異常高壓氣井L16井合理配產初探

周際春，段永剛，伍東超，羅 剛

（1．中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦，四川綿陽 621700；2．西南石油大學，四川成都 610500）

異常高壓氣井埋藏深、儲層致密，滲透率和孔隙度一般都較低，且非均質性嚴重，在開發過程中面臨諸多難題[1-2]。隨著常規油氣藏采出程度的增加，非常規油氣藏的開發越來越突顯其重要地位。因此，做好異常高壓氣藏的試采和開發工作，對今后開發此類氣藏將起到指導作用。

L16井是四川盆地西北部的一口探井，完鉆井深5988 m，鉆探目的是主探二疊系棲霞組、茅口組和吳家坪組，兼探飛仙關組的含油氣情況。該井目前主產層段為飛仙關組，是此區塊飛仙關組層段的發現井。L16井飛仙關組氣藏原始地層壓力 98.35 MPa，壓力系數1.89，屬異常高壓氣藏；地層溫度為124.21 ℃，地溫梯度為2.19 ℃/100 m，屬常溫氣藏；平均孔隙度 3%，平均滲透率為 0.189×10-3μm2；該氣藏屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖氣藏[3]。對于此類氣藏的開發，目前國內開采歷史尚短，經驗不足，因此，開展對異常高壓氣井試采期合理配產的研究是必要的。

1 試采動態分析

L16井于2007年11月17日完鉆，測試產量15.50×104m3/d，完井時一點法計算其無阻流量21.89×104m3/d。該井于2009年9月投產，通過1年多的試采，表現出以下幾點特征：①試采階段產氣量、產水量基本穩定，油壓、套壓呈明顯下降趨勢；②儲層有明顯的低滲透特征，壓力、產量達到穩定需要的時間較長；③投產立即見水，水氣比穩定，地層水侵入、產出平衡。

氣井在提產幅度不大的情況下，壓力下降明顯；當產量高于7.00×104m3/d時，生產不能穩定，壓力和產量同步下降，反映了地層的供給能力有限，表現出明顯的低滲透儲層特征。

2 氣井產能評價

為了準確制定氣井合理的生產制度，對于氣井產能的認識就顯得尤為重要[4-8]。

2.1 非穩態產能預測法

L16井試采期研究基礎資料非常不足，在沒有試井資料的情況下，選用非穩態產能預測法。該方法是利用生產動態資料，直接擬合井口或井底產量方式來確定模型參數，不需要常規試井方法獲取資料，可實現氣井產能預測和生產動態預測[9]。

根據L16井地質條件，其非穩態產能分析模型確定為：井筒存儲（表皮）+ 均質 + 圓形（封閉），其解釋模型計算結果如表1所示。從雙對數壓力擬合曲線來看，投產初期階段，氣井處于不穩定生產狀態（圖1），壓力產量波動較大，擬合的油壓、套壓差別較大，隨著氣井生產的逐漸趨于穩定，擬合曲線能夠反映壓力變化過程。從Blasingame雙對數診斷曲線上可以看出，曲線并沒有進入擬穩定流動的下降直線段階段（圖2），反映了L16井儲層非均質性較強，且基質滲流能力較低，壓力波并未傳遞到氣藏邊界，隨著開采時間的增加，其波及范圍將進一步增大。

表1 L16井解釋模型計算結果

圖1 雙對數壓力擬合曲線

圖2 Blasingame雙對數診斷曲線

利用非穩態方法計算該井隨時間變化的無阻流量曲線（圖 3），曲線反映無阻流量下降速率較快。投產初期，該井無阻流量約為10.40×104m3/d，與完井時一點法無阻流量21.89×104m3/d相比，產能降低了52.49%；2010年6月，其無阻流量降約為8.00×104m3。利用非穩態產能預測法，計算出氣井動態儲量約為1.43×108m3，但計算結果沒考慮異常高壓氣藏的壓力變化特殊情況，因此，此結果僅供參考。

2.2 常規產能計算方法

為了使預測的產能更可靠，以及檢驗非穩態產能預測方法的準確性，2010年6月對L16井進行了不關井穩定試井。根據測試的數據，得到了指數式產能方程為：

式中：Qg為產氣量，104m3/d；Pr為地層壓力，MPa；Pwf為流動壓力，MPa。

利用式（1）計算其無阻流量為6.27×104m3/d。得到二項式產能方程為：

圖3 計算無阻流量曲線

利用式（2）計算其無阻流量為6.29×104m3/d。

三個工作制度下一點法無阻流量計算結果如表2所示，與試井解釋結果十分接近，證明利用試井資料的常規產能計算結果更為可靠。

利用產能方程反算原始地層狀態下無阻流量為7.30×104m3/d，與完井時一點法無阻流量21.89×104m3/d相比，氣井的產能降低了66.65%。

表2 一點法計算無阻流量對比

3 合理產量確定

L16井生產早期，常規產能方程計算出的無阻流量與一點法計算出的無阻流量都約為 6.30×104m3/d，利用非穩態方法分析2010年6月氣井的無阻流量約為8.00×104m3/d。常規產能分析方法是利用氣井穩定試井資料進行計算，但L16井試井過程中各個生產制度測試點均未完全達到穩定狀態，L16井飛仙關組為低滲透氣藏，且近井地帶的滲流特征復雜，很難準確預測壓力的穩定時間，測點資料未達到完全穩定狀態，不能完全代表氣井目前真實產能情況。非穩態分析方法以滲流理論為基礎，耦合井筒流動模型以及地層滲流模型對氣井歷史生產動態進行擬合，通過調整擬合程度來確定儲層參數，計算氣井產能和動態儲量，其準確度取決于合理儲層模型的認識和選擇以及儲層參數的調節。因此，這兩種計算方法均存在一定的偏差。

根據實際生產情況及臨界攜液流量計算結果（井口壓力 15.00 MPa，臨界攜液流量 3.60×104m3/d），為使氣井井筒不積液，該井在生產早期產量為4.00×104m3/d，穩定生產至2011年4月，壓力突然上漲，比上漲前高82.00 MPa，表現出明顯的能量補給特征。套壓最高承壓為80.00 MPa，進行工藝改造后，氣井復產。之后L16井生產穩定情況較好，2018年底，產氣量2.60×104m3/d，累產氣1.24×108m3。從氣井生產史看來，早期配產 4.0×104m3/d制度合理，在生產初期保證了氣井的穩定生產（圖3）。

圖3 L16井采氣曲線

4 結論與認識

（1）對于異常高壓氣井的早期產能評價，常規產能分析方法和非穩態分析方法均存在一定誤差，但能夠對配產起參考作用。

（2）兩種方法計算L16井初期產能，比完井時一點法無阻流量均下降了50%以上，非穩態產能預測法不及常規試井方法準確，但也反映了氣井產能的大幅下降，能起到定性評價作用。

（3）結合產能評價結果、實際生產情況及臨界攜液流量，制定 L16井早期合理產量約為4.0×104m3/d，該配產制度合理，保證了氣井早期的穩定生產。

（4）基于上述研究，建議對異常高壓氣井早期配產，應積極開展試井工作，目前尚未找到能夠代替常規試井更準確的產能評價方法；在實際生產中，要密切跟蹤分析氣井生產動態，實施壓力、產量監測，以及時獲取生產資料，用以分析氣井動態特征。