四川盆地老氣田二次開發(fā)優(yōu)化技術及應用

夏崇雙　劉林清　張　理　彭　先

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

夏崇雙等.四川盆地老氣田二次開發(fā)優(yōu)化技術及應用. 天然氣工業(yè)， 2016， 36（9）: 80-89.

四川盆地老氣田二次開發(fā)優(yōu)化技術及應用

夏崇雙劉林清張理彭先

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

夏崇雙等.四川盆地老氣田二次開發(fā)優(yōu)化技術及應用. 天然氣工業(yè)， 2016， 36（9）: 80-89.

經(jīng)過近60年的開發(fā)，四川盆地的許多老氣田已進入低壓、低產(chǎn)的開發(fā)中后期，部分氣田雖然已瀕臨廢棄，但其中仍尚存較多剩余天然氣資源未采出。通過梳理分析，認為具備二次開發(fā)條件的氣田多存在地層水活躍形成水封難以解封、低滲透儲量難動用等問題。為此，從老氣田二次開發(fā)的定義出發(fā)，全面闡述了其技術路線及優(yōu)選條件：①在建立縫洞系統(tǒng)多儲滲體模式的基礎上，采用壓力重整曲線進行地質(zhì)模型正演、生產(chǎn)動態(tài)反演特征曲線診斷，提出了復雜巖溶縫洞系統(tǒng)多儲滲體識別及定量描述方法，結(jié)合U型管氣水賦存新模式，形成了強水侵多縫洞系統(tǒng)天然氣儲量計算新技術；②建立孔、洞、縫三重介質(zhì)數(shù)值模型，形成強水侵底水縫洞氣藏“水平井排水+直井采氣”排采井網(wǎng)模擬及效果評價新技術；③依托精細氣藏描述形成的配套集成技術，重構(gòu)氣藏地質(zhì)模型，分類評價氣藏低滲透儲量，結(jié)合井網(wǎng)優(yōu)化、水平井地質(zhì)導向、分段酸化壓裂等工藝技術，進一步提高有效動用率；④建立多節(jié)點、多環(huán)節(jié)輸氣管網(wǎng)模型，形成區(qū)域性管網(wǎng)整體模擬優(yōu)化及預測技術。實施效果表明，該二次開發(fā)技術在老氣田產(chǎn)能建設、提高老氣田采收率、延緩老氣田產(chǎn)量遞減、穩(wěn)定老氣田產(chǎn)量等方面均具有明顯成效。

四川盆地老氣田二次開發(fā)活躍水侵多儲滲體排采系統(tǒng)井網(wǎng)管網(wǎng)低滲透儲量動用采收率

經(jīng)過60年的開發(fā)，四川盆地的老氣田目前普遍存在著以下突出的問題和挑戰(zhàn)。即：①氣田普遍產(chǎn)地層水，水侵活躍，遞減加快，采收率大幅降低；②氣田受活躍水侵影響，形成大量的水封氣，難以提高氣藏采收率；③廣泛大量分布的低滲透儲量，采氣速度低，動用程度低；④氣井生產(chǎn)壓力、產(chǎn)量均較低，水氣比較高，常規(guī)的開采方式難以為繼；⑤老氣田配套設施均較多，集輸系統(tǒng)復雜，部分管道長期生產(chǎn)腐蝕嚴重，氣田生產(chǎn)管理難度大。

上述老氣田大多都進入了開發(fā)中后期，其中部分具有較多剩余儲量的氣田儲量難以有效動用。一部分受活躍地層水的影響，氣井出水或水淹，形成較多的水封地質(zhì)儲量，氣藏難以正常開采，已瀕臨廢棄；一部分是廣泛分布的大量低滲透氣藏儲量，現(xiàn)有氣藏工程技術、開采方式及工藝技術條件下，無法有效開采提高有效動用率來彌補產(chǎn)能快速遞減。因此，針對具備二次開發(fā)條件的活躍水侵復雜氣藏和低滲透氣藏，基于現(xiàn)有氣藏地質(zhì)認識、常規(guī)排水采氣工藝技術、增產(chǎn)工藝技術、生產(chǎn)井網(wǎng)等條件的調(diào)整措施，無法進一步提高氣藏采收率，有必要開展二次開發(fā)技術攻關，有效利用寶貴的已探明天然氣資源。

氣田二次開發(fā)技術攻關存在著以下技術難題。

1）蜀南下二疊統(tǒng)茅口組氣藏為復雜活躍水侵縫洞型氣藏［1-3］，受早期鉆井技術條件限制，鉆遇鉆井液大量漏失和惡性井噴時即完鉆，造成氣藏錄井、測井、取心等資料相對欠缺，且大部分地震資料以二維數(shù)字地震勘探為主，三維數(shù)字地震資料老，覆蓋次數(shù)低。如何認識縫洞型儲層地質(zhì)模式，建立復雜巖溶有水縫洞系統(tǒng)多儲滲體識別及定量評價技術，識別及定量評價復雜巖溶有水縫洞系統(tǒng)多儲滲體，摸清剩余儲量，是復雜有水縫洞型氣藏二次開發(fā)面臨的技術難題。

2）四川盆地裂縫—孔洞型活躍底水氣藏，典型如威遠震旦系氣藏，地層水強水侵，縱竄橫侵全面水淹停產(chǎn)，剩余探明地質(zhì)儲量達255.14×108m3，采出程度僅36.22%，單重介質(zhì)體系難以深化氣藏滲流機理認識，定量計算水淹剩余儲量分布，采用多重介質(zhì)體系開展裂縫—孔洞型強水侵底水氣藏滲流機理模擬，摸清水封儲量分布，試驗新的排采井網(wǎng)以提高水封儲量動用率，是該類氣藏二次開發(fā)面臨的主要技術難題。

3）四川盆地碳酸鹽巖低滲透氣藏，直井動用低滲透儲量效果不佳，且相鄰的高滲透區(qū)氣井動用低滲透區(qū)的儲量狀況也不清楚。摸清碳酸鹽巖低滲透氣藏動用狀態(tài)及剩余儲量分布，評價低滲透儲量動用性，提出氣藏低滲透儲量動用的適用開發(fā)配套技術，是氣藏二次開發(fā)提高低滲透儲量動用面臨的主要技術難題。

4）針對老氣田地面設備低負荷運行、單位能耗高等問題，如何優(yōu)化地面系統(tǒng)運行、簡化集輸工藝，實現(xiàn)系統(tǒng)節(jié)能降耗，是氣田地面系統(tǒng)面臨的技術難題。

1　老氣田二次開發(fā)氣田優(yōu)選條件

氣田二次開發(fā)指具有較大資源潛力的老氣田，在現(xiàn)有開發(fā)條件下已處于低速低效開采階段或已接近棄置時，通過采用全新的理念和“重構(gòu)地下認識體系、重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)、重組地面工藝流程”的“三重”技術路線，立足當前最新實用技術，重新構(gòu)建新的開發(fā)體系，提高氣田最終采收率，實現(xiàn)安全、環(huán)保、節(jié)能、高效開發(fā)的戰(zhàn)略性系統(tǒng)工程。

根據(jù)老氣田開發(fā)潛力分析，在確保提高采收率10個百分點以上的原則下，具備以下條件之一者，可優(yōu)先實施二次開發(fā)：①氣田可采儲量采出程度高于70%，最新標定采收率無水氣藏小于70%、有水氣藏小于50%；②由于井口壓力低、水淹等原因已不能正常開發(fā)的氣田；③低滲透儲量分布廣泛，采氣速度低、動用程度低，現(xiàn)有開發(fā)方式和井網(wǎng)無法實現(xiàn)儲量有效動用的氣田；④氣田已臨近廢棄狀態(tài)，但各種資料表明具多產(chǎn)層特點，能夠通過整體評價、整體部署實現(xiàn)層間接替，新增儲量及產(chǎn)能的氣田。

2　老氣田二次開發(fā)地質(zhì)體描述及評價

2.1復雜縫洞性茅口組氣藏多儲滲體識別及定量描述新方法

針對蜀南地區(qū)茅口組縫洞型氣藏開發(fā)后期認識偏差大、儲層段測井資料缺失、無取心資料等問題，采用鉆井信息、動態(tài)特征參數(shù)開展多參數(shù)耦合分析，確定裂縫、溶洞發(fā)育特征，建立縫洞型儲層縫洞系統(tǒng)多儲滲體模式，利用重整理論，定量描述多儲滲體，將水體能量引入物質(zhì)平衡方程，識別及定量評價多儲滲體，計算多儲滲體儲量［4］。

1）建立縫洞系統(tǒng)多儲滲體模式。蜀南地區(qū)構(gòu)造受應力控制，屬四川盆地川東南中隆低陡構(gòu)造區(qū)，通過氣藏地質(zhì)特征、氣藏動態(tài)耦合分析，劃分蜀南地區(qū)裂縫、溶洞發(fā)育區(qū)，溶洞系統(tǒng)是高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關鍵。根據(jù)溶洞及裂縫所占主導地位以及空間搭配關系，蜀南地區(qū)茅口組氣藏儲集類型劃分為裂縫—溶洞型、裂縫型、孤立溶洞型3類（表1），并建立縫洞系統(tǒng)多儲滲體模式（圖1）。

圖1　縫洞系統(tǒng)多儲滲體地質(zhì)模式示意圖

表1　茅口組氣藏主要地質(zhì)特征模式表

表2　重整理論公式表

2）縫洞系統(tǒng)多儲滲體診斷。根據(jù)重整理論，以擬時間為橫坐標，在雙對數(shù)坐標中繪制產(chǎn)量重整和壓力重整曲線（表2）?；?個弱連通儲滲透體，加入氣藏水體（圖2），采用壓力重整曲線進行“地質(zhì)模型正演+生產(chǎn)動態(tài)反演”診斷，特征曲線存在兩段水平徑向流和系統(tǒng)擬穩(wěn)定流動段（圖3），實現(xiàn)蜀南地區(qū)茅口組縫洞型氣藏邊界、儲滲透單元與水侵診斷。

3）縫洞系統(tǒng)多儲滲體定量描述。在縫洞系統(tǒng)多儲滲體診斷的基礎上，以典型曲線（壓降、Dake、Blasingame、NPI等曲線）進行綜合診斷，形成活躍水侵縫洞系統(tǒng)多儲滲體動態(tài)儲量計算方法系列。提出“U”型管氣水賦存模式（圖4），將水體能量引入物質(zhì)平衡方程，建立多儲滲體儲量計算新方法。

將隱蔽氣藏和水體納入物質(zhì)平衡計算，建立等式關系如下：

其中

將式（1）進行變換：

圖2　3個弱連通儲滲透體圖（存在水體）

圖3　3個弱連通儲滲透體NPI特征曲線圖（存在水體）

圖4　縫洞系統(tǒng)多儲滲體開采關鍵特征階段示意圖

4）應用縫洞系統(tǒng)多儲滲體識別與描述技術，為復雜老氣田二次開發(fā)潛力評價奠定基礎。通過茅口組氣藏有利區(qū)帶優(yōu)選、動態(tài)儲量復核研究和綜合評價研究成果，復算儲量增加32.27×108m3，提出蜀南地區(qū)巖溶坡地為最有利二次開發(fā)潛力區(qū)塊，指出了茅口組氣藏二次開發(fā)的勘探開發(fā)潛力方向，主要包括蜀南地區(qū)自流井、孔灘、宋家場、廟高寺、荷包場等茅口組氣藏。

2.2裂縫—孔洞性底水氣藏多重介質(zhì)模值擬水侵機理及剩余儲量定量評價

裂縫—孔洞型底水氣藏儲集空間以各類孔隙為主、溶蝕洞穴和裂縫為次要儲集空間。裂縫水竄以卡斷、繞流、盲端孔隙等方式形成封閉氣；裂縫水竄首先大裂縫被地層水占據(jù)，中小裂縫、微細裂縫及孔隙中的大量段塞流及珠泡使氣水兩相流動阻力大大增加，氣流通道發(fā)生不同程度的堵塞，氣相滲透率降低，通過大裂縫連通的微細裂縫、溶洞、溶孔及基質(zhì)孔隙的各區(qū)塊，就會被分割成互不連通的封閉死氣區(qū)塊；水侵使氣井帶水生產(chǎn)、井筒積液、井底回壓增加，導致氣井生產(chǎn)壓差減小，氣藏廢棄壓力增加，地層中封閉氣無法釋放出來，大幅度降低氣藏采收率。

針對單重、雙重介質(zhì)體系難以深化強水侵底水縫洞氣藏滲流機理認識［5-8］，定量描述及計算水淹剩余儲量分布的難題。以裂縫—孔洞型底水威遠震旦系燈影組氣藏精細描述建立的三維地質(zhì)模型為基礎，采用孔隙、溶蝕洞穴和裂縫三重介質(zhì)氣水兩項數(shù)值模擬模型，劃分平面網(wǎng)格長及短軸方向空間取均勻步長為200 m、縱向上為8個小層，模擬區(qū)域總網(wǎng)格數(shù)為185 328個、有效網(wǎng)格數(shù)93 254個。

通過氣藏75口井投產(chǎn)井、1965年9月—2008年3月生產(chǎn)歷史擬合，確定氣藏擬合參數(shù)場，計算了8個小層基質(zhì)、縫、洞地質(zhì)儲量合計410.84×108m3以及剩余儲量分布（表3、圖5～7）。

表3　威遠震旦系燈影組氣藏剩余儲量統(tǒng)計表

從氣藏擬合結(jié)果來看，氣藏采出程度較低僅34.45%，基質(zhì)、孤立洞穴剩余地質(zhì)儲量達235.30×108m3，裂縫、連通洞穴剩余地質(zhì)儲量34.00×108m3，合計剩余地質(zhì)儲量269.30×108m3。氣藏具有較大的規(guī)模儲量潛力，各小層基質(zhì)、縫、洞剩余地質(zhì)儲量定量描述及評價，結(jié)合其他工藝技術實施二次開發(fā)，可進一步提高氣藏的采收率。

圖5　裂縫、連通洞穴剩余儲量分布圖

圖6　基質(zhì)、孤立洞穴剩余儲量分布圖

圖7　威遠震旦系燈影組剩余地質(zhì)儲量平面分布圖

2.3石炭系低滲透儲量有效動用評價

四川盆地碳酸鹽巖低滲透氣藏或非均質(zhì)性強低滲透區(qū)塊廣泛分布，直井及利用相鄰高滲透區(qū)氣井動用低滲透區(qū)的儲量，不僅狀況不清且動用效果也不佳。摸清低滲透氣藏動用狀態(tài)及剩余儲量分布，試驗合適的開發(fā)工藝，是碳酸鹽巖低滲透氣藏二次開發(fā)提高低滲透儲量動用面臨的技術難題。

通過集成創(chuàng)新，依托精細氣藏描述技術，重構(gòu)地質(zhì)模型，精細描述剩余儲量分布，系統(tǒng)分析試點水平井的開發(fā)效果，基于儲層物性、剩余地層壓力以及產(chǎn)水等制約低滲透儲量動用的主控因素，提出利用水平井動用層狀碳酸鹽巖氣藏低滲透區(qū)儲量的適應地質(zhì)條件和方法。形成精細開發(fā)地震處理解釋技術、精細地層和儲層對比技術、精細裂縫表征技術、氣藏動態(tài)描述技術、地層水分布描述技術、氣藏地質(zhì)建模技術、精細氣藏數(shù)值模擬技術及剩余儲量分布描述技術配套集成技術，可提高低滲透儲量的動用率［9-10］。

截至2014年2月，已經(jīng)投產(chǎn)的52口水平井產(chǎn)氣量為324.8×104m3/d，占石炭系低滲透氣藏（區(qū)塊）日產(chǎn)氣量的78.5%。共動用低滲透區(qū)儲量115.54×108m3，低滲透區(qū)儲量動用程度由實施水平井前的37.2%增加到目前的53.7%，提高了16.5%。預計水平井最終累采氣80.34×108m3，可提高采收率11.44%。

利用氣藏二次開發(fā)配套集成技術，重構(gòu)五百梯氣田石炭系氣藏地質(zhì)模型，摸清剩余儲量分布（圖8、9、表4）。分類評價氣藏低滲透儲量，結(jié)合水平井地質(zhì)導向、分段酸化壓裂等工藝技術，提高低滲透儲量有效動用率。

圖8　2001年五百梯氣田石炭系氣藏整體開發(fā)方案地質(zhì)模型圖

圖9　五百梯氣田石炭系氣藏重構(gòu)地質(zhì)模型圖

3　老氣田二次開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化

3.1復雜縫洞性茅口組活躍水侵氣藏井網(wǎng)優(yōu)化

針對復雜縫洞性茅口組活躍水侵氣藏，同一裂縫系統(tǒng)水侵能量大、連通性好的特點，老氣田二次開發(fā)區(qū)塊貫徹整體治水理念，重新建立新排采模式，形成氣田二次開發(fā)整體治水配套技術。

3.1.1水侵動態(tài)分析

利用氣藏動、靜態(tài)資料，通過精細氣藏描述確定井（區(qū)塊）之間的連通關系，水侵方向、水侵方式、水侵強度，剩余儲量的大小及分布。

表4　五百梯氣田石炭系氣藏剩余儲量分布表

3.1.2整體治水方案優(yōu)化井網(wǎng)

針對氣藏的水侵方式、水侵強度，確定合適排水量、選擇合理的排水井、采氣井及觀察井，控制采氣井流動壓力高于排水井流動壓力，防止地層水侵入氣藏維護氣藏的正常生產(chǎn)。在水侵方向的低部位實施連續(xù)強排，高部位生產(chǎn)井控壓生產(chǎn)（或關井），保持高部位生產(chǎn)井井底壓力始終高于低部位排水井流動壓力，使侵入氣藏水體沿水侵方向退出氣藏，實現(xiàn)“水落氣出”。

3.1.3排水工藝優(yōu)選

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)［11］、氣水產(chǎn)量、氣水比、地層壓力等因素優(yōu)選排水工藝。

3.1.4氣田水處理回注配套優(yōu)選

根據(jù)氣藏地層水溫度、礦化度、硫化氫含量等確定合適的氣田水處理工藝，按氣水產(chǎn)量，采氣井、排水井的分布，氣田水回注基地的位置，合理構(gòu)建集輸氣、氣舉管網(wǎng)，完善地層水輸送、回注系統(tǒng)。

3.2裂縫—孔洞性底水氣藏排采系統(tǒng)模擬及井網(wǎng)優(yōu)化

利用數(shù)值模擬技術，模擬低部位水平井排水、直井高部位采氣的“水平井排水+直井采氣”排采系統(tǒng)。模擬生產(chǎn)過程中，底水沿高導裂縫、孔洞水竄，直井底部形成水錐，隨后在氣水界面附近采用水平井強排水，占據(jù)氣藏中部高導滲流通道的地層水開始水退，活躍水體的底水沿高導裂縫、孔洞向水平井段竄進，進而疏通氣藏中部的高滲透通道，直井重新構(gòu)建新的滲流通道，最終達到切斷水體沿裂縫、孔洞到直井的水線，形成氣水界面附近的低壓區(qū)，最終達到氣藏的中、高部位地層水水退的目的，直井的產(chǎn)能逐步恢復。區(qū)塊“水平井排水+直井采氣”排采系統(tǒng)的產(chǎn)量變化示意圖如圖10所示。

根據(jù)“水平井排水+直井采氣”排采系統(tǒng)模擬結(jié)果，以整體治水理念優(yōu)化設計裂縫—孔洞性底水氣藏排水采氣井網(wǎng)，對不同活躍水侵區(qū)塊，分批實施新鉆水平井13口及老井利用40口的排采技術方案，進一步提高水淹氣藏的采收率。

圖10　“水平井排水+直井采氣”排采系統(tǒng)產(chǎn)量預測曲線圖

3.3低滲透氣藏井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化

四川盆地石炭系低滲透氣藏直井單井控制有效半徑，選擇探測時間大于5 000 h，壓力波傳播到氣井控制邊界且基本穩(wěn)定的9口低滲透氣井，不穩(wěn)定試井方法計算單井有效井控半徑在20.2～573 m；采用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法（Topaze動態(tài)分析軟件）計算的地層供給半徑范圍在243～647 m，平均400 m。

四川盆地石炭系低滲透氣藏按水平井鉆遇儲層長度200～800 m、對應的直井有效井控半徑400～600 m計算，五百梯氣田低滲透區(qū)水平井的泄油面積為0.65～1.98 km2、等效直井供氣半徑介于450～800 m，水平井橢球體泄流區(qū)長半軸500～1 000 m，低滲透區(qū)單井有效控制半徑近1 000 m。

表5　五百梯氣田石炭系氣藏低滲透區(qū)井網(wǎng)井控情況和實際單井井控情況對比表

以五百梯氣田石炭系氣藏為例，從該氣藏含氣面積156.81 km2、27口生產(chǎn)井的分布來看，平均每口生產(chǎn)井要控制的含氣面積為5.8 km2。氣藏中—高滲透區(qū)的平均單井控制面積為3.3 km2，南段低滲透區(qū)為10.04 km2，北段低滲透區(qū)為8.95 km2。這種過稀的井網(wǎng)密度會造成生產(chǎn)井外圍的含氣區(qū)壓力傳導困難，嚴重影響氣藏的均衡開采，增加了儲量的動用難度。氣藏低滲透區(qū)的實際單井控制有效半徑（面積）遠小于井網(wǎng)控制半徑（面積）（表5），要動用低滲透儲量必須對南、北低滲透區(qū)進行井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整。

4　地面集輸管網(wǎng)整體優(yōu)化

4.1天然氣管網(wǎng)模擬計算方法

天然氣在管道內(nèi)流動遵守以下方程。

連續(xù)性方程：

運動方程：

能量守恒方程：

Peng—Robinson氣體狀態(tài)方程：

天然氣在管道中流動模擬計算，采用聯(lián)合求解式（5）～（9）。

4.2建立管網(wǎng)水力模擬基礎模型

建立集輸管網(wǎng)的水力模擬計算模型，在詳細了解現(xiàn)有管網(wǎng)管線、氣源、用戶等情況的基礎上，根據(jù)整個區(qū)域內(nèi)的管線、站場、用戶基礎數(shù)據(jù)，將一些氣量較小、距離較近的二級站進行了必要的整合，最后形成了管網(wǎng)模擬模型所需的基礎數(shù)據(jù)庫，建立水力模擬計算模型［12］。

4.3管網(wǎng)水力模擬基礎模型驗證

管網(wǎng)基礎模型建立后，必須以各條管道的運行情況為基礎，通過計算結(jié)果與實際運行數(shù)據(jù)對比的方式修正基礎模型。一般選擇管網(wǎng)系統(tǒng)運行狀況相對最穩(wěn)定的時段來選取實際運行數(shù)據(jù)，控制計算結(jié)果各主要節(jié)點絕對值誤差在5%以內(nèi)。

4.4管網(wǎng)工況模擬計算及預測

結(jié)合管網(wǎng)已建、近期新建設情況，綜合考慮沿途產(chǎn)銷變化，分析管網(wǎng)各節(jié)點間的氣量平衡，制訂出管網(wǎng)的合理流向。在此基礎上，根據(jù)關鍵節(jié)點的實際運行情況，制訂合理的節(jié)點控制壓力和控制輸量，設計多套模擬運行方案，通過管網(wǎng)模型進行預測和分析。

4.5四川盆地東部區(qū)域管網(wǎng)整體優(yōu)化

利用英國ESI公司的Pipeline Studio For Gas軟件平臺［13］，建立了盆地東部地區(qū)管網(wǎng)整體模型［14］。原料氣管網(wǎng)模型中管網(wǎng)模型中以進、出氣節(jié)點將原料氣管網(wǎng)分成31條管段、46個進氣節(jié)點、8個出氣節(jié)點，選用上午8：00的運行數(shù)據(jù)進行驗證調(diào)試［15-17］。

整體考慮四川盆地東部區(qū)域原料氣、凈化氣管網(wǎng)、凈化廠三大系統(tǒng)，綜合考慮原料氣降壓、凈化氣管網(wǎng)高低壓分輸，凈化廠停運與不停運等不同因素［16］，編制了8套不同總體運行方案。模擬及預測各方案節(jié)點運行情況、方案對生產(chǎn)的影響、節(jié)能降耗指標、投資情況等參數(shù)，提出凈化氣管網(wǎng)石橋—江津段高低壓分輸、墊江分廠停運、其他分廠不做改造建議實施方案。該建議方案已采納實施。

5　現(xiàn)場應用

5.1復雜縫洞性茅口組活躍水侵氣藏提高采收率13%～34%

利用老氣田二次開發(fā)優(yōu)化及集成配套技術，蜀南地區(qū)復雜縫洞性茅口組氣藏2008—2015年實施二次開發(fā)工作后，生產(chǎn)效果明顯改善。南井茅口組、荔枝灘茅口組、廟高寺茅口組氣藏采收率提高13%～34%（表6）。

表6　蜀南地區(qū)茅口組氣藏提高采收率效果統(tǒng)計表

表7　五百梯氣田石炭系低滲透區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀表

5.2維護威遠震旦系氣藏正常生產(chǎn)、進一步提高氣藏采收率，保障氦氣資源供應

威遠氣田震旦系氣藏2005年前受水影響嚴重，2004—2005年期間再次水淹停產(chǎn)。通過2005—2015年二次開發(fā)工作，實施水平井強排水，氣藏內(nèi)氣水關系得到了明顯的改善。氣藏累積采氣量由146.1×108m3提高至155.58×108m3，采收率由36.52%提高至38.89%，保障了國家國防建設氦氣的需要［18-19］。

5.3五百梯氣田石炭系氣藏低滲透區(qū)儲量動用率提高27%，提高采收率12%

五百梯氣田石炭系氣藏低滲透區(qū)儲量品質(zhì)差，氣藏低滲透儲量主要分布在主體北部低滲透區(qū)、主體南部低滲透區(qū)和天東22井以西低滲透區(qū)。低滲透區(qū)以Ⅲ類儲量為主，裂縫普遍不發(fā)育。傳統(tǒng)直井開發(fā)井均產(chǎn)量低、儲量動用效果差。

通過精細氣藏描述深化地質(zhì)認識，部署水平井20余口，已完成16口，建成產(chǎn)能173.5×104m3/d。截至2014年5月共投產(chǎn)水平井15口，低滲透區(qū)水平井井數(shù)比例58.3%，產(chǎn)量比例93%。低滲透區(qū)采氣速度提高了8倍、低滲透儲量動用率提高了27%，通過水平井調(diào)整挖潛氣藏新增動用可采儲量28.8×104m3/d，預計可提高采收率11.97%（表7）。

6　結(jié)論

1）在建立縫洞系統(tǒng)多儲滲體模式的基礎上，采用壓力重整曲線進行地質(zhì)模型正演、生產(chǎn)動態(tài)反演特征曲線診斷，提出了復雜巖溶縫洞系統(tǒng)多儲滲體識別及定量描述方法，結(jié)合U型管氣水賦存新模式，形成了強水侵多縫洞系統(tǒng)儲量計算新技術。有效解決了蜀南茅口組強水侵氣藏多儲滲體儲量計算難題。

2）建立孔、洞、縫三重介質(zhì)數(shù)值模型，形成強水侵底水縫洞氣藏“水平井排水+直井采氣”排采井網(wǎng)模擬及效果評價新技術，為實施氣藏整體治水，優(yōu)化排采井網(wǎng)，進一步提高氣藏采收率提供了有力技術依據(jù)。

3）依托精細氣藏描述形成的配套集成技術，重構(gòu)氣藏地質(zhì)模型，分類評價氣藏低滲透儲量，結(jié)合井網(wǎng)優(yōu)化、水平井地質(zhì)導向、分段酸化壓裂等工藝技術，可進一步提高低滲透儲量有效動用率。

4）建立多節(jié)點、多環(huán)節(jié)輸氣管網(wǎng)模型，形成區(qū)域性管網(wǎng)整體模擬優(yōu)化及預測技術，提出了盆地東部地面集輸及凈化系統(tǒng)優(yōu)化方案，解決了老氣田地面整體優(yōu)化、系統(tǒng)節(jié)能的技術難題。

5）明確“氣田二次開發(fā)”的定義和優(yōu)選條件，建立了實施氣田二次開發(fā)的技術路線和工作流程，為國內(nèi)老氣田二次開發(fā)提供了技術指導。

符號說明

tcr、te分別表示物質(zhì)平衡時間、物質(zhì)平衡擬時間，d-1；Q（t）表示累積產(chǎn)量，108m3；q（t）表示產(chǎn)量，104m3/d；pi表示原始地層壓力，MPa；pw（t）表示生產(chǎn)壓力，MPa；qI（t）表示重整產(chǎn)量，104m3/（d·MPa）；pI（t）表示重整壓力，MPa·d/（104m3）；qIInt表示重整產(chǎn)量積分，104m3/（d·MPa）；pIInt表示重整壓力積分，MPa·d/（104m3）；qI（Int.Deriνatiνe）表示重整產(chǎn)量積分導數(shù)，104m3/（d·MPa）；pI（Int.Deriνatiνe）表示重整壓力積分導數(shù)，MPa·d/（104m3）；G1i、G2i分別表示隱蔽、已知氣藏原始地質(zhì)儲量，108m3；Wi、W分別表示地層水原始儲量、剩余儲量，104m3；G1、G2分別表示隱蔽、已知氣藏剩余地質(zhì)儲量，108m3；G1p、G2p分別表示隱蔽、已知氣藏累積產(chǎn)氣量，108m3；Gp表示系統(tǒng)累積產(chǎn)氣量，108m3；Wp表示系統(tǒng)累積產(chǎn)水量，104m3；Wi、W分別表示天然氣原始體積系數(shù)、體積系數(shù)；A表示管道橫斷面積，m2；ρ表示氣體密度，kg/m3；ν表示氣體流速，m/s；L表示管道長度，m；x表示距離，m；t表示時間，s；p表示氣體壓力，MPa；g表示重力加速度，m/s2；h表示管道高程，m；f表示摩阻系數(shù)；Di表示管道內(nèi)徑，m；T表示氣體溫度，K；R表示氣體常數(shù)；Tg表示地溫，K；Uw表示總傳熱系數(shù)，kg /（s3·K·m）；cv表示氣體熱容，J /（kg·K）；V表示氣體體積，m3；a表示修正系數(shù)；b表示修正系數(shù)；Re表示雷諾數(shù)；e表示管道內(nèi)壁粗糙度，m。

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Optimization for the secondary development of old gas felds in the Sichuan Basin and its application

Xia Chongshuang， Liu Linqing， Zhang Li， Peng Xian
（Exploration and Deνelopment Research Institute， PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company， Chengdu， Sichuan 610041， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.80-89， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

After nearly 60 years of development， many old gas fields in the Sichuan Basin are currently at middle-late development stages with low pressure and low yield， and some are even on the verge of abandonment， but there are still plenty remaining gas resources. Analysis shows that gas fields which have the conditions for the secondary development are faced with many difficulties. For example， it is difficult to produce low-permeability reserves and to unset the hydraulic seal which is formed by active formation water. In this paper，therefore， the technical route and selection conditions of old gas fields for the secondary development were comprehensively elaborated with its definition as the beginning. Firstly， geological model forward modeling and production behavior inversion characteristic curve diagnosis are performed by using the pressure normalization curve and the identification and quantitative description method for multiple sets of storage-permeation body of complex karst fracture-cavity systems is put forward， after the multiple reservoir and permeable body mode of fracture-cavity systems is established. Combined with the new occurrence mode of gas and water in U-shape pipes， a new calculation technology for natural gas reserves of multiple fracture-cavity systems with strong water invasion is developed. Secondly， a numerical model of pore-cavity-fracture triple media is built， and simulation and result evaluation technology for the production pattern of "drainage by horizontal wells + gas production by vertical wells" in bottom-water fracture and cavity gas reservoirs with strong water invasion is developed. Thirdly， the geological model of gas reservoirs is reconstructed with the support of the integration technologies which are formed based on fine gas reservoir description. Low-permeability reserves of gas reservoirs are evaluated based on each classification. The effective producing ratio is increased further by using the technologies of well pattern optimization， horizontal-well geosteering and staged acid fracturing. And fourthly， overall simulation， optimization and prediction technology for regional pipeline networks is developed by building a multi-node multi-link gas transportation pipeline network model. Application shows that this technology plays an important role in productivity construction， recovery factor improvement， production decline delay and production stabilization of old gas fields.

Sichuan Basin； Old gas field； Secondary development； Active water invasion； Multiple sets of storage-permeation body；Drainage system； Well pattern； Pipe network； Low-permeability reserves producing； Recovery factor

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.009

2016-06-15編輯韓曉渝）

中國石油勘探與生產(chǎn)分公司科研項目“中國石油西南油氣田分公司氣田二次開發(fā)整體規(guī)劃”（編號：20100305-04）。

夏崇雙，1963年生，高級工程師；主要從事氣田開發(fā)研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新區(qū)天府大道北段12號石油科技大廈。電話：（028）86015649。ORCID: 0000-0001-6010-9989。E-mail: xiachongshuang@petrochina.com.cn