两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选

杨学锋 刘义成 李进 王颖 邓惠

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选

杨学锋 刘义成 李进 王颖 邓惠

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

对于含水层的多层组气藏的合理开发而言，分、合层开发效果和开采方式的优选一直是困扰气藏开发的疑难问题。为此，利用数值模拟和两相管流稳态模拟方法，以两层组气藏为代表，对不同产出流体和产能差异条件下的分、合层开采效果进行分类对比研究，并以此为基础，建立了两层组气藏分、合层开采方式优选原则。研究表明：对于两层组产纯气的情况，分、合采开采方式对气井相对长期的开采效果影响不大，为提高开发效益，适合合层开采；对于含水层的两层组气藏，产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果好，适合合层开采，反之则宜分层开采。该研究结果对于深入认识和评价多层组气藏分、合层开采效果，以及指导多层组气藏开采方式优选、提高气藏开发效益具有非常重要的意义。

多层组气藏 有水气井 多层合采 动态特征 开采效果 龙岗气田

为了降低多层组气藏的开发成本，提高单井产量，常常采用单井多层合采的方式进行开发［1－3］。然而，多层组气藏合层开采效果如何？哪些条件下适合选用单井多层合采开发方式？为了深刻认识多层组气藏分合层开发效果和不同开采方式对气井生产的影响，有必要开展相关研究。

目前国内外对多层组气藏的研究主要集中在各层都产纯气情况，而对有水气藏多层合采开采效果的研究较少［4－7］。为此，笔者以两层组气藏为例，考虑各层产出流体和产量的差异，分类研究两层组气藏中分合层开采效果，在此基础上，建立两层组气藏开采方式优选原则。

1 两层组气藏分采、合采效果对比

考虑气藏纵向上分为两层，层间有良好的非渗透隔层，地层内层间无窜流，窜流只发生在合采后的井筒内。

1.1 两层均产纯气

以礁滩叠合区的A气井为例，研究两层都产纯气时的分合采效果。A井的储层物性参数见表1。

表1 A井物性特征参数表

为了考察这两个产层物性差异较大对合层开采方式的影响，运用单井数值模拟技术对合采与分采的开采效果进行了对比，其结果分别见图1、2。

图1 分合采开发方式的稳产时间对比图

研究3种开采方式分别是分采、合采方式1（与分采稳产期相同的合采配产开采方式）、合采方式2（与分采产量之和相同的合采配产开采方式）。对比发现这3种开采方式下的稳产期开发指标有一定差异（表2），这是由于各层物性差异较大、合采状态下相对低渗层的产能发挥受到一定程度抑制引起的。然而，从整个预测期的生产动态来看（图2），累积产气量的差异并不大，由此表明层间渗透性及地层压力的差异主要影响合采气井早期各层的产量贡献，对气井相对长期的开采效果影响不大。

图2 分合采开发方式的累积产气量对比图

表2 A井合采与分采开发指标对比表

1.2 两层有产水层

对于多层组气藏中存在产水的情况，当单层气产量低于携液临界流量时，合采携液更为困难，常导致井底积液严重，这种情况下分层开采效果更好。

以A气井礁滩层的情况为基本参照，下面考虑上下层产能差异和产水情况的多种可能性，讨论两层组气藏各层产气量都高于携液临界流量时分合采的适宜性。

1.2.1 上层产能高于下层产能

1.2.1.1 上层产气和产水，下层产纯气

假设上层产气量为72.45×104m3／d，产水量为152.93 m3／d；下层产气量为48.33×104m3／d，不产水。

1.2.1.2 上层产纯气，下层产气和产水

假设上层产气量为77.63×104m3／d，不产水；下层产气量为44.34×104m3／d，产水量为88.69 m3／d。

1.2.1.3 上层和下层同时产气和产水

假设上层产气量为72.45×104m3／d，产水量为152.93 m3／d；下层产气量为44.34×104m3／d，产水量为88.69 m3／d。

对上述3种情况分别考虑单采上层、单采下层和两层合层，对比研究分合采条件下的产气量和产水量，其结果见图3。

图3 上层产能高于下层产能时分合采开发效果图

产量损失幅度（FQ）的计算公式为：

产水量降低幅度（FW）的计算公式为：

式中Q飞为单采飞仙关组产气量；Q长为单采长兴组产气量；Q合为合采产气量；W飞为单采飞仙关组产水量；W长为单采长兴组产水量；W合为合采产水量。

从图3中可以看出：当上层产能高于下层产能时，产能高的产层（上层）产纯气，产能低的产层（下层）气水同产合采效果较好，产能损失幅度相对最小（18.51%），而产水量降低幅度相对最大（23.97%）。气井产能低的产层（下层）产纯气、产能高的产层（上层）气水同产和两层都气水同产，合采效果相对较差。

1.2.2 下层产能高于上层产能

1.2.2.1 上层产气和产水，下层产纯气

假设上层产气量为43.47×104m3／d，产水量为87.72 m3／d；下层产气量为78.57×104m3／d，不产水。1.2.2.2 上层产纯气，下层产气和产水

假设上层产气量为47.39×104m3／d，不产水；下层产气量为73.38×104m3／d，产水量为148.9 m3／d。1.2.2.3 上层和下层同时产气和产水

假设上层产气量为43.47×104m3／d，产水量为87.72 m3／d；下层产气量为73.38×104m3／d，产水量为148.9 m3／d。

对上述3种情况分别考虑单采上层、单采下层和两层合采，对比研究分合采条件下的产气量和产水量，其结果见图4。

图4 下层产能高于上层产能时分合采开发效果图

从图4中可以看出：当下层产能高于上层产能时，产能高的产层（下层）产纯气，产能低的产层（上层）气水同产合采效果较好，产能损失幅度相对最小（17.63%），而产水量降低幅度相对最大（19.56%）。气井产能低的产层（上层）产纯气、产能高的产层（下层）气水同产和两层都气水同产，合采效果相对较差。

1.2.3 两层产能相近

1.2.3.1 上层产气和产水，下层产纯气

假设上层产气量为43.47×104m3／d，产水量为87.72 m3／d；下层产气量为48.34×104m3／d，不产水。1.2.3.2 上层产纯气，下层产气和产水

假设上层产气量为47.39×104m3／d，不产水；下层产气量为44.35×104m3／d，产水量为89.574 m3／d。

1.2.3.3 上层和下层同时产气和产水

假设上层产气量为43.47×104m3／d，产水量为87.72 m3／d；下层产气量为44.345×104m3／d，产水量为89.574 m3／d。

对上述3种情况分别考虑单采上层、单采下层和两层合层，对比研究分合采条件下的产气量和产水量，其结果见图5。

图5 两层产能相近时分合采开发效果图

从图5中可以看出：产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果好。

综合上层和下层产能存在差异和产能相近情况下不同产层产水时分合采效果对比研究成果，可以得到一个统一的结论。

1）气井产能高的产层产纯气、产能低的产层气水同产合采效果较好。

2）气井产能低的产层产纯气、产能高的产层气水同产或两层都气水同产，合采效果较差。

3）产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果好。

2 两层组气藏分、合层开采优选原则

依据以上研究结果，可以建立地层压力和天然气性质差异不大的两层组气藏分合采方式优选原则（表3）。

表3 两层组气藏分、合采方式优选原则表

3 结论

1）两层组气藏都产纯气时，分、合采开采方式对气井相对长期的开采效果影响不大，为了提高单井产量，适合合采。

2）针对两层组气藏中存在出水层情况，认为产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果要好。当两层产能存在差异时，产能高的产层产纯气、产能低的产层气水同产情况下合采效果相对较好，反之，合采效果则相对较差。

3）对于两层组气藏各层均出水的情况，若两层的产能相近，均匀出水时，适合采用合层开采，反之，推荐采用分层开采。

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［3］尚希涛，何顺利，刘辉，等.基于生产测井的多层气藏合采效果评价方法［J］.大庆石油地质与开发，2009，28（6）：164－166.

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Effect of separate layer recovery or multilayer commingled production and the optimal selection of development methods for two－layer gas reservoirs

Yang Xuefeng，Liu Yicheng，Li Jin，Wang Ying，Deng Hui

（Ex ploration and Development Research Institute，Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 1，pp.57－60，1／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The effect of separate layer recovery or multilayer commingled production and the optimal selection of development methods are always difficult issues for the rational development of multi－layer gas reservoirs with aquifer.In view of this，a case study of a two－layer gas reservoir was performed by use of numerical simulation and stable state two－phase conduit flow model；then，the effects of separate layer recovery or multilayer commingled production under different produced fluids and rates are classified and compared，on the basis of which the criteria for the optimal selection of development methods is set up for the two－layer gas reservoirs.The results of this study show that as for a two－layer gas reservoir under the conditions with only gas produced，the separate layer recovery shows little impact on the long－term development of gas wells，but for the purpose of benefit，multilayer mingled production is more suitable；while as for that under the conditions with aquifer，if both two layers have similar deliverability，the multilayer commingled production is better to choose，if not，the separate layer recovery is much more suitable.This study is helpful in the deep understanding and evaluation of the development effect of separate layer recovery or multilayer commingled production for the multilayer reservoirs，and will be guidance for the increase of development benefit and the selection of development methods for the multi－layer gas reservoirs.

multi－layer gas reservoir，gas water well，multi－layer commingled production，dynamic feature，effect，Longgang Gas Field

国家科技重大专项项目“大型油气田及煤层气开发”（编号：2008ZX05047）。

杨学锋，1978年生，高级工程师，博士；现主要从事油气田开发研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号。电话：（028）86015555。E－mail：yangxuef＠petrochina.com.cn

杨学锋等.两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选.天然气工业，2012，32（1）：57－60.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.01.011

2011－08－25 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.01.011

Yang Xuefeng，senior engineer，born in 1978，is mainly engaged in research of the development of gas reservoirs.

Add：No.12，North Segment，Tianfu Rd.，Gaoxin District，Chengdu，Sichuan 610041，P.R.China

Tel：＋86－28－8601 5555 E－mail：yangxuef＠petrochina.com.cn