蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選新方法

蔣貝貝 李海濤 楊舟洲 姜雨省 周天琪

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國(guó)石油西南油氣田公司銷(xiāo)售分公司，四川成都 610017；3.中國(guó)海洋石油采油技術(shù)服務(wù)公司，天津 300452；4. 中國(guó)地質(zhì)大學(xué)，湖北武漢 430074）

蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選新方法

蔣貝貝1李海濤1楊舟洲2姜雨省3周天琪4

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國(guó)石油西南油氣田公司銷(xiāo)售分公司，四川成都 610017；3.中國(guó)海洋石油采油技術(shù)服務(wù)公司，天津 300452；4. 中國(guó)地質(zhì)大學(xué)，湖北武漢 430074）

蘇59區(qū)塊主力氣層含氣砂體分布孤立、含氣飽和度差、地層壓力系數(shù)低、氣井產(chǎn)能差異大，這給該區(qū)塊出水氣井排采措施的合理選擇帶來(lái)極大的困難。通過(guò)對(duì)4種不同氣井產(chǎn)能遞減規(guī)律進(jìn)行對(duì)比分析，優(yōu)選出誤差最小的Arps產(chǎn)量遞減規(guī)律分析模型對(duì)蘇59區(qū)塊氣井進(jìn)行模擬計(jì)算，并提出反映單井控制含氣面積、地層壓力、儲(chǔ)層物性的氣井綜合產(chǎn)能指數(shù)概念。根據(jù)氣井綜合產(chǎn)能指數(shù)，結(jié)合地層壓力及實(shí)例井措施效果統(tǒng)計(jì)分析，制定出了適合蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選的新方法。該方法考慮因素全面、密切結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)，為蘇59及類(lèi)似區(qū)塊出水氣井排水采氣措施的優(yōu)選制定提出了新思路和新方法，具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

蘇59區(qū)塊；排水采氣；Arps遞減模型；優(yōu)選新方法

蘇59區(qū)塊位于蘇里格西區(qū)中部，屬于典型的“低滲、低產(chǎn)、低豐度”三低氣藏，區(qū)內(nèi)氣井普遍產(chǎn)水。由于單井產(chǎn)量低、攜液能力差，部分氣井井筒存在積液甚至水淹停產(chǎn)；隨著該區(qū)塊的進(jìn)一步開(kāi)發(fā)，積液井比例逐漸增大，嚴(yán)重制約氣井的正常生產(chǎn)。雖然近兩年也相繼開(kāi)展了泡沫排水、柱塞氣舉、壓縮機(jī)氣舉等多項(xiàng)工藝研究和試驗(yàn)，但總體實(shí)施效果未能收到明顯的經(jīng)濟(jì)效益。蘇59區(qū)塊主力氣層含氣砂體分布孤立、地層壓力系數(shù)（0.90左右）低［1-2］、單井產(chǎn)能遞減類(lèi)型差異大，排水采氣措施制定時(shí)對(duì)單井控制含氣面積、地層壓力及氣井產(chǎn)能因素的影響考慮較少，一定程度上影響了排采措施的針對(duì)性和適應(yīng)性，也是造成較差經(jīng)濟(jì)效益的主要原因。

通過(guò)對(duì)4種產(chǎn)能遞減規(guī)律的對(duì)比分析［3］，總結(jié)制定了適合蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選的新方法，并制定了優(yōu)選圖版，可以用來(lái)較好地指導(dǎo)蘇59及類(lèi)似區(qū)塊出水氣井排采措施的優(yōu)選制定。

1 氣井產(chǎn)能遞減規(guī)律分析及氣井綜合產(chǎn)能指數(shù)的確定

蘇59區(qū)塊在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，區(qū)內(nèi)各單井表現(xiàn)出單井產(chǎn)能差異大、衰減快的生產(chǎn)特征，因此有必要對(duì)氣井產(chǎn)能遞減規(guī)律進(jìn)行分析。對(duì)于蘇59區(qū)塊，如果氣井產(chǎn)能相近、產(chǎn)能遞減規(guī)律一致，那么此類(lèi)井在含氣砂體控制面積、儲(chǔ)層物性、地層壓力等方面就會(huì)比較接近，按照這樣的規(guī)律對(duì)氣井分類(lèi)，更能反映出氣井內(nèi)在的本質(zhì)特征。在此基礎(chǔ)之上，再考慮氣井出水量、地層壓力下降與排采工藝間的適應(yīng)性分析，最終制定出合理的排采措施。

目前分析油氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律的模型主要有4種，分別是Arps產(chǎn)量遞減模型、Blasingame產(chǎn)量遞減模型、A-G產(chǎn)量遞減模型、NPI產(chǎn)量遞減模型［4-6］，利用這4種模型對(duì)59區(qū)塊3口實(shí)例井做產(chǎn)能預(yù)測(cè)分析，對(duì)比各個(gè)模型得到的偏差值見(jiàn)表1。

表1 蘇59區(qū)塊三口實(shí)例井在4種不同模型下產(chǎn)氣量的預(yù)測(cè)偏差

從表1可見(jiàn)，Arps產(chǎn)量遞減模型偏差值最小，也即使用該模型對(duì)氣井進(jìn)行產(chǎn)能遞減規(guī)律分析與蘇59區(qū)塊實(shí)際井情況最接近，因此，下面采用Arps遞減模型對(duì)蘇59區(qū)塊氣井進(jìn)行產(chǎn)能遞減規(guī)律分析。Arps根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)際資料的統(tǒng)計(jì)研究得出產(chǎn)量遞減規(guī)律的數(shù)學(xué)表達(dá)式為

式中，qr為參考產(chǎn)量，104m3/d；b為遞減指數(shù)，無(wú)因次；Dr為參考遞減率，d-1；tr為參考時(shí)間，d。其中遞減指數(shù)b（0≤b≤1）取值不同，得到的遞減規(guī)律也不一樣（b=0時(shí)為指數(shù)遞減，b=1時(shí)調(diào)和遞減，b值介于0和1之間時(shí)為雙曲遞減；指數(shù)遞減時(shí)產(chǎn)量遞減得最快，其次是雙曲遞減，最慢的是調(diào)和遞減）。

在Fekete F.A.S.T軟件中，按照Arps產(chǎn)能遞減模型對(duì)蘇59區(qū)塊39口動(dòng)態(tài)產(chǎn)能評(píng)價(jià)分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(lèi)井進(jìn)行模擬計(jì)算，得到各井年產(chǎn)能遞減率（Dn）、可采儲(chǔ)量（EUR）和遞減類(lèi)型。為了更好反映單井控制含砂面積，地層壓力、儲(chǔ)層物性對(duì)排采措施的影響，利用Arps產(chǎn)能遞減規(guī)律得到的結(jié)論，定義了單井綜合產(chǎn)能指數(shù)QGD=EUR/Dn這一概念，并按照氣井動(dòng)態(tài)產(chǎn)能評(píng)價(jià)和綜合產(chǎn)能指數(shù)對(duì)氣井歸類(lèi)排序，結(jié)論見(jiàn)表2。

表2 蘇59區(qū)塊39口實(shí)例井Arps產(chǎn)能遞減規(guī)律分析及氣井分類(lèi)

2 蘇59區(qū)塊氣井地層壓力確定

蘇59區(qū)塊單井地層壓力數(shù)據(jù)需要計(jì)算才能得到，油田上只是有部分間斷的靜壓測(cè)試數(shù)據(jù)，不連續(xù)、不完整，無(wú)法用來(lái)分析地層壓力對(duì)排采措施的影響。因此，根據(jù)產(chǎn)氣量、水氣比（需敏感分析）、井身結(jié)構(gòu)、油壓并結(jié)合靜壓測(cè)試校正，利用pipesim軟件對(duì)蘇59區(qū)塊部分氣井地層壓力進(jìn)行計(jì)算，方便分析使用。因?yàn)橛?jì)算過(guò)程繁瑣、數(shù)據(jù)量大此處不詳細(xì)介紹計(jì)算過(guò)程，只把計(jì)算結(jié)果給出來(lái)，見(jiàn)表3。

表3 蘇59區(qū)塊部分氣井地層壓力計(jì)算結(jié)果（28口井） MPa

得到了表3壓力以后就可以結(jié)合已實(shí)施井的排采效果進(jìn)行分析總結(jié)，得到適合蘇59區(qū)塊的排水采氣優(yōu)化措施原則。

3 蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選方法確定

蘇59區(qū)塊出水氣井主要排水措施有泡排、氣舉、柱塞，間或有關(guān)井復(fù)壓+泡排；其中，泡排是主體，其次是柱塞氣舉［7-9］，單純氣舉井多是針對(duì)水淹井或積液較深的井恢復(fù)產(chǎn)能時(shí)使用。結(jié)合前面得到的氣井綜合產(chǎn)能指數(shù)、地層壓力、產(chǎn)水量，從2011年4月份到2012年6月份對(duì)蘇59區(qū)塊絕大多數(shù)措施氣井進(jìn)行效果總結(jié)分析，得到這三因素對(duì)排采效果的影響規(guī)律。

表4 蘇59區(qū)塊排采措施氣井效果分析

從表4分析主要得到以下結(jié)果和認(rèn)識(shí)：

（1）Ⅰ類(lèi)氣井排采效果最好，Ⅱ類(lèi)次之，Ⅲ類(lèi)最差。

（2）綜合產(chǎn)能指數(shù)越高，排采效果越好，反之越差。

（3）地層壓力越高，排采效果越好，反之越差。

（4）氣舉和柱塞氣舉在所有類(lèi)型氣井中都能收到比較明顯的效果；泡排措施在綜合產(chǎn)能指數(shù)（20以上）和地層壓力（15 MPa以上）都較高、地層出水量4 m3/d以?xún)?nèi)的井中效果明顯，反之效果就差；泡排+關(guān)井復(fù)壓在綜合產(chǎn)能指數(shù)20以上、出水量小于2 m3/d、地層壓力低于10 MPa時(shí)效果明顯；關(guān)井復(fù)壓在綜合產(chǎn)能指數(shù)20以上、地層出水量小于1.2 m3/d、地層壓力低于10 MPa時(shí)效果明顯；間開(kāi)措施所針對(duì)的井絕大多數(shù)綜合產(chǎn)能指數(shù)很低（小于10），地層出水量較?。ǖ陀?.2 m3/d），效果一般較差。

根據(jù)以上分析結(jié)果以及現(xiàn)有對(duì)蘇59區(qū)塊出水規(guī)律的認(rèn)識(shí)（95%以上同層沉積水［10］，氣井出水量絕大多數(shù)4 m3以?xún)?nèi)），下面確定適合蘇59區(qū)塊排水采氣措施優(yōu)選的新方法。

（1）根據(jù)動(dòng)態(tài)產(chǎn)能評(píng)價(jià)將氣井分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(lèi)，利用Arps產(chǎn)能遞減規(guī)律計(jì)算出各單井產(chǎn)能的年遞減率Dn和氣井可采儲(chǔ)量，進(jìn)而計(jì)算出氣井綜合產(chǎn)能指數(shù)QGD。

（2）根據(jù)單井資料，利用pipesim軟件求得不同時(shí)期不同產(chǎn)氣量條件下氣井地層壓力。

（3）根據(jù)蘇59區(qū)塊單井出水規(guī)律，判斷氣井出水類(lèi)型和出水量并預(yù)測(cè)未來(lái)出水變化（此部分已有成果和認(rèn)識(shí)可供參考）。

（4）制定排采措施，見(jiàn)表5。

表5 蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選圖版

（5）對(duì)于蘇59區(qū)塊極少部分處于沉積水富集區(qū)產(chǎn)水量很大（30 m3/d左右）的氣井來(lái)說(shuō)，上述優(yōu)選方法不再適用，這時(shí)可以考慮電潛泵和機(jī)抽方式進(jìn)行排水采氣，此處不做詳細(xì)分析。

4 結(jié)論

（1）優(yōu)選出Arps產(chǎn)量遞減模型作為蘇59區(qū)塊氣井產(chǎn)能遞減規(guī)律分析模型，計(jì)算并得到了實(shí)例氣井的遞減類(lèi)型、年產(chǎn)能遞減率及單井可采儲(chǔ)量，提出了反映氣井內(nèi)在實(shí)質(zhì)（單井控制含砂面積，地層壓力、儲(chǔ)層物性）的綜合產(chǎn)能指數(shù)這一概念。

（2）根據(jù)產(chǎn)氣量、水氣比、井身結(jié)構(gòu)、油壓并結(jié)合靜壓測(cè)試校正，利用pipesim軟件計(jì)算得到了蘇59區(qū)塊多數(shù)措施氣井的地層壓力，用于分析其對(duì)排采措施優(yōu)選的影響。

（3）通過(guò)對(duì)蘇59區(qū)塊絕大多數(shù)措施氣井排采效果的統(tǒng)計(jì)分析，取得了4點(diǎn)重要認(rèn)識(shí)，用于指導(dǎo)排采措施優(yōu)選方法的制定。

（4）制定出了適合蘇59區(qū)塊排水采氣措施優(yōu)選的新方法，并給出了詳細(xì)的優(yōu)選圖版，對(duì)蘇59及類(lèi)似區(qū)塊出水氣井排采措施的優(yōu)選制定有顯著意義。

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（修改稿收到日期 2013-08-26）

New method of gas recovery by water drainage measure optimization for water bearing gas wells in Su-59 block of Sulige Gas Field

JIANG Beibei1, LI Haitao1, YANG Zhouzhou2, JIANG Yusheng3, ZHOU Tianqi4
（1. Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China;2. Sales Branch of Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu610017,China;3. CNOOC Oil Production Technology Service Co.,Tianjin300452,China; 4. China University of Geosciences,Wuhan430074,China）

The main gas formations of Su-59 block have the characteristics of isolated distribution of gas-bearing sandstones, low gas saturation, low formation pressure coefficient and great difference of gas well productivity, which brings great difficulties for the optimization of measures of gas recovery by water drainage for water bearing gas wells. Through comparative analysis, the Arps gas production decline analysis model was chosen to analyze most of the gas wells in Su-59 block, and theQGD, integrated gas well production capacity index, was put forward, which reflects the single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. According to theQGD, formation pressure and the statistical analysis of implementing wells, a new method of determining implementing measures for Su-59 block is formed. The new method concerns not only the effect of gas production and water production to the measures of drainage gas recovery, but also the effect of single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. It will be great significance for the gas wells in Su-59 block or similar blocks to determine measures of gas recovery by water drainage with the new method.

Su-59 block; gas recovery by water drainage; Arps gas production decline analysis model; preferred new method

蔣貝貝，李海濤，楊舟洲，等.蘇59區(qū)塊出水氣井排采措施優(yōu)選新方法［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：79-83.

TD712.6

：A

1000–7393（2013） 05–0079–05

蔣貝貝，1984年生。2011年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣開(kāi)采及完井方面研究，在讀博士研究生。電話：15928430178。E-mail：jiangboy1984@126.com。

〔編輯 薛改珍〕