嚴(yán) 謹(jǐn)，劉傳喜

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

高含CO2氣井產(chǎn)能計(jì)算新方法

嚴(yán) 謹(jǐn)，劉傳喜

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

松南火山巖氣藏高含CO2，這種氣體的存在對天然氣的高壓物性產(chǎn)生很大影響，使得氣井產(chǎn)能預(yù)測與實(shí)際相差較大。在高含CO2氣體高壓物性分析（PVT）實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，研究了溫度、壓力和CO2含量對天然氣高壓物性參數(shù)的影響規(guī)律，建立了不同CO2含量下天然氣粘度和偏差因子與壓力的相關(guān)關(guān)系，并結(jié)合氣體滲流理論建立了考慮高含CO2天然氣高壓物性變化的產(chǎn)能預(yù)測新模型。實(shí)例計(jì)算表明：①氣井產(chǎn)能隨著CO2含量的增高而降低；②當(dāng)CO2含量大于20％時(shí)，氣井產(chǎn)能評價(jià)必須考慮μZ值（天然氣粘度與偏差因子的乘積）變化的影響；③開發(fā)中后期可以忽略CO2含量對氣井產(chǎn)能的影響。新的產(chǎn)能計(jì)算方法能反映CO2含量對產(chǎn)能計(jì)算的影響，精確度更高，對于高含CO2天然氣田的產(chǎn)能評價(jià)和生產(chǎn)制度的制定具有重要的指導(dǎo)意義。

產(chǎn)能；氣井；CO2含量；天然氣；松遼盆地

近年來，在松遼盆地北部深層火山巖氣藏取得了重大發(fā)現(xiàn)，其產(chǎn)出氣體中均含CO2，多數(shù)氣井CO2含量大于20％，屬于高含CO2氣藏［1-4］。與烴類氣體不同，CO2受壓力、溫度變化的影響很容易產(chǎn)生相態(tài)的變化，其密度、壓縮因子、體積系數(shù)、粘度等物性參數(shù)也隨之變化，與常規(guī)天然氣存在較大差異［5-8］。因此，高含CO2氣藏氣井的產(chǎn)能評價(jià)應(yīng)與常規(guī)氣藏不同，應(yīng)充分考慮CO2的影響。

目前，高含CO2氣藏氣井產(chǎn)能評價(jià)仍然采用常規(guī)方法，即認(rèn)為氣體的粘度和偏差因子在生產(chǎn)壓力范圍內(nèi)為一常數(shù)，忽略了CO2對氣體高壓物性參數(shù)的影響，使得氣井產(chǎn)能預(yù)測存在一定誤差［9-14］。本文通過PVT（高壓物性分析）實(shí)驗(yàn)測試獲得不同溫度、壓力、CO2含量下天然氣的偏差因子、體積系數(shù)、密度和粘度等物性參數(shù)的變化規(guī)律，在此基礎(chǔ)上建立了反映高含CO2天然氣高壓物性變化特性的氣井產(chǎn)能方程，并通過實(shí)例計(jì)算研究了CO2含量對天然氣井產(chǎn)能的影響。

1 高含CO2氣體PVT實(shí)驗(yàn)

在加拿大DBR公司研制和生產(chǎn)的JEFRI全觀測無汞高溫高壓地層流體分析儀中開展高含CO2天然氣PVT實(shí)驗(yàn)。設(shè)備溫度范圍-30～200℃，測試精度0.1℃；壓力范圍0.1～70 MPa，測試精度0.01MPa。實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 高含CO2天然氣PVT實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Schematic diagram showing process of PVT laboratorial experiment

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①在溫度一定的條件下，隨著壓力的不斷降低高含CO2氣體密度不斷降低，隨著CO2含量的增加氣體密度增加（圖2a）；②體積系數(shù)隨壓力減小而增加；③隨CO2含量增加體積系數(shù)減小，但變化不大（圖2b）；④在低壓（＜20 MPa）下偏差因子隨壓力減小而增加，高壓（＞20 MPa）下偏差因子隨壓力減小而減??；⑤隨CO2含量的增加偏差因子減?。▓D2c）；⑥氣體粘度隨壓力的降低而減小，隨CO2含量的增加而增加（圖2d）。

圖2 不同CO2含量下氣體密度（a）、體積系數(shù)（b）、偏差因子（c）及氣體粘度（d）與壓力的關(guān)系Fig.2 Relationships of gas density（a），volume factor（b），Z-factor（c）and gas viscosity（d）vs.pressure at different CO2contents

圖3 不同CO2含量下天然氣μZ值隨壓力的變化Fig.3 Relationship between gasμZ and pressure at different CO2contents

回歸天然氣粘度與偏差因子的乘積（μZ）與壓力的關(guān)系曲線，可以看出兩者成指數(shù)關(guān)系（圖3）：

式中：μ為天然氣粘度，mPa·s；Z為偏差因子，無量綱；p為氣體壓力，MPa；a，b為常數(shù)，與天然氣中CO2的含量有關(guān)。

由圖3可以看出，隨著CO2含量的降低，μZ值隨壓力的變化不斷減小。當(dāng)CO2含量小于5％時(shí)，μZ值隨壓力的變化較小，可以視為常數(shù)。

2 高含CO2天然氣產(chǎn)能方程建立

假設(shè)儲(chǔ)層均質(zhì)等厚各項(xiàng)同性，氣藏中心有一口井以高產(chǎn)量生產(chǎn)，氣體為等溫滲流，則氣體在平面徑向流動(dòng)情況下，壓力梯度與滲流速度之間的關(guān)系可寫成［15］：

在穩(wěn)定流動(dòng)的情況下，氣井產(chǎn)量是常數(shù)，即通過各過水?dāng)嗝娴馁|(zhì)量流量保持不變。因此，地層中任一截面處的氣體滲流速度可表示為：

將上式代入（2）式，得：

將（4）式分離變量可得：

將μZ＝a ebp代入（5）式，可得高含CO2氣井產(chǎn)能方程為：

式中：a，b——常數(shù)，與天然氣中CO2的含量有關(guān)；

D——慣性系數(shù)，（m3/d）-1；

h——?dú)鈱佑行Ш穸?，m；

K——有效滲透率，10-3μm2；

M——天然氣視分子量，g/mol；

p——在半徑r處的壓力，MPa；

pi——地層壓力，MPa；

psc——標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣體壓力，MPa；

pwf——井底壓力，MPa；

q——在半徑r處的氣體體積流量，cm3/s；

qsc——標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣井產(chǎn)量，m3/d；

r——距井軸的任意半徑，m；

re——泄氣半徑，m；

rw——井底半徑，m；

R——通用氣體常數(shù)，MPa·m3/（kmol·K）；

T——平均地層溫度，K；

Tsc——標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣體溫度，K；

V——?dú)怏w滲流速度，m/s；

Z——?dú)怏w壓縮系數(shù)，無量綱；

β——速度系數(shù)，m-1；

μ——?dú)怏w粘度，mPa·s；

ρ——流體密度，kg/m3。

3 實(shí)例計(jì)算

以松南氣田一口氣井的儲(chǔ)層參數(shù)為例，氣層中部深度為3645.0 m，測井解釋有效厚度為91.7m，平均孔隙度為7.54％，平均滲透率為2.94×10-3μm2，原始地層壓力為41.4MPa，地層溫度為133.4℃。

在氣層滲透率、厚度一定的情況下，應(yīng)用上述方法計(jì)算不同CO2含量氣井的IPR曲線（井底流壓與產(chǎn)量的關(guān)系曲線）（圖4）。從圖中可以看出，氣井的無阻流量隨著CO2含量的增加而不斷降低，當(dāng)CO2含量從5％增至45％時(shí)，無阻流量從34.48× 104m3/d降至24.35×104m3/d，降低了29％。

將上述方法與常規(guī)方法計(jì)算得到的氣井IPR曲線進(jìn)行對比（圖5）?？梢钥闯觯S著CO2含量的增加，兩種方法計(jì)算無阻流量的差異逐漸增大。對于CO2含量較高（＞20％）的氣井，必須考慮μZ值的變化，采用新方法進(jìn)行產(chǎn)能評價(jià)；而對于CO2含量較低的氣井，該變化可以忽略，仍然可以采用常規(guī)方法進(jìn)行產(chǎn)能評價(jià)。

圖4 不同CO2含量下氣井IPR曲線Fig.4 IPR curves of gas well at different CO2contents

圖5 不同CO2含量下由新方法與常規(guī)方法計(jì)算得到的氣井IPR曲線對比Fig.5 Comparisons of IPR curves calculated by new method and conventionalmethod at different CO2contents

圖6 不同壓力下IPR曲線對比（CO2含量為22％）Fig.6 Comparisons of IPR curves at different pressure（CO2content22％）

計(jì)算不同地層壓力下的氣井流入動(dòng)態(tài)曲線，由IPR曲線對比圖（圖6）可以看出，隨著地層壓力的降低，新方法與常規(guī)方法計(jì)算IPR曲線差異逐漸減小。這主要是因?yàn)?，在壓力較高時(shí)，μZ值隨壓力變化較大；而隨著壓力的降低，μZ值隨壓力變化較小。因此，開發(fā)中后期可以忽略CO2含量對氣井產(chǎn)能的影響。

4 結(jié)論

1）隨著CO2含量的增加，氣體的密度、粘度等增大，而體積系數(shù)、偏差因子等降低。當(dāng)CO2含量大于20％時(shí)，氣井產(chǎn)能評價(jià)需考慮μZ值隨壓力變化的影響。

2）氣井的無阻流量隨著CO2含量的增加而不斷降低。當(dāng)CO2含量從5％增至45％時(shí)，無阻流量降低了29％。對于CO2含量較高（＞20％）的氣井，常規(guī)產(chǎn)能計(jì)算方法存在較大差異。

3）建立的高含CO2氣井產(chǎn)能方程能夠反映CO2含量變化對氣井產(chǎn)能的影響，與實(shí)際情況更相符，可用于高含CO2氣井的產(chǎn)能評價(jià)。

［1］魯雪松，王兆宏，魏立春，等.松遼盆地二氧化碳成因判識(shí)與分布規(guī)律［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（1）：97-101，107.

Lu Xuesong，Wang Zhaohong，Wei Lichun，et al.Origin and distribution patterns of carbon dioxide in the Songliao Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（1）：97-101，107.

［2］米敬奎，張水昌，王曉梅，等.松遼盆地高含CO2氣藏儲(chǔ)層包裹體氣體的地球化學(xué)特征［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（1）：68-73.

Mi Jingkui，Zhang Shuichang，Wang Xiaomei，et al.Geochemical behaviors of gases from inclusions in high CO2reservoirs，the Songliao Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（1）：68-73.

［3］王洪江，吳聿元.松遼盆地長嶺斷陷火山巖天然氣藏分布規(guī)律與控制因素［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2011，31（3）：360-367.

Wang Hongjiang，Wu Yuyuan.Distribution patterns and controlling factors of volcanic gas pools in the Changling fault depression，the Songliao Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2011，31（3）：360-367.

［4］孫粉錦，羅霞，齊景順，等.火山巖體對火山巖氣藏的控制作用——以松遼盆地深層徐家圍子斷陷興城和升平火山巖氣藏為例［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2010，31（2）：180-186.

Sun Fenjin，Luo Xia，Qi Jinshun，et al.Controlling effects of volcanic rocks upon gas pools—taking two volcanic gas reservoirs in the Sonliao Basin as examples［J］.Oil＆Gas Geology，2010，31（2）：180-186.

［5］袁平，李培武，施太和，等.超臨界二氧化碳流體引發(fā)井噴探討［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（3）：68-70.

Yuan Ping，Li Peiwu，Shi Taihe et al.Discussion on blowout caused by supercritical CO2fluid［J］.Natural Gas Indusry，2006，26（3）：68-70.

［6］張智，施太和，吳優(yōu)，等.高酸性氣井超臨界態(tài)二氧化碳硫化氫的相態(tài)變化誘發(fā)鉆采事故探討［J］.鉆采工藝，2007，30（1）：94-95.

Zhang Zhi，Shi Taihe，Wu You，et al.Discussion of supercritical carbon dioxide and hydrogen sulfide induced drilling and production accidents in high sour gaswell［J］.Drilling＆Production Technology，2007，30（1）：94-95.

［7］王剛，楊勝來，吳曉云，等.富含CO2天然氣偏差因子研究［J］.石油鉆采工藝，2010，32（1）：53-56.

Wang Gang，Yang Shenglai，Wu Xiaoyun，et al.Study on deviation factor of CO2rich gas［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2010，32（1）：53-56.

［8］Mitsuo Ukai，Tadami Katahira，Yoichi Kume，et al.Volcanic reservoirs，their characteristics of the development and Production［J］.SPE4296.

［9］宋新民，冉啟全，孫圓輝，等.火山巖氣藏精細(xì)描述及地質(zhì)建模［J］.石油勘探與開發(fā)，2010，37（4）：458-465.

Song Xinmin，Ran Qiquan，Sun Yuanhui，etal.Fine description and geologicmodeling for volcanic gas reservoirs［J］.Petroleum Exploration and Development［J］.2010，37（4）：458-465.

［10］許進(jìn)進(jìn)，徐旭輝，凡哲元，等.考慮啟動(dòng)壓力梯度下的火山巖氣藏?cái)?shù)值模擬研究［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2010，31（2）：240-243，259.

Xu Jinjin，Xu Xuhui，F(xiàn)an Zheyuan，et al.A numerical simulation of volcanic gas reservoirs under consideration of start-up pressure gradient［J］.Oil＆Gas Geology，2010，31（2）：240-243，259.

［11］周學(xué)民，唐亞會(huì).徐深氣田火山巖氣藏產(chǎn)能特點(diǎn)及影響因素分析［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（1）：90-92.

Zhou Xuemin，Tang Yahui.Productivity characteristicsand influential factor of lava gas reservoir of Xushen gas field［J］.Nature Gas Industry，2007，27（1）：90-92.

［12］舒萍.松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏相態(tài)與滲流機(jī)理［J］.世界地質(zhì)，2010，29（1）：83-89.

Shu Ping.Phase behavior and seepage mechanism of volcanic gas reservoir in Xushen gas field of Songliao Basin［J］.Global Geology，2010，29（1）：83-89.

［13］彭彩珍，郭平，賈閩惠，等.火山巖氣藏開發(fā)現(xiàn)狀綜述［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2006，28（5）：69-72.

Peng Caizhen，Guo Ping，Jia Minhui，etal.A summary of the development presentsituation for the volcanic-rock gas reservoir［J］.Journal of Southwest Petroleum Institute，2006，28（5）：69-72.

［14］楊勝來，魏俊之.油層物理學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：35-42.

Yang Shenglai，Wei Junzhi.Petrophysics［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2004：35-42.

［15］楊繼盛.采氣工藝基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1991：44-59.

Yang Jisheng.Gas production technology［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1991：44-59.

（編輯 李 軍）

A new method of productivity prediction for high CO2-content gaswells

Yan Jin and Liu Chuanxi
（SINOPEC Petroleum Exploration and Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Productivity of gaswells in Songnan volcanic gas reservoir is difficult to predict as high CO2content has great influences on PVT of natural gas，resulting in large difference between themeasured and predicted productivity.Based on laboratory experiments，this paper studied the effects of temperature，pressure and CO2content on PVT of gaswith high CO2content and established the relational expressions of gas viscosity and Z-facto to pressure for gaswith different CO2contents.A new prediction model considering PVT variations of gas with high CO2contentwas built based on gas percolation theory.The case study results indicate that the productivity reduceswith the CO2content increasing；the effectofμZ factor changes on productivity prediction should be considered when CO2content is above 20％；and the impacts of CO2content on productivity lowers to a level that can be neglect in late production period.The new method is accurate and practical for the high CO2-content gas reservoirs.

productivity，gaswell，CO2content，natural gas，Songliao Basin

TE32

A

0253-9985（2011）05-0787-05

2010-09-25；

2011-09-01。

嚴(yán)謹(jǐn)（1973—），女，高級工程師，油氣藏工程。

中國石化科技攻關(guān)項(xiàng)目（P09044）。