摘要：柴達(dá)木盆地澀北氣田具有巖性疏松易出砂、多層、氣水關(guān)系復(fù)雜易出水、儲量動用程度不均衡等開發(fā)技術(shù)難題。為了確保氣田的穩(wěn)產(chǎn)及合理高效開發(fā)，在制訂開發(fā)技術(shù)對策時(shí)單井的合理配產(chǎn)非常關(guān)鍵。針對該氣田氣井出水、儲層巖性疏松應(yīng)力敏感及多層合采等特點(diǎn)，常規(guī)的氣藏氣井配產(chǎn)方法已不適用，從出水氣井無阻流量的評價(jià)、抑制地層出砂的臨界產(chǎn)量計(jì)算、多層多氣水系統(tǒng)抑制邊水推進(jìn)的平衡采氣等角度出發(fā)，探討了澀北氣田氣井合理配產(chǎn)的綜合技術(shù)對策。運(yùn)用氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，對澀北一號氣田典型層組的合理配產(chǎn)方案進(jìn)行了開采指標(biāo)預(yù)測，模擬結(jié)果顯示所提出的以動態(tài)配產(chǎn)為技術(shù)特點(diǎn)的配產(chǎn)策略能夠達(dá)到穩(wěn)氣控水、最大限度地提高天然氣采出程度的目的。
關(guān)鍵詞：澀北氣田；氣井；無阻流量；出砂；采氣；動態(tài)；配產(chǎn)
澀北氣田氣井配產(chǎn)面臨以下技術(shù)難題[1～3]：①出水氣井產(chǎn)能測試數(shù)據(jù)異常；②巖性疏松應(yīng)力敏感；③出水降低氣相流動能力；④儲層易出砂；⑤多層合采；⑥邊水。因此，一方面要盡可能全面地評價(jià)疏松砂巖氣藏出水氣井產(chǎn)能的各種主要影響因素及其影響程度；同時(shí)還必須意識到，在不同開采階段，這些因素對產(chǎn)能的影響程度將發(fā)生變化，實(shí)際配產(chǎn)時(shí)，在不同時(shí)期要抓住其主要矛盾。
1 氣井配產(chǎn)的綜合技術(shù)對策
1.1 出水氣井產(chǎn)能測試數(shù)據(jù)的校正
氣井的二項(xiàng)式擬壓力產(chǎn)能方程為：
ψe-ψwf=Aqg+Bqg2 (1)
根據(jù)(ψe-ψwf)/qg-qg的直線關(guān)系處理產(chǎn)能測試數(shù)據(jù)，得到方程系數(shù)A與B，無阻流量的計(jì)算公式為：
產(chǎn)能方程計(jì)算的流入曲線應(yīng)該是一條規(guī)則的拋物線，但實(shí)際上由于各種因素的影響，許多試井資料出現(xiàn)異常，繼續(xù)采用常規(guī)的她理方法得出的結(jié)果將是錯(cuò)誤的，系數(shù)A或B可能為負(fù)數(shù)。因此，應(yīng)分析數(shù)據(jù)異常的原因，對其進(jìn)行處理和校正，使其回歸正常。造成系統(tǒng)試井?dāng)?shù)據(jù)異常的原因主要有以下幾種：①測試時(shí)間短，井底壓力不穩(wěn)定；②井筒攜液；③鉆井液浸泡或井底有堵塞物；④底水的影響；⑤層間干擾；⑥測試期間地層滲流條件變化等。
對于澀北氣田，井筒攜液是造成初期產(chǎn)能測試數(shù)據(jù)異常的主要原因。由于很難估算井筒中的真實(shí)攜液量，利用常規(guī)管柱流體力學(xué)模型計(jì)算的井底壓力(pwf′)比真實(shí)井底壓力(pwf)偏小。設(shè)
△ψwf=ψwf-ψwf′ (3)
故二項(xiàng)式產(chǎn)能方程變?yōu)椋?/span>
ψe-(ψwf′+△ψwf)=Aqg+Bqg2 (4)
首先作(ψe-ψwf′)/qg-qg關(guān)系曲線，按趨勢外推到與縱軸的交點(diǎn)作為△ψwf初值。不斷調(diào)整△ψwf，直到二項(xiàng)式產(chǎn)能方程出現(xiàn)正常曲線且相關(guān)系數(shù)值最大(圖1)。
澀北一號氣田統(tǒng)計(jì)了64口產(chǎn)能測試井，其中27口出現(xiàn)數(shù)據(jù)異常，需要進(jìn)行攜液校正，說明出水對澀北氣田無阻流量的計(jì)算影響較大，不可忽略。
1.2 考慮應(yīng)力敏感的產(chǎn)能方程
澀北氣田儲層巖石的成巖程度差，巖性疏松，隨著地層壓力的下降，儲層巖石承受的凈上覆壓力增大，引起巖石產(chǎn)生較大的形變，孔喉收縮，巖石滲透率迅速下降。對于疏松砂巖氣藏，應(yīng)力敏感對開發(fā)的影響不容忽視[4]。
澀3-15井巖心上覆壓力實(shí)驗(yàn)(圖2)表明，至氣藏廢棄時(shí)，儲層滲透率將降至原始值的1/5～1/2。
滲透率下降幅度較大，除與該類巖性疏松有關(guān)外，還與巖石的孔隙結(jié)構(gòu)和泥質(zhì)含量有關(guān)，對一些泥質(zhì)含量高、以晶間孔為主和微裂縫發(fā)育的巖樣，其滲透率隨上覆壓力下降的程度要比以粒間孔為主的粉砂巖更大，其關(guān)系式為：
Kp=K/Ks=e-γ(pi-p) (5)
地層滲透率是影響氣井產(chǎn)能的主要因素，對真實(shí)氣體的擬壓力引入滲透率變形因子(Kp)，即
儲層巖石的應(yīng)力隨著地層壓力的衰竭和有效應(yīng)力的增大，儲層巖石變形而導(dǎo)致滲透率降低、滲流阻力增加等的影響，氣井生產(chǎn)中后期的產(chǎn)能將與生產(chǎn)初期存在較大的差距。澀3-1井在不同地層有效應(yīng)力下的產(chǎn)能方程如下：
pr2-pwf2=7.74qg+0.16qg2 (3MPa) (7)
pr2-pwf2=8.69qg+0.18qg2 (4MPa) (8)
pr2-pwf2=12.90qg+0.27qg2 (5MPa) (9)
pr2-pwf2=17.20qg+0.36qg2 (8MPa) (10)
1.3 考慮地層出水的氣井產(chǎn)能評價(jià)
從氣水相滲曲線可以看出，隨著含水的增加，氣相相對滲透率將急劇降低。在生產(chǎn)中后期，地層束縛水膨脹，將逐漸匯集形成可動水；另外，泥質(zhì)夾層的層間水在一定壓差下突進(jìn)生產(chǎn)層，加上邊水的入侵，都將顯著降低氣在儲層中的滲流能力。
預(yù)測澀3-17井在不同地層含水飽和度時(shí)的流入曲線如圖3所示。
當(dāng)含水飽和度分別為30%、45%和60%時(shí)，可動水飽和度為0、15%和30%，對應(yīng)的無阻流量為35×104m3/d、29×104m3/d和11×104m3/d。
在氣井配產(chǎn)時(shí)，必須考慮該井的出水風(fēng)險(xiǎn)，并預(yù)估不同含水飽和度下氣井的無阻流量。同時(shí)，根據(jù)多相流管流模型計(jì)算氣井的最小攜液產(chǎn)量，以此作為合理配產(chǎn)的產(chǎn)量底限。
1.4 地層出砂臨界壓差的估算
控制澀北氣田生產(chǎn)壓差是最合理的主動防砂方式。根據(jù)縱波、橫波和密度測井曲線計(jì)算巖石的強(qiáng)度和內(nèi)摩擦角，然后再根據(jù)Mohr-Coulomb破壞準(zhǔn)
則計(jì)算出砂的臨界生產(chǎn)井底壓力。
對澀北一號氣田48口井的出砂臨界壓差進(jìn)行了計(jì)算。對比實(shí)際出砂壓差與預(yù)測結(jié)果，大部分?jǐn)?shù)值比較接近(圖4)。說明該出砂臨界條件計(jì)算模型是可靠的，可滿足生產(chǎn)設(shè)計(jì)的需要。
1.5 多層合采的氣井配產(chǎn)方法
澀北氣田的氣井井段長、生產(chǎn)層段多，各小層由于物性的差異而對氣井產(chǎn)量貢獻(xiàn)不一。投產(chǎn)初期以流動性好的Ⅰ、Ⅱ類儲層產(chǎn)出為主，差儲層幾乎沒有貢獻(xiàn)。隨著氣井生產(chǎn)的繼續(xù)，好儲層壓力逐漸降低，對氣井的貢獻(xiàn)由物性導(dǎo)向轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫?dǎo)向，差氣層開始供氣，并且在氣井產(chǎn)量中的比例逐漸增大，直到與好儲層達(dá)成一種平衡。
盡管總量上氣井產(chǎn)量并無明顯變化，但供氣層位、供氣層物性的差異將導(dǎo)致產(chǎn)氣動態(tài)的不一致性。如果沿用一致的配產(chǎn)，則供氣主力層位的轉(zhuǎn)換將導(dǎo)致產(chǎn)量的波動和后期出現(xiàn)明顯的產(chǎn)量遞減與含水大幅度上升。因此，應(yīng)根據(jù)層系壓力及產(chǎn)出剖面的測試結(jié)果，利用氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，在不同時(shí)期制訂相應(yīng)的合理配產(chǎn)，最大限度地動用好儲層和差儲層。
1.6 多氣水系統(tǒng)的均衡采氣配產(chǎn)原則
澀北氣田具有多個(gè)氣水系統(tǒng)，各個(gè)氣水系統(tǒng)的地質(zhì)儲量、可采儲量、流動物性、地層能量均存在差異。最佳的開發(fā)效果是保持在各個(gè)氣水系統(tǒng)內(nèi)氣水界面均勻推進(jìn)，要達(dá)到這一目標(biāo)的途徑是加強(qiáng)儲層地質(zhì)特征研究，根據(jù)物性與邊水水體能量的大小，選擇合理的布井方式，并根據(jù)對邊水運(yùn)動規(guī)律的預(yù)測，在各個(gè)開發(fā)階段及時(shí)進(jìn)行產(chǎn)量調(diào)整，達(dá)到水線的均勻移動。
2 合理配產(chǎn)方案的數(shù)值模擬指標(biāo)預(yù)測
以數(shù)據(jù)資料最全、生產(chǎn)歷史最長的澀北一號氣田Ⅲ層系作為典型層組，進(jìn)行了合理配產(chǎn)方案的數(shù)值模擬研究。按照以下步驟進(jìn)行配產(chǎn)：①對系統(tǒng)試井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行井筒攜液校正，得到各井的無阻流量；②根據(jù)滲透率應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)回歸的關(guān)系式以及氣水兩相滲透率測試數(shù)據(jù)，預(yù)測在不同地層壓力和含水飽和度下的氣井無阻流量，作為各個(gè)開發(fā)階段氣井配產(chǎn)的參考；③根據(jù)測井曲線計(jì)算各井的出砂臨界生產(chǎn)壓差，作為配產(chǎn)的產(chǎn)量上限；④根據(jù)目前的氣井出水動態(tài)、井位，預(yù)測氣井未來的出水規(guī)律，根據(jù)多相流管流模型計(jì)算氣井的最小攜液產(chǎn)量，作為合理配產(chǎn)的下限；⑤利用數(shù)值模擬的歷史擬合技術(shù)，模擬氣藏從投產(chǎn)到目前各個(gè)小層的含氣邊界變化情況，根據(jù)各井到邊水的距離，結(jié)合以上原則，制訂目前氣井的合理配產(chǎn)方案；⑥模擬氣藏的開采，以3a為一個(gè)周期，評價(jià)氣水邊界在各個(gè)小層的推進(jìn)狀態(tài)，以穩(wěn)氣控水為原則，調(diào)整各井的配產(chǎn)。
數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果顯示，動態(tài)合理配產(chǎn)方案的穩(wěn)產(chǎn)期由目前配產(chǎn)的4a增加到14a(圖5)；模擬生產(chǎn)25a，累計(jì)產(chǎn)量增加20×108m3，采出程度提高8%；由于關(guān)閉了高出水井，整個(gè)開采階段的出水量大大降低。
3 結(jié)論與建議
筆者針對澀北氣田氣井配產(chǎn)所面臨的技術(shù)難題，首先分析了疏松砂巖出水氣井的地質(zhì)與工程特點(diǎn)，并從出水氣井產(chǎn)能測試數(shù)據(jù)的校正、無阻流量的計(jì)算、疏松砂巖滲透率的應(yīng)力敏感、出水對氣相相對滲透率的影響、地層臨界出砂生產(chǎn)壓差、多層合采、抑制邊水水竄的均衡采氣等多個(gè)技術(shù)關(guān)鍵角度，深入分析了澀北氣田疏松砂巖氣藏氣井產(chǎn)能的各種主要影響因素，提出了澀北氣田疏松砂巖多層氣藏氣井配產(chǎn)的綜合技術(shù)對策。
運(yùn)用氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，基于典型層組的地質(zhì)模型，模擬預(yù)測并對比分析了目前氣井配產(chǎn)方案與多因素綜合配產(chǎn)方案的開采指標(biāo)。模擬結(jié)果顯示，動態(tài)配產(chǎn)方案的開采效果明顯得以改善。
符號說明
ψe為地層流體平均壓力的擬壓力，MPa/(mPa·s)；ψwf為氣井井底流動壓力的擬壓力，MPa/(mPa·s)；qg為氣井日產(chǎn)氣量，104m3/d；qAOF為氣井無阻流量，104m3/d；Kp為凈上覆壓力變化后滲透率，10-3μm2；Ks為原始凈上覆壓力下的滲透率，10-3μm2；μg為氣體黏度，mPa·s；Z為氣體偏差系數(shù)；pr為地層流體平均壓力，MPa；pwf為氣井井底流動壓力，MPa。
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(本文作者：范新文 楊桂珍 段國祿 周依群 嚴(yán)曉蘭 中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院)
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