徐 巖 曹寶軍 門清萍 鐘安寧

中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院

0 引言

徐深氣田火山巖儲層是松遼盆地大慶油田天然氣開發(fā)上產(chǎn)的主力產(chǎn)層，此類氣藏普遍發(fā)育水層、埋藏較深、巖石類型復雜多樣，儲層平面展布連續(xù)性差、變化快、非均質(zhì)性強，屬于中低孔隙度、低或特低滲透率儲層。為了提高單井產(chǎn)能和有效控制底水錐進，探索著采用水平井開發(fā)方式，初步形成了火山巖氣藏水平井優(yōu)化設(shè)計等開發(fā)配套技術(shù)，目前主要是采用經(jīng)驗法、采氣指示法來初步確定水平井開采的合理工作制度，由于火山巖氣藏普遍含底水，自然產(chǎn)能井受攜液、底水脊進影響，臨界產(chǎn)量較難確定。因此，還需要進一步優(yōu)化和改進水平井開發(fā)的合理工作制度[1-3]。

1 水平井合理工作制度確定原則

以控制底水錐進、避免井底積液和最大限度延長無水采氣期為原則（圖1），根據(jù)水平井實際生產(chǎn)動態(tài)，采用采氣指示曲線法和臨界產(chǎn)量法確定水平井的生產(chǎn)能力，同時結(jié)合產(chǎn)量需求來綜合確定水平井的合理產(chǎn)量，為水平井合理配產(chǎn)提供依據(jù)；未出水井盡量延長無水采氣期，出水井要盡量避免井底積液。

圖1 徐深氣田水平井合理工作制度確定流程圖

2 典型水平井的數(shù)值模擬

為進一步明確各區(qū)水平井合理工作制度以及水平井產(chǎn)能主控因素，分別針對A區(qū)塊A平1井和B區(qū)塊B平1井建立單井地質(zhì)模型，在對單井及鄰井歷史開采數(shù)據(jù)擬合的基礎(chǔ)上，確定各區(qū)水平井合理工作制度及產(chǎn)能主控因素。

2.1 地質(zhì)模型建立

分區(qū)針對2個區(qū)域，將氣藏構(gòu)造、地層厚度、砂體厚度、砂體有效厚度、基質(zhì)孔隙度、基質(zhì)滲透率、裂縫孔隙度、裂縫滲透率展布圖離散網(wǎng)格化，建立氣藏地質(zhì)模型網(wǎng)格參數(shù)場。

下面為A區(qū)塊雙重介質(zhì)地質(zhì)模型，共12.4萬個網(wǎng)格（46×54×50），平面上網(wǎng)格步長為50 m，縱向上平均地層厚度150 m左右，劃分為50層，平均單層厚度3 m左右（圖2）。該區(qū)地質(zhì)儲量61.4×108m3，水體 2 300×104m3。

2.2 單井歷史擬合

結(jié)合氣藏單井生產(chǎn)動態(tài)和試井解釋成果，對各井滲透率進行調(diào)整。先適當調(diào)整有效厚度、巖石壓縮系數(shù)、飽和度等參數(shù)以擬合氣藏各區(qū)塊的地層壓力，再通過滲透率、相對滲透率、表皮系數(shù)等的調(diào)整擬合井口壓力。

采用以上調(diào)參方法和步驟，對A區(qū)塊生產(chǎn)井進行歷史擬合，A平1井的歷史擬合均取得了較好的擬合效果（圖3）。

圖2 A平1井區(qū)雙重介質(zhì)地質(zhì)模型示意圖

圖3 A平1井井口壓力歷史擬合圖

2.3 水平井合理工作制度

針對A和B區(qū)塊中A平1井和B平1井進行水平井合理工作制度研究。2口井推薦合理工作制度分別為10.0×104m3/d和5.0×104m3/d。

以A平1井為例，在歷史擬合基礎(chǔ)上，分別設(shè)定產(chǎn)量為7.0×104m3/d、10.0×104m3/d、15.0×104m3/d進行指標預測（圖4），通過對比，當預測產(chǎn)量為10.0×104m3/d時，穩(wěn)產(chǎn)期為7.6年，預測日產(chǎn)氣量降至5.0×104m3（臨界攜液產(chǎn)量）時，累積產(chǎn)氣最大為5.51×108m3（表1）。因此推薦該井推薦合理工作制度為10.0×104m3/d。

圖4 A平1井不同配產(chǎn)方案指標預測圖

表1 A平1井不同工作制度預測指標對比表

3 氣藏工程方法研究合理工作制度

3.1 臨界攜液流量[4-10]

式中σ表示界面張力，N/m；qcr表示臨界攜液流量，m3/d；T表示溫度，K；ρl表示地下水密度，kg/m3；ρg表示氣體密度，kg/m3；P表示壓力，MPa；θ表示井斜角，(°)；g表示重力加速度，N/kg；γg表示氣體相對密度；A表示油管面積，m2；ucr表示流速，m/s；Z表示偏差因子。

計算得出A區(qū)塊和B區(qū)塊2口井臨界攜液流量，其中A區(qū)塊A平1井天然氣的相對密度為0.575 9，表面張力為0.06 N/m，油管直徑為62 mm，傾角為90.77°，其臨界攜液流量的計算如表2所示。

由徐深氣田水平井A平1井、B平1井的計算結(jié)果可以看出，隨著井口和井底壓力的不斷減小，其臨界攜液流量也不斷減小，井斜角對臨界攜液流量的影響較敏感，主要表現(xiàn)在：傾斜段的臨界攜液能力最強，其次為垂直段，水平段的臨界攜液流量最?。▓D5）。

3.2 底水脊進臨界產(chǎn)量

針對氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量，分別采用Ozkan、Chaperon、Efras、修正Dupuit、修正Chaperon共計5種方法進行計算[11-16]，將計算結(jié)果與數(shù)值模擬的合理工作制度相比較，優(yōu)選出Oakan方法為適合本火山巖氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量的計算公式。

Oakan方法：

表2 A平1井臨界攜液流量計算結(jié)果表

圖 5 徐深氣田水平井臨界攜液流量計算結(jié)果圖

式中qc表示臨界產(chǎn)量，m3/d； Kh表示水平滲透率，μm2；Kv表示垂直滲透率，μm2；μg表示氣體黏度，mPa·s；B表示氣體體積系數(shù)，m3/m3；g表示重力加速度，N/Kg；h表示有效厚度，m；ρg表示氣體密度，kg/m3；ρw表示地下水密度，kg/m3；ZW表示水平井距氣層底部的距離，m；L表示水平井長度，m。

經(jīng)過上述計算，算出每口井的底水脊進臨界產(chǎn)量如表3所示：

通過上述計算，其計算結(jié)果與數(shù)模相比較，發(fā)現(xiàn)只有Ozkan方法比較接近數(shù)模配產(chǎn)。

因此，Ozkan方法作為火山巖氣藏底水脊進臨界產(chǎn)量的計算方法。若該氣藏中存在裂縫，則垂直滲透率比水平滲透率大，則在計算的過程中可直接用垂直滲透率與水平滲透率之比。

3.3 采氣指示曲線法

采氣指示曲線法分別計算A平1井和B平1井在當前地層壓力下合理產(chǎn)量（表4）。

4 合理工作制度的確定

綜合單井數(shù)值模擬、攜液、指示曲線計算結(jié)果，按照氣井能夠正常攜液、盡量延緩底水錐進為原則，確定各井合理配產(chǎn)及生產(chǎn)壓差（表5）。A平1井產(chǎn)能較大、底水脊進產(chǎn)量大，改井合理生產(chǎn)壓差0.2pi左右；B平1井產(chǎn)能低、底水脊進產(chǎn)量低，該井合理配產(chǎn)以臨界攜液流量為下限值。

表3 不同方法計算底水脊進臨界產(chǎn)量統(tǒng)計表 104 m3·d-1

表4 單井合理配產(chǎn)與地層壓力的關(guān)系對比表

表5 單井合理配產(chǎn)及合理生產(chǎn)壓差綜合確定

通過合理配產(chǎn)A平1井和B平1井延緩了產(chǎn)量遞減及底水上升，數(shù)值模擬與氣藏工程相結(jié)合的合理工作制度研究方法在徐深氣田取得較好的應用效果， 2018年水平井年產(chǎn)氣量占徐深氣田的38.91%，獲得較好的開發(fā)效果。

5 結(jié)論

1）通過對各項參數(shù)進行調(diào)整，2口水平井擬合效果較好，以擬合后的地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，針對A平1和B平1井開展水平井產(chǎn)能評價。分別設(shè)定不同工作制度，對生產(chǎn)指標進行預測，優(yōu)選得A平1井合理工作制度為13.0×104m3/d，B平1井為5.0×104m3/d。

2）氣藏工程研究表明，傾斜段是制約水平井攜液關(guān)鍵位置，目前壓力條件下臨界攜液流量(3.0～5.0)×104m3/d；Ozkan方法計算底水氣藏脊進臨界產(chǎn)量與數(shù)值模擬合理配產(chǎn)規(guī)律一致。結(jié)合數(shù)值模擬方法確定單井合理配產(chǎn)。

3）通過合理配產(chǎn)A平1井和B平1井延緩了產(chǎn)量遞減及底水上升，數(shù)值模擬與氣藏工程相結(jié)合的合理工作制度研究方法在徐深氣田取得較好的應用效果。