李永剛，許明靜

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龍鳳山凝析氣藏氣井合理配產(chǎn)研究

李永剛1，許明靜2

（1. 中國石化東北油氣分公司油氣開發(fā)管理部，長春 130062；2. 中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，長春 130062）

龍鳳山凝析氣藏為一受巖性物性控制的特低滲凝析氣藏，儲層屬特低孔、特低滲儲層；孔喉結構復雜，屬中孔、微-細喉道。地露壓差小，凝析油含量高，極易發(fā)生反凝析傷害及井筒積液。如何科學、合理的確定單井合理產(chǎn)量，既滿足天然氣開發(fā)需求，又有效防止井筒積液顯得十分重要。本文綜合運用無阻流量、采氣指數(shù)法、臨界攜液流量法和數(shù)值模擬法確定單井合理產(chǎn)量。通過優(yōu)化氣井配產(chǎn)，延長氣井穩(wěn)產(chǎn)期，提高單井開發(fā)效益。

氣田；氣井；合理配產(chǎn)；龍鳳山

龍鳳山凝析氣藏位于吉林省長嶺縣境內(nèi)，構造位置位于長嶺斷陷北正鎮(zhèn)斷階帶龍鳳山圈閉。主力含氣層位營城組四砂組，目前龍鳳山凝析氣藏北201區(qū)塊完鉆井7口，其中直井6口，水平井1口，試氣井4口，短期試采井1口。由于目前投產(chǎn)氣井較少，對氣藏的認識程度不高，而且低滲致密高含凝析油凝析氣藏在國內(nèi)外也沒有成型的開發(fā)經(jīng)驗可供借鑒。為科學、合理地開發(fā)好氣藏，開展了合理配產(chǎn)技術研究。

1 無阻流量法

首先，根據(jù)氣井產(chǎn)能測試資料確定試氣無阻流量，然后，將試氣無阻流量按60%的比例折算為試采無阻流量，氣井穩(wěn)定開采時的合理產(chǎn)量為試采無阻流量的1/5～1/6[1]。

以龍鳳山氣田北201井區(qū)A井為例，該井于2014年10月31日至11月20日進行了4個工作制度回壓試井，測試數(shù)據(jù)見表1，測試過程中，氣量按由小到大的順序，由于6mm油嘴生產(chǎn)時，井底流壓未到達穩(wěn)定狀態(tài)，因此，產(chǎn)能分析時去除該點。經(jīng)過數(shù)據(jù)處理后，得到該井二項式產(chǎn)能方程為：ΔΨ=0.078qg+8.767 43×10-7qg2，計算試氣無阻流量為20.2×104m3，試采無阻流量為12.12×104m3，該井合理產(chǎn)量范圍在2.02～2.42×104m3。

表1 A井回壓法測試數(shù)據(jù)表

2 采氣指數(shù)法

氣井二項式產(chǎn)能方程為[2]：

在直角坐標中作壓力平方差與產(chǎn)量的關系曲線，當產(chǎn)量較小時，壓力平方差與產(chǎn)量近似于一條直線，即產(chǎn)量隨著生產(chǎn)壓差的增大而線性增加；當產(chǎn)量增大到某一極限值后，生產(chǎn)壓差隨產(chǎn)量的變化不再呈線性關系，而是高于直線，這時氣井表現(xiàn)出明顯的非達西流效應。如果氣井的配產(chǎn)超過了極限值，那么生產(chǎn)過程中就有部分壓力降需用于克服非達西流效應，顯然能量利用不夠合理。極限值所對應的壓差即為目前地層壓力下的合理生產(chǎn)壓差，所對應的產(chǎn)量為合理產(chǎn)量。據(jù)此可以確定龍鳳山氣田北201井區(qū)A井的初期最大合理產(chǎn)量為2.5×104m3（圖1）。

圖1 A井采氣指示曲線

3 臨界攜液流量法

凝析氣藏氣井在生產(chǎn)過程中，隨著地層流體的采出，井底壓力降低，當井底壓力低于露點壓力時，將有凝析油析出，很可能造成氣井井底積液，如果井底積液不能及時排出，將影響氣井的產(chǎn)量甚至造成氣井停產(chǎn)。因此，在確定氣井產(chǎn)量時，必須考慮氣井攜液問題。

圖2 CCE凝析液量擬合圖

圖3 CVD凝析液量擬合圖

氣井開始積液時井筒內(nèi)氣體的最低流速稱為氣井攜液臨界流速，對應的流量稱為氣井攜液臨界流量，可按下式計算[3]：

qcr-氣井臨界攜液流量，104m3/d;ρl-液體密度，kg/m3；ρg-氣體密度，kg/m3；σ-氣液界面張力，N/m；A-油管截面積，m2；P-油管流壓，MPa；T-油管流溫，K、Z-P、T條件下的氣體偏差因子

圖4 A井不同配產(chǎn)時產(chǎn)氣量預測曲線

圖5 A井不同配產(chǎn)時產(chǎn)油量預測曲線

目前龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)主要油管尺寸為3.5''，油管內(nèi)徑為76mm，結合北201井區(qū)儲層主要物性參數(shù)，根據(jù)上式計算龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)A井的攜液臨界流量1.845×104m3/d。為防止凝析油積聚在氣井井底和近井區(qū)，A井配產(chǎn)應大于等于臨界攜液流量。

4 數(shù)值模擬法

根據(jù)龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)營Ⅳ砂組測井解釋及取心研究成果，建立600×600×30m單井模型，孔隙度為6.76%，滲透率為0.99mD，含氣飽和度為0.58。將CCE以及CVD實驗數(shù)據(jù)輸入Ecliipse軟件的PVTi模塊中，選取PR三參數(shù)狀態(tài)方程[4]，調(diào)整狀態(tài)方程相關參數(shù)，使方程計算結果與實際參數(shù)匹配。PVT擬合結果精度高，各指標計算結果能較好的擬合實驗結果（圖2~3）。

通過對單井不同配產(chǎn)，分析穩(wěn)產(chǎn)時間以及預測期末采出程度，以確定合適的產(chǎn)量。以龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)A井為例，針對該井配產(chǎn)1.5×104m3、2×104m3、2.5×104m3和3×104m3，通過多組分數(shù)值模擬技術分別預測開采15年的單井產(chǎn)量及累產(chǎn)。預測結果表明，產(chǎn)氣量在一定時間內(nèi)穩(wěn)定，產(chǎn)油量隨反凝析發(fā)生而立刻遞減；氣井配產(chǎn)越高，穩(wěn)產(chǎn)年限越短，油氣采出程度越低（圖4~5）。通過對比各項預測開發(fā)指標（表2），2.0×104m3/d配產(chǎn)方案較為合理。

表2 A井不同配產(chǎn)條件下預測指標對比

5 合理產(chǎn)量綜合確定

從龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)現(xiàn)有的各種動靜態(tài)資料出發(fā)，考慮穩(wěn)產(chǎn)年限、生產(chǎn)攜液要求、累積產(chǎn)氣及產(chǎn)油量等因素，綜合確定龍鳳山氣田北201井區(qū)A井的合理產(chǎn)量為2×104m3。后期該井試采動態(tài)進一步證實配產(chǎn)2×104m3較合理，初期該井配產(chǎn)3×104m3，試采101天，壓降速度為0.008MPa/d，氣油比由2 050 m3/m3上升到2 700m3/m3；試采產(chǎn)量降至2×104m3，試采120天，壓降速度為0.006 7MPa/d，氣油比逐漸趨于穩(wěn)定。

6 結論

1）運用無阻流量、采氣指數(shù)法、臨界攜液流量法和數(shù)值模擬法，考慮穩(wěn)產(chǎn)年限，生產(chǎn)攜液要求、累積產(chǎn)氣及產(chǎn)油量等因素，綜合確定龍鳳山凝析氣藏北201井區(qū)單井合理配產(chǎn)為2×104m3。通過與氣井生產(chǎn)實際相比，與實際情況相符。

2）針對低滲致密高含油凝析氣藏，提出了氣井配產(chǎn)的綜合配產(chǎn)方法，該方法考慮了合理利用氣藏自身能量、氣井的非達西效應、氣體流速要能攜帶出天然氣中的凝析油、氣井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)年限。該方法為氣田提供了較為合理的配產(chǎn)方法。

參考文獻:

[1] 郭立波，王新海，李治平等.LDQ克拉瑪依組油層數(shù)值模擬與開采方案調(diào)整[J].油氣田地面工程，2010，29 （3）：18～19.

[2] 莊蕙農(nóng)，氣藏動態(tài)描述和試井[M].北京:石油工業(yè)出版社，2004

[3] 郭平，劉武，氣井連續(xù)攜液模型比較研究[J].斷塊油氣田，2002，9 （6）：39～41

[4] 袁士義，凝析氣藏高效開發(fā)理論與實踐[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.

Reasonable production of wells in Longfengshan Condensate Gas Field

Li Yong gang Xu Ming jing

（1. Oil and gas development department，Northeast Oil & Gas Branch，Sinopec，Changchun 130062，Jilin，China ;2. Development Research Institute, Northeast Oil and Gas Branch, Sinopec Group, Changchun 130062 ）

Long Fengshan condensate gas reservoir is a controlled by the lithology and property of low permeability condensate gas reservoir, the reservoir has low porosity, low permeability reservoir. Pore structure is complex, belongs to the hole and micro - fine throat. the difference between Formation pressure and dew pressure is small, the content of condensate oil is high, reverse condensate damage and wellbore fluid easily happened. How to determinate of single well production scientific and reasonable, meeting the demand of natural gas development and preventing wellbore fluid effectively are very important. This article use open flow potential ,productivity index method, the critical flow rate method and the numerical simulation method to determine the reasonable single well production. By optimizing the gas well proration and prolong the gas well production plateau, improve the efficiency of the single well development.

Longfengshan Gas Field; gas well; reasonable production

P618.13

A

1006-0995（2016）03-0398-03

10.3969/j.issn.1006-0995.2016.03.010

2015-11-01

李永剛（1975-），男，湖北人，碩士，高級工程師，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作