張海波 黃有根 陳紅飛 楊海飛 劉 倩 劉姣姣

1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室3.中國石油長慶油田公司長北作業(yè)分公司

蘇里格氣田南區(qū)（以下簡稱蘇南）隸屬于蘇里格氣田，屬于典型的“三低”即低孔、低滲、低豐度氣田[1-3]，區(qū)內(nèi)發(fā)育上古生界、下古生界兩套含氣層系。上古生界氣藏主要發(fā)育盒8、山1+2砂巖氣藏，目前氣藏具有單井產(chǎn)量低，動用程度差，低產(chǎn)間歇氣井井數(shù)逐年增多等特點[4]，氣藏穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻。合理的間歇生產(chǎn)制度能夠有效提高氣井采收率[5]。吳曉東等[6]應用模糊優(yōu)選方法確定間歇生產(chǎn)期的合理工作制度。鄧雄等[7]建立了低滲產(chǎn)水氣井間歇開采理論方法與模型，確定合理的開關(guān)井制度，確保低滲低產(chǎn)氣井的合理開采和科學管理。蘇里格南區(qū)上古生界氣藏（以下簡稱蘇南上古氣藏）目前生產(chǎn)中大量井采用間歇開采的生產(chǎn)方式，而目前的研究，尚不能有效指導間歇開采精細管理制度的制定。為此，針對蘇南上古氣藏氣井的實際情況，分類建立氣井間歇開采制度數(shù)值模型，優(yōu)化氣井間歇生產(chǎn)制度，為氣井的精細管理提供指導，為氣田的穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支持，并為低產(chǎn)間歇采氣井的合理開關(guān)井制度研究提供新的思路。

1 儲層及人工壓裂縫參數(shù)確定方法

建立單井數(shù)值模型一般需要網(wǎng)格物性參數(shù)、流體參數(shù)、相滲數(shù)據(jù)、氣井原始地層壓力、飽和度參數(shù)、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)等。靜態(tài)參數(shù)通過研究區(qū)地質(zhì)認識成果，結(jié)合試井解釋成果來確定。

由于蘇南上古氣藏缺少不穩(wěn)定測試資料，無法通過試井解釋手段獲取準確的地層信息。文中基于氣井長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)，在解釋過程中用“流量重整壓力”代替井底流壓進行分析，得到裂縫半長、導流能力和儲層有效滲透率等。通過變換可以得到與試井分析形態(tài)相似的重整壓力和壓力導數(shù)曲線[8]。

將流量重整擬壓力、擬壓力對應的導數(shù)，與物質(zhì)平衡時間的關(guān)系繪制在雙對數(shù)坐標圖中，利用試井分析理論對其進行分析。

計算流量重整壓力需要采集流量和流壓數(shù)據(jù)，其定義為：

式中RNP表示流量重整壓力，104MPa·d/m3；Δp表示生產(chǎn)壓差，MPa；pi表示原始地層壓力，MPa；pwf表示井底流壓，MPa；q表示天然氣產(chǎn)量，103m3/d。

式（1）中氣體壓力采用擬壓力形式表示，得到流量重整擬壓力表達式為：

式中RNm(P)表示流量重整擬壓力，10－4MPa2·d/[m3·(mPa·s)]；Δm(p)、m(pi)、m(pwf)表示擬生產(chǎn)壓差、原始地層擬壓力、井底擬壓力，MPa2、(mPa·s)。

引入物質(zhì)平衡擬時間[9]，其定義為：

式中te表示物質(zhì)平衡擬時間，d；μi、μ表示原始地層壓力下的天然氣黏度、天然氣黏度，mPa·s；(Cg)i、Cg表示原始地層壓力下的天然氣壓縮系數(shù)、天然氣壓縮系數(shù)，MPa－1；q(t)表示天然氣產(chǎn)量，104m3/d。

將重整擬壓力對物質(zhì)平衡擬時間的自然對數(shù)求導：

儲層參數(shù)及人工壓裂縫參數(shù)確定步驟：

1）根據(jù)測井解釋結(jié)果，輸入初始儲層孔、滲參數(shù)；

2）調(diào)整儲層及裂縫參數(shù)，擬合流量重整壓力數(shù)據(jù)；

3）結(jié)合同區(qū)塊已知數(shù)據(jù)，綜合分析氣井儲層和人工壓裂縫參數(shù)的合理性。

2 間歇生產(chǎn)氣井數(shù)值模型建立

依據(jù)蘇南上古氣藏氣井的實際生產(chǎn)動態(tài)資料，統(tǒng)計間歇生產(chǎn)下滲透率和地層壓力的變化規(guī)律，以此為基礎建立單井數(shù)值模型，進而開展間歇生產(chǎn)制度優(yōu)化研究。數(shù)值模型基本參數(shù)確定步驟如下。

1）整理各類型氣井儲層及人工壓裂縫參數(shù)

應用前述氣井儲層及人工壓裂縫參數(shù)確定方法，對蘇南上古氣藏102口直井進行生產(chǎn)動態(tài)擬合，確定單井儲層及人工壓裂縫參數(shù)。按照氣井動態(tài)分類標準[10]，Ⅰ類井無阻流量大于10×104m3/d，產(chǎn)氣量大于1.5×104m3/d；Ⅱ類井無阻流量（4～10）×104m3/d，產(chǎn)氣量（0.6～1.5）×104m3/d；Ⅲ類井無阻流量小于4×104m3/d，產(chǎn)氣量小于0.6×104m3/d。統(tǒng)計不同類型氣井平均的儲層和人工壓裂縫參數(shù)，為數(shù)值模型建立奠定基礎（表1）。

表1 單井模型儲層參數(shù)表

圖1 間歇生產(chǎn)下滲透率和地層壓力散點圖

3）基于各類型氣井平均的儲層和人工壓裂縫參數(shù)，分別建立單井數(shù)值模型，開展間歇生產(chǎn)制度優(yōu)化研究。

3 間歇生產(chǎn)制度優(yōu)化研究

蘇南上古氣藏氣井采用定壓生產(chǎn)模式，該模式下間歇氣井生產(chǎn)制度主要研究氣井開關(guān)井時間比例及生產(chǎn)時間間隔?；诂F(xiàn)場實際氣井的間歇生產(chǎn)制度（表3），對不同類型氣井按照不同生產(chǎn)制度進行預測，評價氣井累計產(chǎn)氣量變化，優(yōu)選最優(yōu)方案。初始狀態(tài)下預測氣井生產(chǎn)1 000 d，目前狀態(tài)下（穩(wěn)產(chǎn)3 a后）預測氣井生產(chǎn)500 d。

表2 間歇生產(chǎn)下滲透率及地層壓力變化統(tǒng)計表

3.1 等時長生產(chǎn)制度優(yōu)化

利用以上建立的單井數(shù)值模型，分別對初始狀態(tài)和目前狀態(tài)進行6種等時長間歇生產(chǎn)制度（表3）優(yōu)化研究[10]。

由初始狀態(tài)、目前狀態(tài)模擬等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量關(guān)系曲線（圖2、圖3）可知，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井均表現(xiàn)出當時間間隔大于30 d時，累計產(chǎn)氣（圖4）可知，Ⅰ、Ⅱ類井當開關(guān)井時間比大于0.5時累計產(chǎn)氣量開始下降；Ⅲ類井開關(guān)井時間比大于1.0時，累計產(chǎn)氣量開始下降。因此，在初始狀態(tài)下，依據(jù)氣井累計產(chǎn)氣量最大為優(yōu)選原則，確定Ⅰ、Ⅱ類井間歇生產(chǎn)時，最優(yōu)的開關(guān)井時間比為例0.5，Ⅲ類井最優(yōu)的開關(guān)井時間比為例1.0。

由目前狀態(tài)不等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖（圖5）可知，Ⅰ、Ⅱ類井開關(guān)井時間比例大于0.5時，量開始下降的趨勢。因此，依據(jù)氣井累計產(chǎn)氣量最大為優(yōu)選原則，確定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井等時長間歇生產(chǎn)時，最優(yōu)時間間隔為30 d。

3.2 不等時長生產(chǎn)制度優(yōu)化

不等時長生產(chǎn)制度即開關(guān)井時間比例研究，分初始狀態(tài)和目前狀態(tài)分別進行不等時長間歇生產(chǎn)優(yōu)化研究，設計5種不等時長間歇生產(chǎn)制度優(yōu)化方案[11]（表 4）。

由初始狀態(tài)不等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖累計產(chǎn)氣量開始下降；Ⅲ類井開關(guān)井時間比例大于1時，累計產(chǎn)氣量開始下降。因此，目前狀態(tài)下，Ⅰ、Ⅱ類井最優(yōu)開關(guān)井時間比例為0.5，Ⅲ類井最優(yōu)開關(guān)井時間比例為1.0。

通過以上研究確定，蘇南上古氣藏間歇井最優(yōu)的工作制度為：

表3 等時長間歇生產(chǎn)優(yōu)化方案

圖2 初始狀態(tài)等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖

圖3 目前狀態(tài)等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖

表4 不等時長間歇生產(chǎn)優(yōu)化方案

圖4 初始狀態(tài)不等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖

圖5 目前狀態(tài)不等時長時間間隔與累計產(chǎn)氣量圖

1）采用不等時長間歇生產(chǎn)制度時，在一個開關(guān)井周期（30 d）內(nèi)，Ⅰ、Ⅱ類井間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間比例為0.5，Ⅲ類井間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間比例為1.0。

2）采用等時長間歇生產(chǎn)制度時，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井初始狀態(tài)和目前狀態(tài)間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間均為30 d。

4 應用實例

蘇南A井2014年12月投產(chǎn)，生產(chǎn)層位為盒8、山1段，試氣無阻流量為7.1×104m3/d，氣井定井口壓力生產(chǎn)，依據(jù)動態(tài)分類標準該井為Ⅱ類氣井。2015年6月開始出現(xiàn)氣井產(chǎn)能較低，油套壓差增大特征，2015年10月開展間歇生產(chǎn)，根據(jù)本文研究結(jié)果，處于初始狀態(tài)的Ⅱ類氣井，合理開關(guān)井時間比例0.5，考慮該井壓力恢復程度，確定氣井按照開井生產(chǎn)2 d，關(guān)井恢復4 d間歇制度生產(chǎn)（圖6）。

通過對蘇南A井間歇制度調(diào)整前后生產(chǎn)分析，氣井產(chǎn)氣量由0.7×104m3/d上升至1.0×104m3/d穩(wěn)定生產(chǎn)，有水氣井“帶液生產(chǎn)井”的生產(chǎn)制度制約因素更為復雜，油套壓差明顯減小，與2015年底相比日產(chǎn)氣量提高0.3×104m3/d。因此，研究結(jié)果能夠有效指導蘇南上古氣藏氣井間歇生產(chǎn)，提高氣井產(chǎn)量。

圖6 蘇南A井間歇生產(chǎn)曲線圖

5 結(jié)論

1）基于氣井數(shù)值模擬研究，確定蘇里格南區(qū)上古氣藏間歇氣井合理的工作制度為：Ⅰ、Ⅱ類井間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間比例為0.5，Ⅲ類井間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間比例為1.0，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井初始狀態(tài)和目前狀態(tài)間間歇生產(chǎn)開關(guān)井時間間隔為30 d。

2）蘇南A井實例應用結(jié)果表明，蘇里格南區(qū)上古氣藏間歇氣井合理制度的研究結(jié)論準確，能夠有效提高氣井產(chǎn)氣量、開井時率，提高氣井產(chǎn)氣量。

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