谢姗
, 焦扬
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-08-2
网络出版日期: 2018-11-06
版权声明: 2018
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作者简介:
作者简介：谢姗 1987年生,2012年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发工程专业。目前作为气藏开发工程师在中国石油长庆油田勘探开发研究院工作,主要从事气藏动态监测与分析、试井、数值模拟研究等工作。通信地址:710018 陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区勘探开发研究院。电话:(029)86594832。E-mail:xies_cq@petrochina.com.cn
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摘要
产能管理是气田开发的核心内容,直接关系气田产能建设部署、产量安排及气井治理对策制定。鄂尔多斯盆地气区供气任务繁重,面对储集层复杂多样、气井生产特征差异大、井数多的现状,针对常用的产能评价、产能分类、气井管理方法在精准性和时效性上难以满足需求的难点,在气井生产方式、开发阶段、生产特征研究基础上,建立了不同类型气井产能评价方法,追踪评价气井产能及变化特征,进而对气井产能进行矩阵分类,通过定量描述每类气井生产特征及开发矛盾制定相应管理方案。结果表明,建立并实施系统化、流程化气井产能管理标准,使气井精细管理水平及其时效性得到大幅提升,有效支撑了气田产能建设及开发部署,推动了气田绿色可持续发展。
关键词：
气井产能管理对科学地规划气田开发方案、调整气井作业动态,以及对气田整体的各项作业顺利实施、经济效益和绿色可持续发展具有重要的指导作用。气井产能分类管理的一般思路是:首先对气井进行产能评价,根据其产能大小分类,再针对不同类气井实施相应的开发措施。气区通过建立标准化、流程化的气井产能管理制度,及时追踪产能变化情况,可进一步优化气田的管控模式,指导气田高效绿色开发。
长庆气区所处的鄂尔多斯盆地地处中国供气管网枢纽位置,担负着向京津、西北、华北、中原及华东地区18个大中城市工业及民用供气的任务。但长庆气区储集层复杂多样、气井生产特征差异大、井数多,目前一般常用的产能评价、产能分类、管理方法难以全面适用。因此,针对长庆气区开展精准性和时效性并重的气井产能管理研究十分必要。
产能评价是气井产能管理的基础。长庆气区储集层复杂、类型多样化,气井受到生产方式、开发阶段、生产特征等多因素影响,气井产能评价方法优选难度大。(1)在生产方式方面:气区具有高压集气和低压集气(井下节流)生产两种方式,不同生产方式下井底压力及丰度之间差异较大,对气井产能评价方法提出了不同要求[1,2,3]。(2)在开发阶段方面:可划分为初期、中后期和末期3个阶段,在生产的不同阶段产能测试资料类型有所不同,导致评价方法也有所差异[4,5,6,7]。(3)在生产特征方面:气区部分气井位于富水区,气井产能普遍较低,井底积液严重,导致传统产能评价方法适用性较差[8,9]。
目前已有的气井主要是基于静态(地层)参数或者结合动态参数(主要是无阻流量和动态储量)进行分类[10],存在的问题包括参数表征产能规律性差、参数测试及评价准确度不确定、分类方法复杂、应用时效性差等,导致无法满足长庆气区快速、准确进行产能分类的需求。
传统的气井管理措施制定倾向于定性化描述,措施实施的具体标准缺乏。尤其在低产低效井治理方面,目前研究主要倾向于生产动态的描述、储集层主控因素定性化描述,缺乏定量指标评价标准,应用时指导性不明确。
根据长庆气区储集层、生产特征及管理难点,制定了适应长庆气区气井分类管理的思路:首先针对气井的开发方式、开发阶段、生产特征,创新形成适用的产能评价方法;在此基础上考虑利用常规的、准确度高的井口压力数据,引入矩阵分类理念对气井产能分类;最后对每一特类气井细化措施标准,制定相应的管理策略。
2.1.1 低渗型气藏气井产能评价方法
靖边气田为低渗气藏气井,储集层渗透率低,压恢时间长,井数众多,但相较于致密气井,又具有测试资料相对丰富、生产历史长的特点。因而此类气井主要考虑在生产不同阶段利用不同动态资料和测试手段,再结合经济性,开展气井全生命周期产能评价。其特点就是在气田开发初期地层能量富足时选取典型井开展系统试井、等时试井或者修正等时试井,由此获取气井二项式产能方程系数A、B值(其值与储集层参数、流体的偏差因子、气体粘度相关),再利用产能方程计算无阻流量进行经验配产。气井二项式产能方程如下。
式中:pe为原始地层压力,MPa;pwf为井底流压,MPa; qg为日产气量,104 m3/d。
在气井开发中期,地层能量不断下降,采用系统试井等测试手段受到气井供气以及经济性限制,考虑到储集层性质不发生变化,A、B值中仅流体高压物性参数随压力变化这一特征,提出利用较长生产历史计算不同地层压力下的偏差因子、气体粘度来修正A、B值的方法,并建立了变地层压力条件下气井动态产能预测方法,校正公式如下。
式中:Am、Bm为目前地层压力下二项式系数;Z、Zm分别为初始地层压力、目前地层压力下的偏差因子;μg、μgm分别为初始地层压力、目前地层压力下的气体粘度,mPa·s。
在气井开发后期,气井油压低于系统压力,利用长时间生产历史开展产量递减分析,结合经济评价制定调整策略。此类气井开展全生命周期评价的优势在于能够准确追踪生产特征差异大、井数多时的气井产能,从而解决该类气井评价的经济性和时效性问题。
2.1.2 致密型气藏气井产能评价方法
常规气藏气井产量评价方法需要确定二项式产能方程系数的值,但近些年大规模开发的苏里格气田储集层致密,且采用井下节流(油管上装有节流器)生产工艺,使得气井关井压恢与生产的矛盾、气井进入拟稳态时间长与投产时间短的矛盾、无法频繁拔取节流器监测地层压力的矛盾更为突出,直接导致井底压力测试资料严重匮乏,难以利用已有的方法来评价合理产量。针对该类型气井主要提出了合理产量与初期产量的关系模型进行产能预测,即在区块大量气井递减规律分析的基础上确定递减类型,再将累产气量(由平均产量和生产时间可得)代入对应的递减曲线获取气井合理产量与初期产量预测模型,评价满足3年稳产期气井的合理产量。该方法无需压力测试资料,具有应用简单、快速准确的特点。气井合理产量与初期产量预测模型计算公式如下。
qgi=(1+0.5Dit)
式中:qgi,
2.1.3 产水型气藏气井产能评价方法
部分储集层受构造和物性双重影响,富水区发育,气井产水。针对产水情形,气区利用最小携液流量计算方法评价合理产量。然而受到区块自身生产特征影响,现有的计算模型与气区积液判识出入较大。因此,新方法在气井携液模型机理研究的基础上,在区块开展最小携液流量实验,并利用实际生产情况进行节点系统分析,建立不同井口压力条件下的最小携液流量曲线,优选区块的曳力系数,最后建立气区气井最小携液流量公式,实现了产水气井方便、快捷的产量预测。
qsc=2.5×104
其中,vg=1.5×4
式中:qsc为最小携液流量,m3/d; S为圆锥体底面积,m2;p为压力,MPa;T为温度,K;vg为气体速度,m/s;ρL为液体密度,kg/m3;ρg为气体密度,kg/m3;σ为气液界面张力,N/m。
对气区不同类型气井产能评价后,按其压力水平、产量水平对气井产能进行矩阵分类。现以M气田1 036口井为例,先按照压力、产量的频率分布情况,分别进行区间划分。其中在压力划分时,还需考虑到目前地面管输系统压力(6.4 MPa),当高于系统压力时(>8 MPa)认为有压力空间,用以调峰或者稳产,低于系统压力时则考虑产量递减。据此,将靖边气田按产能划分为高产井、中产井和低产井(表1)。
表1 气井产能分类结果表
| 气井分类 | 压力/ MPa | 产量/ (104 m3·d-1) | 管理策略 |
|---|---|---|---|
| 高产井 | >10.0 | >4.0 | 优选调峰井 |
| 8.0~10.0 | 2.0~4.0 | 保持稳产 | |
| 中产井 | 6.4~8.0 | 0.5~2.0 | 关注产水情况, 注意携液能力 |
| 低产井 | <6.4 | <0.5 | 低产低效井治理 |
2.3.1 高产井产能管理
在有较充分压力空间的高产井中,主要考虑优选调峰井,适合长庆气区快速优选调峰井的方法有两种:(1)对于低渗型气井,可利用气井短期内提高产量生产后压降速率呈直线下降的规律,据此情形下的气井数值模拟结果,绘制“产量提产幅度与压降速率关系图”(图1),已知井口压力和目前的压降速率即可以快速确定提产幅度。(2)对于致密节流型气井,可根据以往调峰气井拔取节流器前后套压压降速率分析,建立井下节流型气井提产幅度与节流后、前压降速率比值关系进行预测评价(图2)。
2.3.2 中产井产能管理
对于有一定压力空间的中产井,需要分别考虑:压力、产量均较高气井,可以保持目前配产;当气井压力、产量均较低时,重点考虑气井携液能力,防止井底积液。
2.3.3 低产井产能管理
对于低于系统压力且产量低的气井,需要对投产层、初期产量及动态生产过程进行分析(表2)。
表2 低产井动静态特征及治理措施
| 分类 | 治理方式 | 地质/动态特征 | 治理对策 |
|---|---|---|---|
| 排水采气 | 投产层储集层物性较好,初期产量较高,表现为“大气大水或大气小 水”,因技改、测压、生产制度等原因井筒积液,产量急剧降低,但气井 具有一定后续产能,排水采气后复产产量较高(1×104 m3/d以上) | 进行排水采气并 根据气井临界 携液流量进行配产 | |
| 投产层位具有 生产潜力 | 维持生产 | 气井不产水或产水不影响气井生产, 间歇开采情况下具有一定产量,但潜力有限, 无增产潜力。暂不考虑其他层替补生产 | 优化工作制度 或衰竭式开采 |
| 查层补孔 | 投产位储集层致密,初期产量较低,目前油套压, 产量更低、继续生产或排水复产效益差,且存在具 有补孔潜力的未射孔含气层段 | 次产层补孔;目前 生产层位出水 可考虑封堵 | |
| 投产层位难以 继续生产 | 报废 | 初期产量较低,目前采出程度高, 且间歇生产产量极低;次产层不发育, 无层可补 | 根据生产需求, 分年报废 |
| 其他特殊情况 | - | 目前状态为观察井、工业园区井、下游用 户停气井、产硫化氢无防硫套管停产井 | 根据实际情况逐步 复产 |
结合经济条件,制定对应措施。以靖边气田为例,具有生产潜力的气井应及时开展排水采气,实施低配长稳;对目前投产层难以为继、次产层发育的气井,通过开展查层补孔分析,建立次产层查层补孔量化标准,落实次产层开发潜力(表3),然后进行低产低效井治理。
表3 上古生界储集层查层补孔产能预测标准
| 砂体结构 | 累计有 效厚度/ m | 测井参数 | 物性 | 含气性 | 储能系数 | 地层系数 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 电阻率/ (Ω·m) | 声波时差/ (μs·m-1) | 孔隙度/ % | 渗透率/ mD | 含气饱和度/ % | 平均气测/ % | ||||||
| 分段互层 | <6 | 20~45 | 212~220 | 5.0~7.2 | 0.1~0.5 | 55~60 | 5~15 | <0.2 | <0.25 | ||
| 多层叠置 | 6~8 | 45~50 | 220~225 | 7.4~8.0 | 0.5~0.6 | 60~65 | 10~30 | 0.2~0.4 | 0.25~0.50 | ||
| 多层叠置 | 8~10 | >50 | >225 | >8.0 | >0.6 | >65 | 15~50 | >0.4 | >0.5 | ||
| 块状厚层 | >10 | >50 | >225 | >8.0 | >0.6 | >65 | 20~60 | >0.4 | >0.5 | ||
| 多层叠置 | >10 | >50 | >225 | >8.0 | >0.6 | >65 | 20~60 | >0.4 | >0.5 | ||
结合计算机辅助编程和数据库建设,建立了长庆气区产能分类管理方案,具体流程如图3所示。
利用低渗致密气藏气井产能管理技术,实现了气井产能与调峰的准确预测。以鄂尔多斯盆地M气田为例,2013-2017年冬季实际产量与预测产量平均误差为2.8%(图4),有效支撑了气田调峰保供方案的编制。依托该项技术,全范围覆盖气区气井产能分类、治理策略,进一步推进了鄂尔多斯盆地万口气井“一井一法一工艺”,气井精细管理水平及其时效性大幅提升,保障了气区气井平稳供气,减缓了气藏非均衡开采程度。
通过实施低渗致密气藏气井产能管理技术,近3年M气田减少气井测试共计174井/次,减少测试费用1 656万元,查层补孔1.6×108 m3,获得了良好的经济效益。
(1)在鄂尔多斯盆地气井生产方式、开发阶段、生产特征研究基础上,建立不同类型气井产能评价方法;进而对气井产能进行矩阵分类,针对每一类开发矛盾制定管理方案;最后建立低渗致密气藏气井产能管理技术,补充、完善了低渗致密气藏精细评价与调控技术。
(2)通过计算机辅助编程与数据库建设,气井产能及其管理实现实时追踪评价与提前制措,有效支撑了气田产能建设及调峰部署,保障了北京、西安等城市长期稳定供气,获得了良好的经济效益和社会效益。
The authors have declared that no competing interests exist.
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