郭 輝

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

東勝氣田具有成藏組合復雜、儲層致密低滲、含氣豐度低、氣藏類型多樣、氣水關系復雜等開發(fā)難度大的特點。在氣藏開發(fā)過程中，由于工作制度制定不合理，會導致壓降過快、井底積液、出砂等生產問題，如何正確評價氣井產能，優(yōu)化氣井合理配產，對于提高氣井的穩(wěn)產年限、采出程度和最終采收率，對氣藏進行合理開發(fā)具有重要的意義[1]。

氣井產能是一個生產能力參數(shù)，反映油氣井目前的生產能力，主要受儲層地質條件的影響。準確預測氣井的產能和分析氣井的動態(tài)，是科學開發(fā)氣田的基礎[2]。國內外研究氣井產能方法主要包括靜態(tài)法、產能試井和理論模型計算的方法。靜態(tài)法結合儲能系數(shù)、地層真電阻率等測井研究成果及實鉆情況應用多元回歸分析方法，建立產能計算公式。氣井產能試井測試方法有系統(tǒng)試井、等時試井、修正等時試井和“一點法”試井，其中系統(tǒng)試井、等時試井對于低滲透氣藏氣井每次生產后要求壓力恢復至測試前地層壓力，卻需要很長的時間，在實際氣藏開發(fā)過程中是不現(xiàn)實的[3，4]。修正等時試井與等時試井相比較，可以進一步縮短測試時間，比較適合于低產低滲氣藏產能評價。對于存在氣液兩相流的凝析氣井、氣水同產井、具有啟動壓差特征的低滲-特低滲氣井以及井下有液柱、堵塞等情況的不正常氣井，“一點法”的適用性不強。

對目前國內外產能評價方法的優(yōu)缺點對比分析，本文通過“一點法”產能評價與試井產能評價對比，明確了“一點法”的局限性，針對東勝氣田的地質特點，結合58井區(qū)氣井生產特征，建立了氣水兩相產能評價模型，在產能評價的基礎上開展合理配產研究，實現(xiàn)東勝氣田的高效開發(fā)。

1 氣井產能評價分析

國內外常用的氣井產能評價方法包括“一點法”、試井解釋方法。“一點法”測試要求儲層流體必須達到擬穩(wěn)態(tài)，若流動階段處于早期徑向流階段，則計算的無阻流量只能反映每條裂縫單獨生產時的氣藏特征，無阻流量還處于快速變化階段，測試結果必然偏大。對于存在氣液兩相流的氣井，通過“一點法”產能評價與試井產能評價對比，明確了“一點法”的局限性，針對東勝氣田的地質特點，結合58井區(qū)氣井生產特征，建立了氣水兩相產能評價模型。

1.1“一點法”產能公式適應性

目前，東勝氣田氣井產能評價沿用大牛地氣田“一點法”產能評價公式：

“一點法”計算無阻流量將其計算簡化為關于壓力和流量的關系式，而對于單一氣相滲流流體，“一點法”預測無阻流量適用性較好；對于東勝氣田錦58井區(qū)氣液兩相流的氣井，高產液井和測試時間較短的氣井用“一點法”計算無阻流量誤差較大，“一點法”的適用性需進一步論證。

1.2 試井產能評價

修正等時試井是穩(wěn)定產能試井方法之一，通過修正等時試井來確定氣井無阻流量具有較高準確性，從而制定氣井合理工作制度，以X1井修正等時試井產能評價為例，試氣數(shù)據(jù)（見表1）。

表1 X1井修正等時試氣表

采用“壓力二項式”方法來解釋修正等時試井資料，產能方程：

通過計算得到修正等時試井計算的無阻流量13.144×104m3/d，而“一點法”產能公式計算的無阻流量21.6×104m3/d。“一點法”產能公式得出的無阻流量偏高，出現(xiàn)差異的原因主要是由于試氣測試時，氣井生產未達到擬穩(wěn)定流動狀態(tài)造成的。因此測試時間對致密孔隙性地層無阻流量有著非常明顯的影響。

圖1 X1井IPR曲線

X1井試采后，定產量生產，工作制度穩(wěn)定，每15天監(jiān)測一次井底流壓，監(jiān)測點落在氣井IPR曲線上（見圖1）。

通過X1井監(jiān)測情況分析，修正等時試井產能評價準確（見表2）。

通過“一點法”產能評價與試井產能評價對比，“一點法”產能公式得出的無阻流量偏高，雖然該方法操作簡單方便，但對測試時間較短的氣井和高產液井用“一點法”計算無阻流量誤差較大。修正等時試井產能評價準確，適合于低產低滲氣藏產能評價，但不適合全部井普遍使用。

1.3 氣水兩相產能評價模型

鑒于上述產能評價方法的適用性，考慮應力敏感和氣水兩相滲流，將氣藏-裂縫-井筒的流動進行耦合，建立致密氣藏壓裂水平井氣水兩相產能評價模型，任意一條裂縫處的產能方程：

對錦58井區(qū)三口井采用修正等時試井，氣井采用兩相流模型計算產能，計算結果：（1）X1返排后試氣無阻 21.6×104m3/d，修正等時試井無阻 13.144×104m3/d，兩相流模型計算無阻14.3×104m3/d；（2）X2返排后試氣無阻 31.0×104m3/d，修正等時試井無阻 22.94×104m3/d，兩相流模型計算無阻 21.75×104m3/d；（3）X3返排后試氣無阻20.4×104m3/d，修正等時試井無阻14.29×104m3/d，兩相流模型計算無阻15.52×104m3/d。

計算結果表明：采用改進的兩相流模型計算無阻流量與修正等時試井計算無阻流量接近，表明兩相流模型計算結果具有可靠性（見表3）。

2 氣井合理配產研究

錦58井區(qū)產能建設過程中，主要采用經濟極限產量、臨界攜液流量、產能配比法、數(shù)值模擬法對氣井合理配產進行研究，綜合確定氣井的合理配產[5-7]。

表2 J58P4H井定產量生產監(jiān)測數(shù)據(jù)表

表3 三口壓裂水平井“一點法”、修正等時試井、兩相流模型產能對比表

2.1 經濟極限產量

單井投資：2 200萬元（鉆井成本1 850萬元＋地面成本350萬元）。

采氣成本：單井固定操作成本36.3萬元/年、單位變動成本和期間費用85元/千立方米。

基準價格：1 207元/千立方米。

測算結果：按照稅前收益率12%，最低產量和控制儲量分別對應不同的儲層厚度、不同水平段長的值。單井經濟界限控制儲量1.05×108m3，經濟極限初產界限 2.2×104m3/d（見圖2、圖3）。

2.2 臨界攜液流量

產水氣井在生產過程中積液對氣井產能發(fā)揮有較大影響，因此在產水氣井合理產量計算時應考慮氣井臨界攜液流量。計算方法主要包括Turner模型、Coleman模型、Nosseir模型、李閩模型和王毅忠模型，通過對比各方法適用范圍，結合氣井實際生產情況，選用李閩模型計算氣井臨界攜液流量。

目前，東勝氣田錦58井區(qū)采用的油管尺寸不一，主要分布在62 mm～76 mm，按下節(jié)流器后井口油壓為1.5 MPa～3 MPa，結合錦58井區(qū)儲層主要物性參數(shù)，根據(jù)李閩模型可得到最小攜液氣量應不小于1.0×104m3/d才能保證氣井正常生產，其計算結果（見圖4）。

2.3 數(shù)值模擬法

對錦58井區(qū)氣井生產狀況比較穩(wěn)定的水平井采用數(shù)值模擬方法，進行了合理產量研究。數(shù)值模擬在歷史擬合的基礎上（見圖4、圖5），采用不同無阻流量配產比例進行了動態(tài)預測（見圖6）。

數(shù)值模擬研究結果表明：水平井要達到2年的穩(wěn)產時間，合理配產比例為無阻流量的1/5～1/7（見表4）。

2.4 動態(tài)分析法

圖2 水平井單井產量和儲量界限圖

圖3 不同尺寸油管井口油壓與臨界攜液流量關系

圖4 Y1井產量擬合圖

圖5 Y1井壓力擬合圖

圖6 Y1井不同配產預測曲線

表4 錦58井區(qū)水平井數(shù)模預測配產

表5 錦58井區(qū)水平井配產

Z4 井無阻 9.4×104m3/d，初期產氣 4.0×104m3/d，產液3.0 m3/d，壓降速率0.047 5 MPa/d，之后產量呈斷崖式下跌，產氣3×104m3/d，2017年10月20日下調配產到2×104m3/d，壓降速率0.008 3 MPa/d，產量保持穩(wěn)定，目前穩(wěn)產6個月，合理配產比例1/4～1/5。

對錦58井區(qū)水平井不同無阻區(qū)間的井進行動態(tài)分析，得到合理配產（見表5）。

2.5 綜合確定合理配產

在滿足經濟極限產量和臨界攜液流量的基礎上，結合數(shù)值模擬法和動態(tài)分析法，對測試無阻流量小于8×104m3/d，合理配產比例應為1/3～1/4，無阻流量8×104m3/d～15×104m3/d，合理配產比例應為 1/5～1/6，無阻流量 15×104m3/d～25×104m3/d，合理配產比例應為 1/6～1/7，無阻流量大于25×104m3/d，合理配產比例低于1/7（見表6）。

表6 水平井不同無阻區(qū)間合理配產

3 結論

（1）錦58井區(qū)采用改進的氣水兩相流模型計算無阻流量與修正等時試井計算無阻流量接近，表明兩相流模型計算結果具有可靠性。

（2）錦58井區(qū)采用多種配產方法（經濟極限產量、臨界攜液流量、產能配比法、數(shù)值模擬法）相互結合的手段，滿足經濟極限產量以及臨界攜液流量基礎上，按照“高產低配、低產高配”原則，確定測試無阻流量小于8×104m3/d，合理配產比例應為1/3～1/4，無阻流量8×104m3/d～15×104m3/d，合理配產比例應為 1/5～1/6，無阻流量大于25×104m3/d，合理配產比例應低于1/7。

［1］李允，李治平.氣井及凝析氣井產能試井與產能評價［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2000.

［2］陳元千.油氣藏工程計算方法［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1990.

［3］羅盈.KLML氣藏氣井產能評價和合理配產［D］.成都：西南石油大學，2013.

［4］李躍剛，郝玉鴻，范繼武，等.“單點法”確定氣井無阻流量的影響因素分析［J］.海洋石油，2003，23（1）：36-41.

［5］張宗林，趙正軍，張岐，等.靖邊氣田氣井產能核實及合理配產方法［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（9）：106-108.

［6］劉琦，孫雷，等.蘇里格西區(qū)含水氣藏合理產能評價方法與研究［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2013，35（3）：131-136.

［7］張海波，王蕾蕾，劉志軍，等.蘇里格南區(qū)馬五5氣藏產水氣井合理配產研究［J］.油氣藏評價與開發(fā)，2016，6（1）：14-17.