A西部外围气田合理开发政策研究

　　摘要：根据每个气藏地质特征和动态监测资料，获得气藏试采特征。对每个气藏开发动态进行分析，掌握了驱动类型、边水活动特征潜力等动态情况，计算不同气藏的动态采收率，制定气藏合理工作制度。
　　关键词：合理开发政策，采收率，潜力分析，大庆西部外围气田
　　某厂所管辖的A西部外围地区共探明6个气田[1]，目前开发动用AL、ER、XD、T301、BYNL5个气田，动用含气面积70.3km2，采气井总数16口，目前可正常生产11口，关井5口井。动态储量采气速度3.23%，采出程度36.35%。已开发的气田通过应用动态资料核算的最新动态储量和实际动态储量，动态储量采气速度5.3%，采出程度47.1%。
　　1气田相关理论开发研究
　　针对每个气田的地质状况不同（AL气田属岩性气驱气藏、T301属弱边水气藏、BYNL属强水驱气藏、LN属于带油环的气藏）研究的方向不同，分析时主要划分为定容气藏和水驱气藏两种情况研究。确定气井的合理工作制度，能够使气田产能发挥最大。
　　1.1气田最终动态采收率
　　1.1.1定容气藏：（AL气藏）
　　用Gopal方法计算Za,此法适用条件：1.2≤≤3.0；0.0≤≤15.0，AL气田符合条件。
　　
　　其中：未知数废弃压力下偏差系数Za；未知数拟对比压力，；拟对比温度，；
　　未知数临界压力，MPa；临界温度，℃
　　用Standing提供的美国加利福尼亚州的干气相关经验公式求和。
　　适用条件：当<0.7时的公式：AL气田的相对密度均在0.6左右，
　　
　　
　　最终求出：
　　利用公式计算出AL气田的采收率为67.2%。
　　1.1.2水驱气藏：（BYNL、T301、ER）
　　计算公式：；废弃时体积系数可由经验公式求得。
　　其中：、在原始、废弃时含气饱和度；、(未知)在原始、废弃时体积系数。
　　通过计算BYNL气田采收率77.5%，T301井采收率88.9%，ER气田的采收率为79.21%。
　　1.2气田合理生产压差的确定
　　1.2.1疏松砂岩气藏（AL）
　　AL气田是水动力条件较弱的滨浅湖相沉积，以粉细砂为主，泥质含量高，储层埋藏浅（580-760m），砂岩胶结疏松，气层易出砂。利用公式计算砂岩气藏不出砂的合理生产压差。
　　常用“C”公式法确定合理生产压差。将井壁岩石所受最大张应力定义为切向应力σt，计算公式：
　　
　　根据岩石破坏理论，当岩石的抗张强度C小于最大切向应力时，井壁岩石不稳定，将会引起岩石结构破坏而出砂。因此，垂直井井壁岩石是否坚固的判别式为C≥，即：
　　
　　因此，防止井底出砂的合理生产压差ΔP的表达式：
　　
　　式中—井壁岩石最大切向应力，Mpa；—地层岩石的抗张强度，MPa；—岩石的泊松比；—上覆岩层的平均密度，kg/m3；—产层深度，m；—储层流体压力，MPa；—井底流压，MPa。
　　理论计算AL气田的极限生产压差为0.15MPa。
　　1.2.2水驱气藏（BYNL、T301、ER）
　　对于水驱气藏来说，气井合理产量确定后，必须严格管理，原则“少动操作，少关井，平稳操作保稳产”。气井生产过程中，操作频繁对产能有影响，尤其是出水后的气井，会使水限制在井筒内并沉落在井底。由于井底回压增加水被压回地层，使井的周围液体饱和度增加，气相渗透率降低，最后导致气井产量下降。根据生产实践经验，产量总体趋势是：井口压力下降，气产量递减和产水量上升。
　　（1）理论公式法：
　　首先计算无水临界压差：；其次按临界压差计算临界产气量：计算合理生产压差0.54MPa。
　　式中—气井厚度(从气层顶到气水界面的距离)；—气层钻开厚度，m；—地层水密度，t/m3；
　　—图版查得。—临界无水产量，103m3/d；a，b—二项式系数。
　　（2）经验法。现场观察气井在某一产量时气井携液最少，记录当时的油压用公式折算井底流压：
　　
　　计算合理生产压差0.6MPa。
　　1.3气藏合理产气量的确定
　　气井合理产气量是气藏开发的重要指标，其中天然气中的凝析液是影响合理产量重要因素，如果产量控制不当，不能将凝析液带出井筒，会将凝析液积聚在气井井底和近井区，增加井底回压和渗流阻力，在这种情况下，气井最大合理产量大于最小携液量，使凝析液随着气流不断带出井筒，保持井底和近井区储层不受凝析液的污染。合理产气量应控制在最大合理产气量与最小携流量之间，确定气井最大合理产气量为无阻流量10－15%。
　　1.3.1最小卸载流量计算：
　　
　　式中—带液最小产量，104m3/d；—井内计算点带液最小流速，m/s；
　　其中、、、已知，由公式求出
　　其中天然气密度，kg/m3，由公式
　　—井内气、液之间表面张力，mN/m，通常取60mN/m。
　　1.3.2无阻流量经验公式计算：；；；
　　式中—实测产量，104m3/d；—井底流压，Mpa；—无量纲压力。
　　建议三个公式求出后再算数平均求出最后结果。利用IPR曲线用经验公式：
　　
　　在直角坐标图上画成与的关系曲线。应于上述三个公式计算的结果相近。
　　1.4天然水侵量确定
　　根据天然水域的大小、几何形状、地层岩石特性和流体特性的好环，划分为稳定流法和非稳定流法。正常生产的11口井中有6口井出液，可划分为不稳定流和非稳定流研究。
　　1.4.1稳定流法
　　气田周围具有广阔天然水，气田的渗透率较大，可将气藏简化为一口半径为的“扩大井”。水侵速度不随时间变化达到稳定流动，BYNL近似看为稳定流。计算该气田的水侵系数较大k=1079.8m3/(MPa•d)，D402井天然水累积量691.1712×104m3。该井的水侵常数较高，在气资源每断采出的时候天然水能够很快的补充，地层压力下降缓慢，总压差1.64MPa。
　　利用达西稳定流定律，得到天然水侵量的表达式：
　　，
　　其中、由生产数据可知，为水侵常数，它与天然水域的储层物性、流体物性和气藏边界形状有关。计算公式：
　　—水域地层的渗透率，μm2；—天然水域有效厚度，m；—气水接触面半径，mm；—天然水的外缘半径，mm；—地层水粘度，mPa•s。
　　地层水粘度由公式求得。
　　1.4.2非稳定流法
　　气田的渗透较小，水侵速度随时间变化，水向气藏的水侵过程为一个不稳定的过程。AL气田近似为非稳定流法，出液井有D603井和D621井，以D603井为例计算该井水侵量。基本原理：建立数学模型，为了求解方便，形式统一。
　　
　　定义无量纲变量：
　　
　　式中：—天然水域的有效孔隙度，—天然水域中的有效压缩系数，1/MPa；、、、参数可以查到，、由公式求得：
　　
　　式中A、B、C由以下公式求出：
　　其中：；；；
　　D603井的天然累积水侵量为5.21m3，认为边水不活跃，预测气井无经济效益时累计产水仅15.22m3，因此边水对气藏开采不会造成严重影响。
　　1.5气田的废弃压力确定
　　按总公司推荐的方法即经验法确定废弃压力公式：，求出的结果与数模中研究有误差，确定废弃压力可用IPR曲线与气井油管动态曲线图确定。
　　2气田产能潜力分析
　　2.1AL气田
　　计算AL气田的采收率为67.2%，剩余可采储量为3.58×108m3。按年产气约3500×104m3计算，生产10年到2015年。可投产新井D607井接替产能。合理生产控制边水推进速度，增加气井无水期稳产时间，构造北部边水有活动迹象，南部尚未发现边水侵入。由观察井压力监测结果，D603和D621均不同程度的见水，D603井属AL西北部的油环边界，该井开采年限较长采出程度相对较高，井底流压下降较快，该井按非稳定流法计算天然累积水侵量为5.21m3，认为边水不活跃，预测气井无经济效益时累计产水仅15.22m3，因此边水对气藏开采不会造成严重影响。实际累积产液6.3m3；D621井北部较高部位气井，该井投产初期有见水的情况，分析可能是SO1组的地层水，因为测井解释为SO1有少量水存在。两井属于同一气藏中，同时开井时尽量减少D603井的气量。
　　2.2ER气田
　　计算ER气田的采收率为79.21%，剩余可采储量为0.11×108m3。按年产气约400×104m3计算，生产3年到2008年。ER气田天然气探明储量为22.26×108m3，含气面积22.5km3，投产3口井(DII-2、II-4、V-3)，3口井的井控动态储量为1.14×108m3，仅为原探明储量的5.39%。该气田为弱水气藏，平均渗透率为617.5×10-3μm2，气田的渗透率较大符合平面径向稳定流动，计算水侵常数k=4.43m3/MPa•d，天然累积水侵量230m3/MPa•d，预测气井无经济效益时累计产水252m3，D4目前产液多无法正常生产关井，D3的主要产气层某I2层地层压力下降，油环向井底移动，目前按稠油井生产。
　　2.3XD气田
　　油田投产2口气井，气田动态储量2.4×108m3。目前开井1口，累积采气0.3028×108m3，采气速度3.08%，采出程度为12.62%。计算XD气田的采收率为64%，剩余可采储量为1.23×108m3，与其它气田相比，XD气田剩余可采储量较高，但XD某油层大部分是油气水同层发育，造成开采比较困难，目前某D13井日产油可达0.6t，建议井口加分离器油气同采。
　　2.4零散气田
　　BYNL气田D402井原始地层压力11.74MPa，目前地层压力10.1MPa，地层压力下降缓慢，主要原因边水及时供应，弥补地下亏空。采出程度48.1%，计算的采收率77.5%，剩余可采储量0.95×108m3。按年产气约750×104m3计算，生产10年到2015年。该气藏为强水驱，部分气层的边水已经侵入到气井周围地区，一定要严格执行合理工作制度稳定生产，控制D402井采气速度在3%以内，合理生产压差0.6MPa，合理采气量控制在2.6-2.8×104m3/d，超量生产，必会引起产液量增加。气田周围具有广阔天然水，气田的渗透率较大，近似看为稳定流。计算该气田的水侵系数较大k=1079.8m3/MPa•d，计算天然水累积量691.1712×104m3。该井的水侵常数较高，在气资源每断采出的时候天然水能够很快的补充，地层压力下降缓慢，总压差1.64MPa。某油田T301井为弱水气藏，采出程度87.8%。计算的采收率89.8%。目前动液面1011m，处于射孔顶界（1243.6m）以上，产液量增加，主要原因采出程度高，地层压力下降快，使边部油水侵入井底积液增加，气田的渗透率较大符合平面径向稳定流动，计算水侵常数k=537.9m3/MPa•d，天然累积水侵量801.1536×104m3，测气井无经济效益时累计产水950m3。LN油田M31井为弹性气驱气藏，油环对边水起阻挡作用，采出程度38.3%，计算该井的采收率87.89%，剩余可采储量1.07×108m3。由于该井含蜡量较高，油管结蜡严重，2001年10月对该井热洗后进行气举，虽然洗通但洗井时压力太高，管柱密封不严，导致洗井液进入气层，对气层造成了严重污染，制定的方案是注氮排液或压裂，预计处理后该井产能达到2.0×104m3。
　　3结论
　　（1）AL气田的采收率为67.2%，ER气田的采收率为79.21%，XD气田的采收率为64%，BYNL气田D402井的采收率77.5%，LN油田古31井的采收率87.89%。
　　（2）AL气田属于疏松砂岩气藏，气井易出砂，严格控制生产压差在0.15MPa之内，8口气井按合理生产制度生产。
　　（3）BYNL气田为强水驱气藏，合理控制控制采气速度即合理采气量，采气速度控制在3.0%以内，合理采气量控制在2.6-2.8×104m3/d，超量生产，必会引起产液量增加。
　　（4）XD气田为凝析气田，制定油气同采方案。
　　参考文献：
　　[1]陈铁龙.油田稳油控水技术论文集[M].北京；石油工业出版社，2001.