基于動態分析的多井串接井組產水量劈分方法

熊 鈺，汪來潮，張 輝，范繼武，陳 霖

(1.西南石油大學，四川 成都 610500；2.中海油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057；3.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710018)

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基于動態分析的多井串接井組產水量劈分方法

熊 鈺1，汪來潮2，張 輝2，范繼武3，陳 霖3

(1.西南石油大學，四川 成都 610500；2.中海油(中國)有限公司，廣東 湛江 524057；3.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710018)

低滲、特低滲氣藏在開發過程中往往采用多井串接集氣而不計量單井產水量，在節約成本方面獲得了較大的成功，但給生產動態分析帶來諸多困難。在分析集氣站總體產水特征的基礎上，提出了“單井水量對比，總站水量約束”的劈分思路，結合積液量變化對套壓的影響，建立了簡化集輸工藝下集氣站總產水量到單井產水量的劈分方法。以S65-1集氣站試驗區為例，該方法的相對誤差小于20%，平均相對誤差為8%，驗證了新方法的可靠性。對低滲氣田產水區的開發具有一定的指導意義。

低滲氣藏；多井串接集氣；產水量劈分；生產動態分析；水氣比；S氣田

引 言

目前，各油公司越來越重視低滲、特低滲氣藏的開發。以S氣田為例，壓裂前滲透率普遍為0.2×10-3～1.0×10-3μm2，壓裂后單井日產氣為0.1×104～2.0×104m3/d，雖然水氣比不大，普遍只有0.1×104～10×104m3/m3，但很容易發生積液，而且產水對氣井生產影響很大[1-5]。大型特低滲氣田在開發中為節約成本，提高經濟效益，采用多井串接集氣而不計量單井產水量，給產水動態分析帶來諸多困難。為此，基于生產動態分析，提出了多井串接計量井組產水量的劈分方法。

1 集氣站產水特征分析

S48區塊建有2座集氣站，每座集氣站包含一定數目的產水井，為節約計量成本和簡化地面流程，未計量單井日產水量，只計量了集氣站各井日產水量之和。以S48-1集氣站為例，其產氣產水動態曲線如圖1所示，紅線表示各個階段產水曲線的趨勢線。

S48區塊其他集氣站也顯示出類似的產水特征，在多井串接集氣、簡化地面流程的情況下，只能從工程精度上劈分各單井產水量。由圖1可知，集氣站產水動態呈現出幾個不同的產水階段，分析認為是由新投產生產井產水等原因所造成的；在每個產水階段，產氣量和產水量的變化趨勢基本一致，每個階段的平均水氣比基本穩定[6-19]。由此，在劈分產水量的過程中，可以分階段劈分，在每一階段可以設定單井水氣比是恒定的，不同階段平均水氣比有所變化。

圖1 S48-1集氣站產氣產水動態曲線

2 產水量劈分思路和方法

2.1 產水量劈分思路

每個階段的產水量劈分，采用“單井水量對比，集氣站水量約束”的劈分思路：選取某口參照井的水氣比作為參照系，取其他各單井的水氣比與之對比，根據相對大小可以將集氣站總水量相對準確地劈分到各單井上。

參照井的選取不影響產水量劈分結果，一般選擇水氣比中等的氣井(水氣比劈分前套壓總下降斜率與套壓自然下降斜率的差值中等的氣井)比較方便。

引入相對因子S，表示各單井水氣比與參照井水氣比的比值。

(1)

式中：Si為水氣比相對因子；WGRi為各單井水氣比，m3/m3；WGR參照井為參照井水氣比，m3/m3。

集氣站總產水量為：

(2)

式中：W站為某一劈分階段中集氣站總水量，m3；GPi為單井i的階段累計產氣量，104m3。

所以，參照井的水氣比為：

(3)

由式(1)可得其他單井階段水氣比，由單井水氣比乘以日產氣即可得到各單井日產水。

2.2 相對因子S的確定

當氣井產量降低到臨界攜液流量以下時，水氣比就會直接影響氣井積液速度，也可以通過氣井積液速度反推水氣比。將一個集氣站的所有產水井的積液速度綜合對比，可以獲得各單井相對因子的值。

假設氣井產量由略高于臨界流量逐步降低到臨界流量以下，一段時間內，地層流入井底的水等于環空積液和油管積液的增加量，即：

(4)

式中：ΔWP為某段時間內的累計產水量，m3；D為套管內徑，m；d2為油管外徑，m；d1為油管內徑，m；ΔH1為某段時間內環空積液高度差，m；ΔH2為某段時間內油管積液高度差，m。

當環空與油管連通，環空積液高度與油管積液高度相差不大，即ΔH1≈ΔH2，所以：

(5)

式中：ΔGp為單井某段時間內的累計產氣量，104m3；WGR為單井水氣比，m3/104m3。

當氣井無積液生產，滲流進入擬穩定狀態后，地層各點壓降速率相同，井口套壓與地層壓力變化近似同步。在氣井逐漸積液過程中的某個較為穩定的生產時間段內，套壓下降的幅度主要受地層壓力下降和積液增加影響，即：

Δpc總=Δpr+Δpc積液

(6)

Δpc總=ΔGPk1+(ρL-ρg)gΔH2

(7)

(8)

式中：Δpc總為擬穩定流動狀態下套壓下降幅度，MPa；Δpr為擬穩定流動狀態下地層壓力下降導致的套壓自然下降幅度，MPa；Δpc積液為擬穩定流動狀態下積液增加導致的套壓額外下降幅度，MPa；ρL為井底積液密度，kg/m3；ρg為被積液替代掉的油套環空的氣體的平均井下密度，kg/m3；g為重力加速度常數，取9.8 N/kg；k1為地層壓力下降斜率，MPa。

將式(8)代入到式(5)中得：

(9)

即：

(10)

式中：k為套壓與累計產氣總下降斜率。

積液對套管壓力的影響如圖2所示，由式(10)和圖2可知，水氣比與套壓總下降斜率和地層壓力下降斜率的差值有關。套壓總下降斜率是開始積液階段的套壓實際下降斜率，地層壓力下降斜率可以通過壓降法等方法計算得到。需要注意的是：這一階段產量應相對穩定，否則會產生因產量不同而引起的井底流壓變化，在井口套壓上也有變化。

選取某口井的初算水氣比作為對比標準，該井相對因子S定為1，則其他井Si即可通過相對因子定義計算得到。

需要特別說明的是，本文建立的方法具有一定的局限性：新方法是基于氣井產量由略高于臨界流量逐步降低到臨界流量以下的假設，所以對產氣量較高、攜液能力良好的產水氣井不適用；新方法對產水量較大、積液很快、套壓迅速下降的產水氣井不適用，由于套壓下降斜率很大，無法準確計算。

圖2 積液對套管壓力影響

3 實例驗證與應用

為解決產水量劈分問題，S氣田于2012年劃定了S65-1集氣站作為試驗區。S65-1集氣站試驗區產氣產水動態曲線如圖3所示。

圖3 S65-1集氣站試驗區產氣產水動態曲線

采用計量數據對建立的新方法進行驗證。驗證過程中考慮到投產時間不長，產水量與產氣量變化較為同步，所以未劃分產水階段。將劈分出的單井計算水氣比與單井實際水氣比作比較，見表1。

表1 S65-1集氣站水氣比劈分結果驗證

由表1可知，水氣比計算結果與實際水氣比相比，絕對誤差基本上小于0.2×104m3/m3，相對誤差低于20%。平均誤差為0.06×10-4m3/m3，平均相對誤差為8%，滿足生產管理和選擇排水采氣工藝的需要，說明新方法是可行的。在驗證該方法可行的基礎上，采用該方法對S48區塊的2個集氣站177口氣井中的90口產水井進行了產水量劈分，對后續的生產管理和選擇排水采氣措施提供了很好的指導作用。

4 結 論

(1) 通過對集氣站的產氣、產水動態分析，劃分出了產水階段，得到了每個階段的平均水氣比基本穩定這一認識。在此基礎上，提出了“單井水量對比，總站水量約束”的劈分思路，并從積液對生產動態的影響出發，從定量的角度建立了單井水量劈分方法。

(2) 采用S65-1集氣站試驗區的實際水量計量數據，驗證了新方法平均誤差為0.06×104m3/m3，平均相對誤差為8%，滿足工程精度需要。

(3) 建立的方法具有一定的局限性，對攜液能力良好的高產氣井不適用，對產水量較大、積液很快、套壓迅速下降的產水氣井也不適用。

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編輯 劉 巍

20140628；改回日期：20141014

國家自然科學基金“基于預測控制的雙閉環智能井優化控制方法研究”(51204139)

熊鈺(1968-)，男，教授，1995年畢業于西南石油大學油氣田開發專業，2013年畢業于該校油氣田開發專業，獲博士學位，現從事油氣藏工程、油氣藏流體相態理論與測試及注氣提高采收率方面的教學與研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.019

TE357.6

A

1006-6535(2015)01-0088-04