異常高壓氣井L16井合理配產(chǎn)初探

周際春，段永剛，伍東超，羅 剛

（1．中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦，四川綿陽 621700；2．西南石油大學(xué)，四川成都 610500）

異常高壓氣井埋藏深、儲層致密，滲透率和孔隙度一般都較低，且非均質(zhì)性嚴(yán)重，在開發(fā)過程中面臨諸多難題[1-2]。隨著常規(guī)油氣藏采出程度的增加，非常規(guī)油氣藏的開發(fā)越來越突顯其重要地位。因此，做好異常高壓氣藏的試采和開發(fā)工作，對今后開發(fā)此類氣藏將起到指導(dǎo)作用。

L16井是四川盆地西北部的一口探井，完鉆井深5988 m，鉆探目的是主探二疊系棲霞組、茅口組和吳家坪組，兼探飛仙關(guān)組的含油氣情況。該井目前主產(chǎn)層段為飛仙關(guān)組，是此區(qū)塊飛仙關(guān)組層段的發(fā)現(xiàn)井。L16井飛仙關(guān)組氣藏原始地層壓力 98.35 MPa，壓力系數(shù)1.89，屬異常高壓氣藏；地層溫度為124.21 ℃，地溫梯度為2.19 ℃/100 m，屬常溫氣藏；平均孔隙度 3%，平均滲透率為 0.189×10-3μm2；該氣藏屬于典型的異常高壓、低孔低滲、海相碳酸鹽巖氣藏[3]。對于此類氣藏的開發(fā)，目前國內(nèi)開采歷史尚短，經(jīng)驗不足，因此，開展對異常高壓氣井試采期合理配產(chǎn)的研究是必要的。

1 試采動態(tài)分析

L16井于2007年11月17日完鉆，測試產(chǎn)量15.50×104m3/d，完井時一點法計算其無阻流量21.89×104m3/d。該井于2009年9月投產(chǎn)，通過1年多的試采，表現(xiàn)出以下幾點特征：①試采階段產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量基本穩(wěn)定，油壓、套壓呈明顯下降趨勢；②儲層有明顯的低滲透特征，壓力、產(chǎn)量達(dá)到穩(wěn)定需要的時間較長；③投產(chǎn)立即見水，水氣比穩(wěn)定，地層水侵入、產(chǎn)出平衡。

氣井在提產(chǎn)幅度不大的情況下，壓力下降明顯；當(dāng)產(chǎn)量高于7.00×104m3/d時，生產(chǎn)不能穩(wěn)定，壓力和產(chǎn)量同步下降，反映了地層的供給能力有限，表現(xiàn)出明顯的低滲透儲層特征。

2 氣井產(chǎn)能評價

為了準(zhǔn)確制定氣井合理的生產(chǎn)制度，對于氣井產(chǎn)能的認(rèn)識就顯得尤為重要[4-8]。

2.1 非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測法

L16井試采期研究基礎(chǔ)資料非常不足，在沒有試井資料的情況下，選用非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測法。該方法是利用生產(chǎn)動態(tài)資料，直接擬合井口或井底產(chǎn)量方式來確定模型參數(shù)，不需要常規(guī)試井方法獲取資料，可實現(xiàn)氣井產(chǎn)能預(yù)測和生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測[9]。

根據(jù)L16井地質(zhì)條件，其非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析模型確定為：井筒存儲（表皮）+ 均質(zhì) + 圓形（封閉），其解釋模型計算結(jié)果如表1所示。從雙對數(shù)壓力擬合曲線來看，投產(chǎn)初期階段，氣井處于不穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)（圖1），壓力產(chǎn)量波動較大，擬合的油壓、套壓差別較大，隨著氣井生產(chǎn)的逐漸趨于穩(wěn)定，擬合曲線能夠反映壓力變化過程。從Blasingame雙對數(shù)診斷曲線上可以看出，曲線并沒有進(jìn)入擬穩(wěn)定流動的下降直線段階段（圖2），反映了L16井儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，且基質(zhì)滲流能力較低，壓力波并未傳遞到氣藏邊界，隨著開采時間的增加，其波及范圍將進(jìn)一步增大。

表1 L16井解釋模型計算結(jié)果

圖1 雙對數(shù)壓力擬合曲線

圖2 Blasingame雙對數(shù)診斷曲線

利用非穩(wěn)態(tài)方法計算該井隨時間變化的無阻流量曲線（圖 3），曲線反映無阻流量下降速率較快。投產(chǎn)初期，該井無阻流量約為10.40×104m3/d，與完井時一點法無阻流量21.89×104m3/d相比，產(chǎn)能降低了52.49%；2010年6月，其無阻流量降約為8.00×104m3。利用非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測法，計算出氣井動態(tài)儲量約為1.43×108m3，但計算結(jié)果沒考慮異常高壓氣藏的壓力變化特殊情況，因此，此結(jié)果僅供參考。

2.2 常規(guī)產(chǎn)能計算方法

為了使預(yù)測的產(chǎn)能更可靠，以及檢驗非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測方法的準(zhǔn)確性，2010年6月對L16井進(jìn)行了不關(guān)井穩(wěn)定試井。根據(jù)測試的數(shù)據(jù)，得到了指數(shù)式產(chǎn)能方程為：

式中：Qg為產(chǎn)氣量，104m3/d；Pr為地層壓力，MPa；Pwf為流動壓力，MPa。

利用式（1）計算其無阻流量為6.27×104m3/d。得到二項式產(chǎn)能方程為：

圖3 計算無阻流量曲線

利用式（2）計算其無阻流量為6.29×104m3/d。

三個工作制度下一點法無阻流量計算結(jié)果如表2所示，與試井解釋結(jié)果十分接近，證明利用試井資料的常規(guī)產(chǎn)能計算結(jié)果更為可靠。

利用產(chǎn)能方程反算原始地層狀態(tài)下無阻流量為7.30×104m3/d，與完井時一點法無阻流量21.89×104m3/d相比，氣井的產(chǎn)能降低了66.65%。

表2 一點法計算無阻流量對比

3 合理產(chǎn)量確定

L16井生產(chǎn)早期，常規(guī)產(chǎn)能方程計算出的無阻流量與一點法計算出的無阻流量都約為 6.30×104m3/d，利用非穩(wěn)態(tài)方法分析2010年6月氣井的無阻流量約為8.00×104m3/d。常規(guī)產(chǎn)能分析方法是利用氣井穩(wěn)定試井資料進(jìn)行計算，但L16井試井過程中各個生產(chǎn)制度測試點均未完全達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，L16井飛仙關(guān)組為低滲透氣藏，且近井地帶的滲流特征復(fù)雜，很難準(zhǔn)確預(yù)測壓力的穩(wěn)定時間，測點資料未達(dá)到完全穩(wěn)定狀態(tài)，不能完全代表氣井目前真實產(chǎn)能情況。非穩(wěn)態(tài)分析方法以滲流理論為基礎(chǔ)，耦合井筒流動模型以及地層滲流模型對氣井歷史生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行擬合，通過調(diào)整擬合程度來確定儲層參數(shù)，計算氣井產(chǎn)能和動態(tài)儲量，其準(zhǔn)確度取決于合理儲層模型的認(rèn)識和選擇以及儲層參數(shù)的調(diào)節(jié)。因此，這兩種計算方法均存在一定的偏差。

根據(jù)實際生產(chǎn)情況及臨界攜液流量計算結(jié)果（井口壓力 15.00 MPa，臨界攜液流量 3.60×104m3/d），為使氣井井筒不積液，該井在生產(chǎn)早期產(chǎn)量為4.00×104m3/d，穩(wěn)定生產(chǎn)至2011年4月，壓力突然上漲，比上漲前高82.00 MPa，表現(xiàn)出明顯的能量補(bǔ)給特征。套壓最高承壓為80.00 MPa，進(jìn)行工藝改造后，氣井復(fù)產(chǎn)。之后L16井生產(chǎn)穩(wěn)定情況較好，2018年底，產(chǎn)氣量2.60×104m3/d，累產(chǎn)氣1.24×108m3。從氣井生產(chǎn)史看來，早期配產(chǎn) 4.0×104m3/d制度合理，在生產(chǎn)初期保證了氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)（圖3）。

圖3 L16井采氣曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）對于異常高壓氣井的早期產(chǎn)能評價，常規(guī)產(chǎn)能分析方法和非穩(wěn)態(tài)分析方法均存在一定誤差，但能夠?qū)ε洚a(chǎn)起參考作用。

（2）兩種方法計算L16井初期產(chǎn)能，比完井時一點法無阻流量均下降了50%以上，非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測法不及常規(guī)試井方法準(zhǔn)確，但也反映了氣井產(chǎn)能的大幅下降，能起到定性評價作用。

（3）結(jié)合產(chǎn)能評價結(jié)果、實際生產(chǎn)情況及臨界攜液流量，制定 L16井早期合理產(chǎn)量約為4.0×104m3/d，該配產(chǎn)制度合理，保證了氣井早期的穩(wěn)定生產(chǎn)。

（4）基于上述研究，建議對異常高壓氣井早期配產(chǎn)，應(yīng)積極開展試井工作，目前尚未找到能夠代替常規(guī)試井更準(zhǔn)確的產(chǎn)能評價方法；在實際生產(chǎn)中，要密切跟蹤分析氣井生產(chǎn)動態(tài)，實施壓力、產(chǎn)量監(jiān)測，以及時獲取生產(chǎn)資料，用以分析氣井動態(tài)特征。