HB1區塊異常高壓氣藏氣井合理產量研究

駱仕洪 胡書勇 羅國仕 胡曉云 董海靜

(1.中國石化西南油氣分公司川東北采氣廠 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學3.中國石油新疆油田公司采油二廠)

HB1區塊異常高壓氣藏氣井合理產量研究

駱仕洪1胡書勇2羅國仕1胡曉云3董海靜2

(1.中國石化西南油氣分公司川東北采氣廠 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學3.中國石油新疆油田公司采油二廠)

HB1區塊氣藏屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖薄層氣藏。由于異常高壓氣藏的特殊性,氣井合理配產對氣藏高效開發具有十分重要的作用。針對 HB1井的地質特點,利用前期研究成果,采用合理生產壓差法、氣井流入與流出曲線法、無阻流量法、試采分析法和數值模擬法等 5種方法對 HB1合理產量進行了研究。通過綜合分析認為,HB1井在試采初期的合理產量是 48×104m3/d,如考慮在試采過程中壓力敏感性、氣藏壓力變化對異常高壓氣藏開發效果影響較大,則這一階段的合理產量應為 30×104m3/d。按照這一思路與方法,確定了后續幾口氣井的合理產量。表 3參 4

異常高壓氣藏 通南巴構造 合理產量

0 引言

異常高壓氣藏是一類特殊的氣藏,分布極廣,川中磨溪氣田嘉二氣藏、塔里木克拉 2氣藏[1]等都是典型的異常高壓氣藏。由于異常高壓氣藏埋藏較深,儲集層致密,其滲透率和孔隙度一般較低,且非均質性嚴重,因此開發具有許多難點和特殊性[2-4]。為了合理有效地開發該類油藏,需對其合理產量進行研究,以期取得較好的開發效益。氣井保持在合理產量條件下生產,不僅可以使氣井在較低的投入下獲得較長時間的穩產,而且還可以使氣藏在合理的采氣速度下獲得較高的采收率,從而獲得較好的經濟效益。因此,研究氣井的合理產量對高效開發氣藏具有十分重要的作用。

HB1井是四川盆地東北地區通南巴構造 HB區塊的第一口預探井,主要試氣層位為飛仙關組三段,HB1井目前主要試氣層位為飛仙關組三段,具有“一深、一薄、三高、三低”的地質特征,即儲層埋藏深 (約 5000m)、儲層有效厚度薄 (13.8m)、地層壓力高 (原始地層壓力 111.11MPa)、壓力系數高(2.28)、地層溫度高 (132℃)、孔隙度低 (5.0%)、滲透率低 (0.251mD)、儲量豐度低 (2.9×108m3/km2),屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖薄儲層氣藏＊。針對 HB區塊異常高壓氣藏的地質特點、開采難度大以及中國規模開發異常高壓氣藏的歷史短、無實踐經驗可借鑒的狀況,迫切需要開展氣井合理產量研究,解決異常高壓氣井所面臨的技術難題,進而推廣應用。

1 HB1井試采動態分析

HB1井于 2004年 12月完鉆,2005年 4月對飛仙關組三段進行射孔試氣,獲得日產天然氣 29.6×104m3。2006年 12月,進行清水壓裂后系統測試,日產天然氣 151.18×104m3、天然氣絕對無阻流量316.87 ×104m3。

目前 HB1井處于試采階段,由于初期配產過高,因此采取定產方式生產,壓力下降快、產量遞減幅度大、彈性產率低,氣井無水采期短、無水采收率低;氣井見地層水后,日產水大幅度增加、水氣比上升快。采用修正壓降曲線、典型曲線法等多種方法計算,HB1井控制面積約為 4.01km2,泄流半徑約1100m,井控地質儲量約 10.65 ×108m3。

2 氣井合理產量研究

目前,異常高壓氣藏氣井合理產量的研究方法主要有:生產數據分析法、理論計算法和經驗法三大類。根據前期相關研究成果,依據合理利用地層能量和氣井流入流出動態曲線研究方法得到 HB1井的合理生產壓差為 3.0MPa～4.0MPa。根據這些研究成果,具體采用以下 5種方法進行合理產量研究:合理生產壓差法、氣井流入與流出曲線法、無阻流量法、試采分析法和數值模擬法。

2.1 合理生產壓差法

對異常高壓氣井而言,一旦確定了合理生產壓差,即可根據該井二項式產能方程計算出相應的合理產量,HB1井按其建立的產能方程及確定的合理生產壓差計算,試采初期的合理產量為 48.0×104m3/d,試采 5月后的合理產量為 33.0×104m3/d。

2.2 氣井流入、流出曲線法

《SY/T6108-1994碳酸鹽巖氣藏開發動態分析技術規范》中推薦氣井合理產量的確定方法之一是:對有穩定試井或修正等時試井資料的氣井,氣井流入、流出曲線的交點可作為氣井合理產量參考點。即選擇井筒底部作為分析點,從地層流動至該點稱為該點的流入,從該點到井口稱為流出。流入和流出曲線的交點就是氣井協調工作的合理產量。

據 HB1井流入動態曲線與油管動態曲線可知,試采初期井口油壓為 90MPa的條件下,合理產量為48.05×104m3/d;試采 5月后、井口油壓為 85MPa時的合理產量為 33.03×104m3/d(表 1)。

表1 HB1井動態曲線不同井口壓力的匹配流壓 (MPa)與產量 (×104m3/d)

2.3 無阻流量法

氣井絕對無阻流量是在井底回壓為大氣壓 (即Pwf=0.101325MPa)時計算出來的,所計算的最大產氣量并非是氣井可以采出的最大產氣量。氣井無阻流量與氣井設備因素無關,它只反映氣井的潛能,是評價氣井好壞的重要參數,氣田經常根據氣井無阻流量的大小來確定氣井產量的高低,這種定產方法雖然沒有考慮氣井的穩產年限,但卻十分簡便。

有關研究認為,在膠結好的砂巖和碳酸鹽巖儲層中,在邊水、底水不活躍的氣藏中,氣井合理產量可確定在 1/3無阻流量以上。但據四川氣田 57口氣井試井和生產資料統計分析,氣井臨界點產量為其絕對無阻流量的 15%～20%,與 1/3絕對無阻流量有較大的出入。

根據《SY/T6171-1995氣藏試采技術規范》[5],氣驅氣藏或地層水不活躍的氣藏,一般以氣井絕對無阻流量的 20%～25%配產,最大不應超過30%。氣水邊界附近的氣井或壓裂投產井,一般以氣井絕對無阻流量的 15%～20%進行配產。

HB1井為壓裂投產井且投產不久就見水,按“低產高配、高產低配”的原則,HB1井試采初期的合理產量為 47.5×104m3/d,試采 5月后的合理產量為 28.9×104m3/d。

2.4 試采分析法

HB1井于 2007年 4月 16日投入試采,試采期間采用定產方式試采,由于壓力下降快,已進行了 6次產量調整。其中有 5次因配產高,無力阻止壓力快速下降的趨勢,只有第四階段 (即試采進入第 5個月)把日產氣量由 35×104m3下調到 29×104m3左右時,井口油壓和產氣量保持相對穩定的情況下生產了一個多月,后因產能系統試井和壓力恢復測試而關井。第四階段有效生產時間 32d,井口油壓由 87.2MPa下降到 86.7MPa,階段壓降 0.5MPa,井口油壓下降率 0.0156MPa/d,單位井口油壓降采氣量達到 1876.9×104m3/MPa,為試采期單位壓降產量最高階段。

HB1井第四階段井口油壓下降率最低、單位井口油壓降采氣量最高的事實說明,HB1井試采進入第 5個月時,日配產 29×104m3/d是合理的。

然而,HB1井在壓力恢復曲線測試后,第五階段又將該井日產氣量由 29×104m3/d提高到 42×104m3/d。由于配產不合理,從而造成壓力大幅度下降,并導致邊 (底)水快速推進、氣井大量見水,日產水量由 2.25m3上升到 10m3以上 (最高日產水量達118m3)。該階段井口油壓下降率 0.0982MPa/d(為第四階段的 6.3倍),單位井口油壓降采氣量 430.2×104m3/MPa(為第四階段的 22.9%)。

2.5 數值模擬法

在歷史擬合的基礎上,采用數值模擬法預測HB1井在 20×104m3/d～50×104m3/d條件下的穩產時間為 3年～7年 (表 2)。總體上,當氣井配產大于 30×104m3/d時,穩產時間不足 5年;配產 20×104m3/d時,穩產時間在 7年左右。因此,要穩定生產 5年,HB1井的合理配產為 28.8×104m3/d。

表2 HB1井不同單井配產穩產期預測表 (數值模擬法)

HB1井在第四階段后的所測壓力恢復曲線解釋結果為:井筒儲集系數為 0.0127m3/MPa、儲能比ω=3.78×10-7、竄流系數λ=3.54×10-6,這些參數說明 HB1井儲層有一定的儲量,氣井有穩產的條件,但儲層中基質巖塊向裂縫供氣的能力較小,若要較長時間的穩定生產,氣井的生產壓差不能定得太高、產量不能配得太大。由此可見,HB1井壓力恢復解釋的合理產量與該井試采分析結果是吻合的。

2.6 合理產量確定

在合理生產壓差研究的基礎上,綜合合理生產壓差法、氣井流入流出曲線法、無阻流量法、試采分析法和數值模擬法的研究結果 (表 3),確定 HB區塊 HB1井合理產量:投產初期為 48×104m3/d、試采過程中為 30×104m3/d(表 3)。

按照這一思路與方法,對后續投產的M101氣井的合理產量進行了研究,確定 M101井合理產量為 17 ×104m3/d(表 3)。

表3 HB區塊氣井合理產量分析結果表 (×104m3/d)

3 結論與建議

通過氣井合理產量研究認為,

(1)對于異常高壓氣藏,為準確進行氣井配產,應該結合氣藏地質特點及相關研究成果,利用多種方法對氣井合理產量進行研究。

(2)五種方法的研究結果認為,HB1井在試采初期的合理產量為 48×104m3/d,如考慮試采過程中,由于壓力敏感性、氣藏壓力變化等對異常高壓氣藏開發效果影響較大,則這一階段的合理產量應為30×104m3/d。該區域的 101井的合理產量也確定為 17×104m3/d。

(3)異常高壓氣井具有應力敏感性較強,氣井投產初期產能高、但隨壓力降低產能下降幅度大的特征,在生產過程中應密切監測生產動態,及時進行產能測試評價、合理配產,以獲得較好的開發效果。

1 高旺來 .克拉 2異常高壓氣藏開采壓力變化對儲層物性的影響[J].特種油氣藏,2002,9(4):69-71.

2 楊勝來、涂中、張友彩,等 .異常高壓氣藏儲層孔隙度應力敏感性及其對容積法儲量計算精度的影響——以磨溪氣田嘉二氣藏為例[J].天然氣地球科學,2007,18(1):137-140.

3 王天祥,朱忠謙,李汝勇,等 .大型整裝異常高壓氣田開發初期開采技術研究——以克拉 2氣田為例 [J].天然氣地球科學,2006,17(4):439-445.

3 楊勝來,肖香嬌,王小強,等 .異常高壓氣藏巖石應力敏感性及其對產能的影響[J].天然氣工業,2005,25(5):94-95.

4 謝興禮,朱玉新,李保柱,等 .克拉 2氣田儲層巖石的應力敏感性及其對生產動態的影響[J].大慶石油地質與開發,2005,24(1):46-48.

REASONABLE PRODUCTION OF GAS WELLS IN ABNORMALHIGH-PRESSURE GAS RESERVO IR,HB1 BLOCK

LUO Shihong1,HU Shuyong2,LUO Guoshi1,HU Xiaoyun3andDONG Haijing2(1.Northeastern Si
chuan Gas Production Plant,Sinopec SouthwestOil&Gas Company;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University;3.No.2 Oil Production Plant,PetroChina Xinjiang Oilfield Company).

Gas reservoir in HB1 Block is a typically abnor mal high-pressure,low-porosity and permeability reservoirwhich is composed ofmarine carbonate thin layers.Because of abnormal high-pressure,an appropriate production proration of gaswell can play a very important role in development.Based on both geologic properties and previous research,a reasonable production has been studied using fivemethodsof reasonable drawdown pressure,gas-well inflow and outflow curve,open-flow capacity,production-test analysis and numerical simulation.Comprehensive analysis shows that the reasonable production ofHB1Well is48×104m3/d in the early stage ofproduction test.If the great effectsof two factors,pressure sensitivity and pressure change,on development result are taken into account,the production should be 30×104m3/d.Therefore,the reasonable production of some other gaswells can be also deter mined.

abnormal high-pressure gas reservoir,Tongnanba structure,reasonable production

＊中國石化西南油氣田分公司勘探開發研究院內部報告《通南巴地區 HB區塊初步開發方案》

駱仁洪,1974年生,重慶萬州人,工程師。1997年 7月畢業于西南石油學院油工程專業,目前主要從事油氣田開發工作。地址:(637402)四川省閬中七里開發區川東北采氣廠。電話:(0817)6300338,15882623505。

NATURALGAS EXPLORAT ION&DEVELOPMENT.v.33,no.2,pp.37-39,4/25/2010

(修改回稿日期 2009-10-14 編輯 文敏)