黃強強
(大港油田勘探開發(fā)研究院,天津 300280)
二項式產(chǎn)能方程:
指數(shù)式產(chǎn)能方程:
ZD1-1井用3 mm、4 mm、5 mm、6 mm油嘴進行系統(tǒng)試井所測得的數(shù)據(jù)(見表1)。
將表1數(shù)據(jù)代入式(1)和式(2)中,得出不考慮凝析油折算的凝析氣井二項式產(chǎn)能方程和指數(shù)式產(chǎn)能方程分別為:
令Pwf=0.101,得到無阻流量分別為17.92×104m3、18.45×104m3。
首先將所產(chǎn)出的凝析油折算成氣量,先引入凝析油當量氣體體積的概念:即1 m3地面凝析油折算成氣體的體積,可以用下式計算[1]:
式中:GEo-凝析油當量氣體體積,m3/m3;γo-凝析油密度,小數(shù);Mo-凝析油平均相對分子質(zhì)量,小數(shù)。
因本文缺少凝析油相對分子質(zhì)量的取樣分析數(shù)據(jù),故采用經(jīng)驗公式計算[2]:
將(4)式代入(3)式得到凝析油當量氣體體積計算公式:
表1 ZD1-1井系統(tǒng)試井數(shù)據(jù)表
表2 ZD1-1井考慮凝析油折算的系統(tǒng)試井數(shù)據(jù)表
表3 考慮凝析油折算前后ZD1-1井無阻流量變化情況表
將ZD1-1井系統(tǒng)試井相關數(shù)據(jù)代入(5)式中,得到1 m3地面凝析油當量氣體體積為131.98 m3/m3,計算結(jié)果(見表2)。將表2數(shù)據(jù)分別代入式(1)和式(2)中,得到考慮凝析油折算時的凝析氣井二項式產(chǎn)能方程和指數(shù)式產(chǎn)能方程分別為令Pwf=0.101,得到無阻流量分別為 21.92×104m3、20.33×104m3,ZD1-1 井無阻流量取二者的平均值為21.13×104m3。
通過凝析油折算前后ZD1-1井無阻流量進行對比,二項式和指數(shù)式平均無阻流量的差值為2.94×104m3,相對誤差為13.92%(見表3),誤差較大,因此,在計算凝析氣井無阻流量時不能忽略凝析油的影響。
通過二項式產(chǎn)能方程,給定不同的流壓數(shù)據(jù),計算出相應的凝析氣當量產(chǎn)量Qsc(見表4),并繪制出ZD1-1井的IPR曲線(見圖1)。
表4 ZD1-1井IPR曲線計算表
圖1 ZD1-1井IPR曲線
前人研究表明,無水凝析氣藏的合理產(chǎn)量一般為無阻流量的10%~20%較為合適,考慮到該井二項式產(chǎn)能方程中,二項式系數(shù)極小,說明該井在生產(chǎn)過程中幾乎無紊流出現(xiàn),紊流產(chǎn)生的附加阻力影響極小,具有較大放壓生產(chǎn)的潛力。因此,合理產(chǎn)量取高值,即無阻流量的20%,則可確定該井的合理產(chǎn)量為4.23×104m3。
通過查ZD1-1井的IPR曲線,合理產(chǎn)量對應的流壓為37.85 MPa,此壓力即為合理的流壓,其對應的合理生產(chǎn)壓差為4.04 MPa。通過PVT物性分析得知該井的露點壓力為33.1 MPa,因此按該工作制度投產(chǎn)后,儲層流體為單一氣相,地層條件下不會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象,可以避免凝析油氣在地層條件下的損失,提高儲層的采收率和開發(fā)效益。結(jié)合試油測試的情況,推薦使用4 mm油嘴生產(chǎn)比較合理。
上述研究表明,在計算凝析氣井的無阻流量時,產(chǎn)出的凝析油不可忽略,應先將其折算成凝析氣當量產(chǎn)量,這樣計算出的無阻流量更準確;在凝析氣藏衰竭式開發(fā)過程中,應盡可能保持井底流壓在露點壓力以上,避免地層過早發(fā)生反凝析,造成凝析油損失。
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[2]CU Ikoku.Natural Gas Reservoir Engineering[M].Energy Planning Policy&Economy,1984.
[3]高潔,等.IPR曲線在確定花場凝析氣藏油井合理生產(chǎn)壓差中的運用[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2008,30(2):359-361.