謝英剛，段長江，魏攀峰，孟尚志，高麗軍

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457;2.中國石油大學(北京)，北京 102249; 3.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011)

臨興地區(qū)砂巖兩層合采接替時機優(yōu)選實驗.

謝英剛1，段長江1，魏攀峰2，孟尚志3，高麗軍1

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300457;2.中國石油大學(北京)，北京 102249; 3.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 100011)

以臨興地區(qū)石盒子組2段和7段砂巖地層為目標，利用直徑25mm巖心柱塞，根據(jù)現(xiàn)場測試資料控制柱塞溫度、圍壓、柱塞出口壓力，評價地層壓力對砂巖兩層合采產能的影響，為臨興地區(qū)砂巖兩層合采接替時機的優(yōu)選提供實驗數(shù)據(jù)。研究表明，隨H2段砂巖柱塞合采接替壓力由14.98MPa降至9.58MPa，H2段與H7段柱塞單層干擾指數(shù)均先增后減，接替壓力為12.05MPa時，兩個砂巖單層干擾指數(shù)最高，分別達9.20%和14.54%。接替壓力最大時，干擾程度最低。建議現(xiàn)場選擇地層打開初期作為接替時機。

砂巖氣；兩層合采；地層壓力；模擬實驗；層間干擾

鄂爾多斯盆地臨興地區(qū)縱向發(fā)育多套砂巖地層，主力砂巖層段上石盒子組、下石盒子組平均有效厚度為10.3 m、11.8 m，現(xiàn)場已鉆井試氣結果表明地層壓力14～16 MPa，均值接近15 MPa[1]。不同地層壓力氣層合采存在層間干擾導致產能下降[2]，能否通過控制砂巖合采接替時機，調整多個地層合采壓力差值以降低層間干擾，不同學者從數(shù)值模擬和室內實驗兩個方面開展研究。

熊燕莉等運用數(shù)值試井方法分析四川盆地壓力23～25 MPa、滲透率為0.14～13.44 mD的灰?guī)r地層合采效果指出，合采地層壓力差越小，層間干擾程度越低[3]。王都偉等利用多層氣藏節(jié)點分析方法評價地層壓力28～33 MPa低滲砂巖合采效果指出，地層壓力差越小，高壓地層對低壓地層氣流倒灌強度越低[4]。王淵建立的壓力為26～27 MPa地層合采層間干擾系數(shù)計算公式指出，層間壓力差越大，合采干擾系數(shù)越大[5]。向祖平等建立單井多層氣藏雙孔介質模型評價壓力為19～20 MPa地層合采壓力比值與合采效果關系指出，地層壓力比值越小，低產氣層受干擾程度越低[6]。胡勇等通過高低壓(3～9 MPa)雙氣層物理模擬實驗指出，地層壓力差越大，產能干擾程度越高[7]。朱華銀等利用相似實驗方法模擬柴達木盆地滲透率為2～8000 mD、壓力為20 MPa地層合采，指出產能干擾程度與地層壓力差正相關[8]。

綜上，不同學者研究認為，合采地層壓力差越大，合采干擾程度越高，同時地層滲透率差異也是氣層合采影響因素之一。但是這些成果集中于地層壓力20 MPa、滲透率為0.01～10 mD的氣層合采，而臨興地區(qū)石盒子組砂巖地層壓力為15 MPa、地層滲透率為0.001～0.01 mD，都相對較低，運用現(xiàn)有數(shù)值分析模型和模擬實驗方法評價臨興地區(qū)石盒子組砂巖地層合采接替時機選擇存在偏頗。為此，利用現(xiàn)場鉆取巖心柱塞，根據(jù)臨興地區(qū)現(xiàn)場試井資料設定模擬實驗參數(shù)，評價地層壓力對砂巖雙層合采氣體產能效果的影響，為臨興地區(qū)砂巖雙層合采接替時機優(yōu)選提供實驗數(shù)據(jù)。

1 室內實驗

以臨興地區(qū)石盒子組2段(H2段)和7段(H7段)砂巖為研究對象，利用實鉆巖心柱塞模擬地層，通過并聯(lián)兩枚柱塞出口模擬現(xiàn)場砂巖地層兩層合采。實驗控制一枚柱塞壓力環(huán)境穩(wěn)定，另一枚砂巖柱塞入口壓力初值逐漸下降以模擬不同接替時機下地層壓力值。測定兩層合采柱塞出口氣體平均流速相對于單層單采柱塞氣體平均流速的變化，評價地層壓力差對臨興地區(qū)砂巖地層合采氣體產能規(guī)律的影響。

1.1 實驗原理

利用現(xiàn)場鉆取直徑25 mm巖心柱塞模擬兩個層段砂巖地層。參考現(xiàn)場試井及測試資料，設定柱塞溫度為45～47℃，柱塞圍壓為18～20 MPa、出口壓力為7.2 MPa。以定體積(3 L)高壓氣瓶中壓力自然衰減空氣模擬地層遠端能量衰減過程。實驗測定空氣壓力連續(xù)衰減0.5 MPa單枚巖心柱塞出口氣體流速變化，模擬現(xiàn)場單層單采。保持兩枚砂巖柱塞溫度、出口壓力參數(shù)不變，并聯(lián)兩枚柱塞出口并接替總管線，模擬現(xiàn)場兩層合采。記錄高壓氣瓶壓力15 MPa衰減為14.5 MPa時柱塞出口氣體流速變化，模擬現(xiàn)場兩層合采。以氣體壓力衰減0.5 MPa周期內氣體平均流速表征地層氣體產能，對比兩層合采相對單層單采產能降幅。調整H2段砂巖柱塞接替高壓氣瓶初始壓力逐漸降低，對比砂巖接替合采時機不同，兩層合采相對單層分采氣體產能變化。室內模擬實驗使用北京力會瀾博能源技術有限公司研制天然氣儲層多層合采產能模擬系統(tǒng)，系統(tǒng)原理圖如圖1。

圖1 砂巖兩層合采并聯(lián)實驗原理圖Fig.1 Schematic diagram of sandstone two-layer combined mining experiment

1.2 實驗方法

1.2.1 砂巖單層單采產能模擬實驗

兩枚砂巖柱塞參考GB/T 27192—2012(巖心分析方法)[9]完成清洗、烘干及抽真空，放入巖心夾持器中。參考現(xiàn)場試井、測試數(shù)據(jù)，控制柱塞溫度為45～47℃，柱塞圍壓為18～20 MPa，柱塞出口壓力為7.2 MPa。巖心柱塞入口接體積為3 L的高壓氣瓶，氣瓶中充入空氣至壓力接近實際地層壓力。打開巖心柱塞入口與高壓氣瓶閥門，記錄高壓氣瓶壓力衰減0.5 MPa范圍時柱塞出口氣體流速變化。

1.2.2 砂巖兩層合采產能模擬實驗

完成砂巖單層單采產能模擬實驗后，并聯(lián)兩枚砂巖柱塞出口至總管線，控制兩枚柱塞溫度、出口壓力等參數(shù)不變，測定高壓氣瓶壓力由15 MPa衰減至14.5 MPa期間兩枚柱塞出口氣體流速變化。

1.2.3 地層壓力影響砂巖合采效果評價實驗

定義實驗中H2段與H7段砂巖柱塞并聯(lián)初始入口高壓氣瓶壓力為合采接替壓力。分別調整合采接替壓力為14.98 MPa、13.46 MPa、12.05 MPa、10.53 MPa、9.08 MPa，在H7段柱塞入口壓力穩(wěn)定為15.25 MPa的條件下，重復砂巖單層單采產能模擬實驗和兩層合采產能模擬實驗，記錄兩枚柱塞出口氣體流速變化，以入口壓力衰減0.5 MPa范圍內氣體平均流速表征地層產能。

2 實驗數(shù)據(jù)處理

以砂巖柱塞入口壓力初值14.98 MPa為例，對比單采與合采實驗柱塞出口氣體流速變化(圖2)。

圖2 砂巖柱塞單層及兩層合采實驗出口流量變化Fig.2 Flow of the outlet of single-layer and two-layer experiment of sand stone plunger

圖2中，單采實驗H2段與H7段砂巖柱塞出口氣體流速均值分別為1344.26 mL/min、293.11 mL/min。合采實驗兩枚柱塞出口氣體流速均值分別為1238.77 mL/min、275.94 mL/min，均低于單采實驗。

對比H2段砂巖柱塞入口壓力初值14.98 MPa、13.46 MPa、12.05 MPa、10.53 MPa、9.08 MPa，在出口壓力穩(wěn)定為5.44 MPa條件下，單采及與H7段砂巖柱塞并聯(lián)合采時氣體流速均值，(圖3)。兩層合采時H7段砂巖柱塞進出口壓力分別保持15.45 MPa、3.95 MPa穩(wěn)定不變。

圖3中，H2段柱塞合采接替壓力由14.98 MPa降至9.08 MPa時，H2段砂巖單層單采氣體流速均值由1344.26 mL/min降至250.70 mL/min，下降了1093.56 mL/min。與H7段砂巖合采后，H2段柱塞氣體流速均值由1238.77 mL/min降至231.40 mL/min，下降了1007.37 mL/min。與之并聯(lián)的H7段砂巖柱塞出口氣體平均流速由275.27 mL/min先降至250.00 mL/min，再升至258.00 mL/min，最大降幅為25.27 mL/min。

圖3 砂巖柱塞單層及兩層合采實驗氣體平均流速Fig.3 Average flow velocity of sandstone single-layer and two-layer mining experiment

3 實驗數(shù)據(jù)分析與討論

對比H2段砂巖合采接替壓力不同，臨興地區(qū)兩套砂巖單層單采實驗和兩層合采實驗數(shù)據(jù)，分析地層壓力影響臨興地區(qū)砂巖兩層合采產能。

定義砂巖兩層合采單層干擾指數(shù)為Do，即地層壓力由15 MPa衰減至14.5 MPa期間，砂巖柱塞并聯(lián)合采時氣體流速均值相對單層單采氣體流速均值的降幅，如公式1：

(1)

式中Qd——砂巖單層單采實驗柱塞出口氣體平均流速，mL/min；

Qs——砂巖兩層合采實驗柱塞出口氣體平均流速，mL/min。

定義砂巖兩層合采整體干擾指數(shù)為Da，即地層壓力由15 MPa衰減至14.5 MPa時，兩層合采實驗總管線出口氣體平均流速相對單層單采實驗兩枚柱塞出口氣體平均流速之和的降幅，如公式2：

(2)

式中Qda——單層單采實驗兩枚柱塞出口氣體平均流速之和，mL/min；

Qsa——兩層合采實驗總管線出口平均流速，mL/min。

對比H2段、H7段砂巖柱塞單層干擾指數(shù)、合采干擾指數(shù)隨H2段合采接替壓力變化(圖4)。

圖4 H2段柱塞單層干擾指數(shù)變化Fig.4 H2 segment plunger single-layer interference index changes

圖4中，隨著H2段砂巖柱塞合采接替壓力由14.98 MPa降至9.58 MPa，H2段柱塞合采單層干擾指數(shù)先增后減，接替壓力為12.05 MPa時，干擾指數(shù)最高達9.20%；接替壓力為9.58 MPa時，干擾指數(shù)最低為7.70%，相比最高值降低1.50%。H7段柱塞單層干指數(shù)同樣先升后降。最高值14.54%對應接替壓力為12.05 MPa，最低值5.90%對應接替壓力為14.98 MPa。H2段與H7段柱塞兩層合采整體干擾指數(shù)先從7.71%升至10.78%，再降至9.91%，最大變化幅度2.20%。

由實驗數(shù)據(jù)可知，臨興地區(qū)石盒子組H2段與H7段兩層合采，H7段地層壓力環(huán)境穩(wěn)定時，隨H2段砂巖合采接替壓力降低，H2段與H7段砂巖氣體干擾指數(shù)均先增后降。接替壓力為12.05 MPa時，兩個砂巖單層干擾指數(shù)最高，分別達9.20%和14.54%。為降低產能干擾，臨興地區(qū)石盒子組H2段與H7段砂巖兩層合采時，應選擇地層打開初期就開展兩層合采。

4 結論與建議

(1)基于現(xiàn)場試井測試資料設定實驗基本參數(shù)，以多個砂巖柱塞出口是否并聯(lián)模擬現(xiàn)場氣層單采以及兩層合采兩種模式的實驗方法，實驗參數(shù)接近現(xiàn)場實際，實驗結果準確直觀，實驗操作便捷，方法可行。

(2)實驗研究表明，臨興地區(qū)砂巖兩層合采時，地層接替初始壓力影響合采的產能干擾程度。合采接替壓力最大時，干擾程度最低。建議現(xiàn)場選擇地層壓力最大時為合采時機。

(3)合采接替壓力對產能干擾程度呈現(xiàn)先升后降的趨勢，表明地層壓力并非影響臨興地區(qū)砂巖合采產能效果的唯一因素，需要進一步從地層物性特征、井筒氣體流動阻力等方面評價合采影響因素。

[1] 謝英剛,孟尚志,萬歡,等.臨興地區(qū)煤系地層多類型天然氣儲層地質條件分析[J].煤炭科學技術,2015,49(9):71-75.

[2] P.C.Shah,J.B. Spath. Transient Wellbore Pressure and Flow Rates in a Commongled System with Different Layer Pressure[C], SPE25423, 1993.

[3] 熊燕莉,馮曦,楊雅和,等.多層合采氣井動態(tài)特征及開發(fā)效果分析[J].天然氣勘探與開發(fā),2005,28(1):21-24.

[4] 王都偉,王楚峰,孟尚志,等.低滲氣藏多層合采可行性分析及產量預測研究[J].石油鉆采工藝,2009,6(31):79-83.

[5] 王淵,何志雄,李嘉瑞,等.低滲氣藏多層合采層間干擾系數(shù)的確定[J].科學技術與工程,2012,12(34):9163-9166.

[6] 向祖平,曾焱,卜淘,等.低滲氣藏多層合采技術界限圖版法[J].大慶石油地質與開發(fā),2012,8(31):88-92.

[7] 胡勇,李璽苗,萬玉金,等.高低壓雙氣層合采產氣特征[J].天然氣工業(yè),2009,29(2):89-91.

[8] 朱華銀,胡勇,李江濤,等.柴達木盆地澀北多層氣藏合采物理模擬[J].石油學報,2013,8(34):136-142.

[9] GB/T27192—2012.巖心分析方法.北京:中國標準出版社,2013.

Experimental Optimization on Favorable Access Time in Dual Reservoirs Commingled Production of Sand Gas in Linxing Area

Xie Yinggang1， Duan Changjiang1， Wei Panfeng2， Meng Shangzhi3， Gao Lijun1

(1.EngineeringandTechnologyBranch,CNOOCEnergyTechnologyandServicesLimited,Tianjin300457,China; 2.ChinaUniversityofPetroleum-Beijing,Beijing102249,China; 3.ChinaUnitedCoalbedMethaneCo.,Ltd.,Beijing100011,China)

Aim at Shihezi Formation 2th section and 7th section sandstone formation in Lin Xing area, take experiment with the core plunger which the diameter is 25 mm. Based on the field test data, the plunger temperature, confining pressure and plunger outlet pressure were used to evaluate the formation pressure on the sandstone two-layer mining. The results were as follows: The effect of production capacity for the Linxing area sandstone two layers of mining success time to provide experimental data. The results show that the replacement pressure of the sand column with H2 is reduced from 14.98MPa to 9.58 MPa, and the single layer interference index of H2 and H7 is increased first and then decreased. When the replacement pressure is 12.05 MPa, the two sandstone monolayers The interference index was the highest, reaching 9.20% and 14.54% respectively. When the maximum pressure is taken, the degree of interference is the lowest. It is recommended to select the formation at the beginning of the formation as a successor.

tight sand gas； multiple zones commingled production； formation pressure； experimental simulation； interlamination interference

國家科技重大專項課題“三氣”合采鉆完井技術與儲層保護(編號：2016ZX05066002-001)資助。

謝英剛(1977—)，男，遼寧昌圖人，高級工程師，主要從事非常規(guī)油氣勘探與開發(fā)方面科研工作。郵箱：xieyg2@cnooc.com.cn.

魏攀峰(1990—)，男，江蘇南京人，博士研究生，主要從事非常規(guī)油氣儲層保護與產能評價方面科研工作。郵箱：wei.panfeng@163.com.

TE122

A