松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏水平井開發合理工作制度的確定

徐 巖 曹寶軍 門清萍 鐘安寧

中國石油大慶油田勘探開發研究院

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上產的主力產層，此類氣藏普遍發育水層、埋藏較深、巖石類型復雜多樣，儲層平面展布連續性差、變化快、非均質性強，屬于中低孔隙度、低或特低滲透率儲層。為了提高單井產能和有效控制底水錐進，探索著采用水平井開發方式，初步形成了火山巖氣藏水平井優化設計等開發配套技術，目前主要是采用經驗法、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，自然產能井受攜液、底水脊進影響，臨界產量較難確定。因此，還需要進一步優化和改進水平井開發的合理工作制度[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），根據水平井實際生產動態，采用采氣指示曲線法和臨界產量法確定水平井的生產能力，同時結合產量需求來綜合確定水平井的合理產量，為水平井合理配產提供依據；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 典型水平井的數值模擬

為進一步明確各區水平井合理工作制度以及水平井產能主控因素，分別針對A區塊A平1井和B區塊B平1井建立單井地質模型，在對單井及鄰井歷史開采數據擬合的基礎上，確定各區水平井合理工作制度及產能主控因素。

2.1 地質模型建立

分區針對2個區域，將氣藏構造、地層厚度、砂體厚度、砂體有效厚度、基質孔隙度、基質滲透率、裂縫孔隙度、裂縫滲透率展布圖離散網格化，建立氣藏地質模型網格參數場。

下面為A區塊雙重介質地質模型，共12.4萬個網格（46×54×50），平面上網格步長為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）。該區地質儲量61.4×108m3，水體 2 300×104m3。

2.2 單井歷史擬合

結合氣藏單井生產動態和試井解釋成果，對各井滲透率進行調整。先適當調整有效厚度、巖石壓縮系數、飽和度等參數以擬合氣藏各區塊的地層壓力，再通過滲透率、相對滲透率、表皮系數等的調整擬合井口壓力。

采用以上調參方法和步驟，對A區塊生產井進行歷史擬合，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井區雙重介質地質模型示意圖

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，在歷史擬合基礎上，分別設定產量為7.0×104m3/d、10.0×104m3/d、15.0×104m3/d進行指標預測（圖4），通過對比，當預測產量為10.0×104m3/d時，穩產期為7.6年，預測日產氣量降至5.0×104m3（臨界攜液產量）時，累積產氣最大為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區塊和B區塊2口井臨界攜液流量，其中A區塊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小（圖5）。

3.2 底水脊進臨界產量

針對氣藏底水脊進臨界產量，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]，將計算結果與數值模擬的合理工作制度相比較，優選出Oakan方法為適合本火山巖氣藏底水脊進臨界產量的計算公式。

Oakan方法：

表2 A平1井臨界攜液流量計算結果表

圖 5 徐深氣田水平井臨界攜液流量計算結果圖

式中qc表示臨界產量，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，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。

經過上述計算，算出每口井的底水脊進臨界產量如表3所示：

通過上述計算，其計算結果與數模相比較，發現只有Ozkan方法比較接近數模配產。

因此，Ozkan方法作為火山巖氣藏底水脊進臨界產量的計算方法。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量（表4）。

4 合理工作制度的確定

綜合單井數值模擬、攜液、指示曲線計算結果，按照氣井能夠正常攜液、盡量延緩底水錐進為原則，確定各井合理配產及生產壓差（表5）。A平1井產能較大、底水脊進產量大，改井合理生產壓差0.2pi左右；B平1井產能低、底水脊進產量低，該井合理配產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量統計表 104 m3·d-1

表4 單井合理配產與地層壓力的關系對比表

表5 單井合理配產及合理生產壓差綜合確定

通過合理配產A平1井和B平1井延緩了產量遞減及底水上升，數值模擬與氣藏工程相結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年水平井年產氣量占徐深氣田的38.91%，獲得較好的開發效果。

5 結論

1）通過對各項參數進行調整，2口水平井擬合效果較好，以擬合后的地質模型為基礎，針對A平1和B平1井開展水平井產能評價。分別設定不同工作制度，對生產指標進行預測，優選得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量與數值模擬合理配產規律一致。結合數值模擬方法確定單井合理配產。

3）通過合理配產A平1井和B平1井延緩了產量遞減及底水上升，數值模擬與氣藏工程相結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。