbore，and applied tracers toaccurately simulatewaterbreakthrough timeofbottom water，whichmake the indexoptimizationmore reasonableand reliable.The resultshowsthattheheightofwateravoidance at the toe of deviated segmentcan affectwater breakthrough time and water-free recovery percentobviously，and the lengthofdeviated segmentand producingpressuredrop playamajor roleon the recoverypercentin the finalprediction. Thisstudyhasimportance inguidingefficientdevelopmentofhighlydeviatedwellin gasreservoirwith bottomwater.

gas reservoirwith bottom water；highly deviatedwell；multi-segmentwell；tracer；holistic optimization

TE355

A

1673-8926（2015）02-0114-05

2013-10-10；

2014-01-20

國家示范工程項(xiàng)目“阿姆河右岸天然氣項(xiàng)目中區(qū)勘探開發(fā)一體化示范工程”（編號：2011ZX-05059）資助

張宇（1988-），男，碩士，主要從事油氣田開發(fā)工作。地址：（163152）黑龍江省大慶市讓胡路區(qū)第一采油廠。E-mail：swpu_zy@163.com。