苏里格西区致密砂岩气藏单井出水预测新方法

蒋贝贝 谭胜伦 肖泽峰 杨亚东

(1.西南石油大学研究生院，成都 610500;2.中国石化西南油气分公司工程监督中心，四川德阳 637400;3.中国石化胜利油田，山东东营 257000)

苏里格气田是我国迄今为止发现的最大天然气气田，属于典型的低孔、低渗、低压和低丰度砂岩岩性气藏，勘探开发难度极大。苏里格西区自投入开发以来，虽然取得了显著的成绩，但近两年凸显出来的问题也极大地制约了该区的产能建设，其中最突出的问题就是气井出水规律不明［1］、排水采气措施不合理，导致大量生产井积液减产甚至停产。苏里格气田开发过程中为了最大限度节约成本，区块各集气站通常多井共用一个输气干管［4］，很难获取准确的单井产水量，因此也无法判断气井出水规律。如果没有气井出水规律，就无法制定合理的排水采气措施，气井的正常生产就会受影响。为此，必须结合苏里格气田生产井现状探寻新思路，找到预测产水量的新方法，得到气井出水规律。本文根据岩心分析、完井测试以及实际生产数据等资料，以渗流力学和采油工程基础理论知识为依据，以气水两相渗流理论为突破口，辅以pipesim软件，建立了适合苏里格西区致密砂岩气藏气井出水预测的新方法，通过实例对比分析，预测值准确可靠。

1 苏里格西区典型气水相渗曲线确定

苏里格气田属于典型的砂岩岩性控制气藏，气藏分布面积大且具有极强的非均质性［1］，因此苏里格各区(东区、中区、西区)都是划分为更小的区块进行开发。苏里格西区现已投产的区块主要有苏46、苏59和苏75，现取其中某一区块岩心资料进行分析，分析结果见表1(实验时间2000年5月)。

表1 气水相对渗透率实验岩心数据

分析表1中的岩样物性数据，渗透率分布区间为(0.08～0.82)×10-3μm2，平均为0.297 3×10-3μm2，储层物性以低渗为主。束缚水饱和度的范围为26% ～38.2%，平均为32.74%，残余气饱和度在8.2%～24.50%之间，平均为16.27%。按岩样平均渗透率将样品划分为2类，即渗透率≤0.297 3×10-3μm2的样品为一类，渗透率≥0.297 3×10-3μm2的样品为一类，统计平均束缚水饱和度分别为33.68%和30.53%，残余气饱和度分别为16.23%和16.36%，由于它们之间的差很小，所以采用束缚水饱和度及残余气饱和度的平均值作为典型相渗曲线的端点值，由此确定的典型气水相渗曲线见图1。

图1 苏里格西区某区块典型气水相渗曲线

2 苏里格西区储层出水预测方法确定

气水两相渗流属于多相渗流的范畴，广泛存在于气田开发的中后期。天然气渗流机理研究的目的是为了把它当作气田开发设计、动态分析、气井开采、增产工艺、反求地层参数、提高采收率等的理论基础。目前气、水两相渗透率曲线实际应用中多通过实验测试完成，图1也是根据取心资料在实验室中测试完成的。有了气、水两相渗流曲线，根据相渗透率(有效渗透率)、相对渗透率以及绝对渗透率之间的关系，结合生产井测井资料［5］、试气资料就可求出气、水两相渗流时的水相渗透率，进而可以得到气井产气量一定时对应的地层产水量。

2.1 气相、水相相对(有效)渗透率和储层绝对渗透率的确定

气井见水后，储层中单相渗流就变成了气、水两相流，如果仍按照单相气体渗流产能公式反推渗透率(其他参数已知情况下)，那么此时得到的渗透率应是见水后气、水两相渗流时的气相渗透率kg。根据测井解释得到的初始含水饱和度，利用两相渗流曲线(图1)可以得到初始含水饱和度下对应的气相相对渗透率krg，由公式K=kg/krg，可求出初始含水饱和度条件下储层岩石绝对渗透率K，K值短时间内受地层压力变化影响可忽略［3-4］。气相渗透率kg求解时，式(1)中的其他参数必须是已知的。其中 qsc、pe、rw、re、h、T都易得到，μ和Z可以通过气样分析得到，s在试井分析后求得，唯有井底流压pwf需要借助pipesim软件来计算。

单相气体稳定流动达西产能公式:

式中:qsc—标准状态下的产气量，m3/d;k—气层有效渗透率，10-3μm2— 气体黏度平均值，10-3Pa·s;h—气层有效厚度，m;pe—地层边界供给压力，MPa;气体偏差系数平均值;rw— 井底半径，m;re—气井供给边界半径，m;T— 气层的温度，K;pwf— 井底流压，MPa;s— 完井总表皮。

2.2 苏里格西区单井出水量计算

对于圆形封闭油气藏，即泄流边缘上没有流体流过，每一口井附近都近似为平面径向流，在假设地层均质等厚、不考虑地层的压缩性且岩石与流体无物理化学反应，气井完井总表皮为s，对于距离地层中心r远处的圆柱面的任何一点来说，依据达西定律，拟稳态条件下得到的产能方程为［7］:

如果上式中渗透率k值取水相有效渗透率kw，则地层产水量计算方程为:

式中:qscw—地面条件下的产水量，m3/d;kw— 水相有效渗透率，10-3μm2;μw— 地层水黏度，10-3Pa·s;h— 储层有效厚度，m;—平均地层压力，MPa;re—气井供给边界半径，m;Bw—地层条件下水的体积系数。

气井见水后，已知产气量qsc，根据式(1)可求得对应的气相渗透率kg;由两相渗流曲线(图1)可计算出该产气量下对应的含水饱和度，进而得到对应的水相相对渗透率krw，由公式kw=K·krw进一步得到该产气量下的水相渗透率kw，代入式(3)可求得气井见水后，对应产气量条件下的储层产水量qscw。因为苏里格气田单井日产气量容易得到，所以只要有了某区块的典型两相渗流曲线，根据上述方法可求出气井见水后产气量和产水量的一一对应关系，根据计算产水量、生产井的生产数据、环空液面监测等信息就可以确定出该井的出水规律，进而制定出合理的排水措施，保证气井的正常生产。

3 苏里格西区单井出水预测实例计算与分析

下面对研究区苏A井进行计算分析。苏A井参数见表2。

表2 苏A井参数

表2中井底流压是根据苏A井井身结构及井口油套压数据，在斯伦贝谢公司开发的pipesim软件中计算得到。天然气压缩因子和天然气黏度，根据该区块天然气高压物性分析数据，分析拟合出二者与地层压力的关系曲线，分别为:

(1)苏里格西区典型气水相渗曲线应用

根据实验得到的典型气水相渗曲线，拟合分析可以得到水相相对渗透率曲线方程和气相相对渗透率曲线方程，分别为:

有了相对渗透率和含水饱和度的关系式，根据气相渗透率反求出水相渗透率，计算结果见表3。

表3 气相和水相有效渗透率计算结果

(2)苏A井单井产水量预测结果及对比分析苏A、苏B、苏C井产水量计算结果见表4。

表4 苏A、苏B、苏C井产水量计算结果

4 结语

(1)针对苏里格气田简约化采输模式下无法准确获取单井产水量这一实情，研究利用气水两相渗流曲线基础理论，有效结合完井、测井及生产数据等资料，实现了从理论上预测单井的产水量。

(2)将计算得到的产水量和3口实例井干管导出水量进行对比分析，绝对误差在13%以内，在气井出水量不大的情况下预测结果准确可靠，可以用来分析气井出水规律。

(3)该产水预测方法是针对苏里格西区低压、低丰致密砂岩气藏且无强底水情况提出来的，气井出水规律确定的同时还需结合生产数据、环空液面监测等信息综合评判。

(4)该产水预测方法对于苏里格西区气井制定合理排水采气措施有一定的指导作用。

［1］代金友，王蕾蕾，李建霆，等.苏里格西区气水分布特征及产水类型解析［J］.特种油气藏，2011，18(2):69-72.

［2］张李，张茂林，梅海燕，等.低渗透气藏应力敏感性分析及对开采的影响［J］.特种油气藏，2007，14(3):55-58.

［3］刘鹏程，王晓冬，李素珍，等.地层压敏对低渗透气井产能影响研究［J］.西南石油学院学报，2004，26(3):37-41.

［4］杨光，王登海，郑欣，等.苏里格气田单井采气管网串接技术［J］.天然气工业，2007，27(12):128-129.

［5］石玉江，杨小明，张海涛，等.低渗透岩性气藏含水特征分析与测井识别技术［J］.天然气工业，2011，31(2):25-28.