利用生产数据确定低渗气藏单井合理产量

2014-06-28 02:58孟令强黄炳光孟琦林然聂仁峰
断块油气田 2014年4期
关键词:携液流压稳产

孟令强 ,黄炳光 ,孟琦 ,林然 ,聂仁峰

(1.西南石油大学石油工程学院,四川 成都 610500;2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东 湛江 524057;3.中国石化中原油田分公司天然气产销厂,河南 濮阳 457061)

0 引言

对低渗气藏气井进行合理配产研究是合理开发气藏的关键。一般情况下,气井合理产量可通过经验法、节点分析法、采气指示曲线法、最优化法及数值模拟法等方法来确定[1-3]。但是,针对低渗气藏地层压力和产能资料匮乏的现状,其合理产量的确定目前还没有合适的方法。

由于低渗气藏自然产能低,稳产期短,为了获得较长稳产期,配产不能过高;但如果配产过低,气体无法将井筒中的液体带出,会造成井底积液而影响气井产能。对于低渗气藏,产能测试费时费力,为了满足生产任务,开井生产长时间不能关井,获得可靠的产能方程比较困难[4-9],这就限制了常规配产方法在低渗气藏中的应用,给气井合理配产带来了较大的障碍。为此,对低渗气藏气井进行合理配产时,需要从气井生产系统出发,充分利用生产动态数据,并考虑气井稳产期、井筒积液和外输压力等因素,建立低渗气藏的合理配产模式,既使低渗气藏气井具有一定的产量规模,又延长其稳产期,保证气藏高效合理开发。

1 气井生产系统

气井生产是一个不间断的流动过程。一个简单的生产井系统模型,由3个流动单元组成:1)气体通过气层孔隙或裂缝介质流入井底;2)通过井筒的管柱流至井口;3)通过地面采集气管线流到分离器。将系统各部分的压力损耗相互关联起来,进行定量评估,从而实现全系统的优化生产,发挥气井的最大潜能。

1.1 地层压降

对于低渗封闭气藏,在考虑压力下降、束缚水膨胀和孔隙体积减小的情况下,其物质平衡方程[10]为

1.2 低渗气井产能方程

对于低渗气藏,考虑启动压力梯度的拟稳态产能方程可用三项式来表示[11]:

其中:

如果考虑为非稳态流动[12],其方程为

其中:

1.3 井筒压力和温度分布

利用气井井筒中的流体质量、动量和能量守恒原理以及井筒的径向传热理论,油管中流体压力和温度的分布状况可表示为[13]

利用式(10)即可将井口压力转化为井底流压。

1.4 动态优化目标函数

随着生产的进行,地层压力和产能方程是不断变化的。可以通过生产动态数据建立如下有关压力和产量的优化目标函数,对地层压力和产能方程进行预测。

拟合流压目标函数:

拟合产量目标函数:

如果存在地层压力测试资料,则可拟合地层压力目标函数:

对于上述多目标函数,利用遗传算法非线性回归,可得到地层压力的变化和不同时间条件下的产能方程。通过地层压力值,即可利用物质平衡分析曲线得到单井控制储量,从而实现对低渗气井动态预测及合理配产。

2 约束条件

在气井生产过程中,由于压力和产量的影响,可能会出现气井积液等不利因素,不利于稳产。为了确保气体在地面管道中正常运输,井口压力还要满足外输压力的要求。因此,应将气井积液、稳产时间和外输压力作为约束条件。

2.1 临界携液流量

在气井生产过程中,天然气常和一些液相物质一起产出。如果液体不能及时随气体带出,可能在井底形成积液,就会增加井底回压,降低气井产能,严重时导致气井停产。预测最小携液流量的模型较多[14-16],本文选择与实际气井生产情况吻合较好的李闽模型[15]进行预测。

李闽模型最小携液流速vmin为

相应的最小携液产量为

因此,满足不积液的条件为

2.2 稳产时间

为了实现气藏长期稳定向下游供气,需要保证其具有一定的稳产年限。因此,对气井或气藏进行合理配产时,必须考虑气井或气藏的稳产期。

2.3 外输压力

气井合理产量要保证稳产期末井口压力ptf不小于外输压力ptran,只有这样才能保证气体到达井口以后在地面管道中正常运输。因此,稳产期末的井口压力要满足:

除了该约束条件外,还有其他一些约束条件,例如气液对管壁的冲蚀作用、底水气藏临界产量、地层气流的速敏效应等[17-19]。

3 合理产量确定及动态预测

合理的配产产量及动态预测计算程序见图1。

图1 低渗气井合理产量计算程序

在井底积液、稳产时间和外输压力等约束条件下,根据生产井模型,采用动态优化法,对井底流压和产量进行同时拟合。得到与生产历史吻合的结果后,再考虑最小携液流量,给定新的配产产量,在保证其大于最小携液流量条件下,预测一段稳产时间,同时计算出该产量下稳产时间段的井口压力。最终保证稳产时间末的井口压力不小于外输压力,此时该配产产量即为气井的合理产量。

在给定合理产量条件下,生产至井口压力递减到与外输压力相同后,气井将进入定井底流压递减生产阶段,直至产量递减到最小携液流量为止。因此,该方法可预测地层压力、井底流压、产量、累计产量和采出程度随时间的变化规律。

4 实例分析

某低渗气藏C井,气层中部深度为2 415.0 m,气层厚度13.3 m,孔隙度19.1%,原始地层压力22.1 MPa,油管内径62 mm,地层温度76℃,井口温度30℃,天然气相对密度0.586,外输压力5 MPa,现场计算该井的单井控制储量2.037 5×108m3,该井已生产6 a,累计产量为1.077×108m3,实际稳定产量为2.2×104m3/d。该井只在投产时进行了产能测试,因初期产能评估存在较大偏差,导致配产过高,使气井压力和产量递减较快。为了使气井达到稳产要求(要求稳产4 a左右),亟需进行重新配产,但由于该井地层压力和产能资料匮乏,给配产带来严重困难。利用本文提出的配产方法可解决上述问题。用该配产方法对C井有关参数进行了处理,其产量、累计产量、井底流压拟合和预测情况以及物质平衡分析曲线见图2—5。

由图2—4可知,计算值和实际值拟合较好,能够反映出该井的生产历史,说明该方法可行;根据图5可得到该井动态储量为2.082 9×108m3,与现场计算的控制储量非常接近,说明储量计算结果可靠。

图2 C井产量拟合及预测

图3 C井井底流压、地层压力拟合及预测

图4 C井累计产量拟合及预测

图5 C井物质平衡分析曲线

在上述生产历史拟合的基础上,满足该井稳产4 a的要求,可确定该井的合理产量为1.80×104m3/d。在此合理产量条件下,本文给出了各项预测指标(见表1)。

表1 某低渗气藏C井配产指标预测结果对比

为了进行对比,表1还给出了该井继续按现行的实际工作制度(实际产量为2.20×104m3/d)进行生产的预测结果。据图2—4和表1可知,稳产期和递减期内的产量都高于对应的最小携液流量,稳产期为4.09 a,并得到了产量、井底流压、地层压力、累计产量随时间的变化规律。

通过2种工作制度下开发效果的对比可知,相对于该气井的目前实际工作制度,本文提出的配产方法确定的工作制度稳产时间更长,稳产期末采出程度更高,预测期末采出程度基本不变,压力下降速度有所减缓。因此,从合理利用地层能量、保持气井一定稳产期及提高稳产期采出程度的角度考虑,本文提出的配产方法确定的产量较合理,对实际低渗气藏气井进行合理配产和动态预测具有实用价值。

5 结论

1)将物质平衡方程与低渗气井产能方程结合,通过生产数据建立目标函数,对井底流压和产量进行同时拟合,能够较准确地求取地层压力的变化和单井控制储量,从而可进行生产动态预测。

2)考虑启动压力梯度、稳产时间、最小携液流量和外输压力等因素,利用生产数据拟合优化法,给出了新的动态配产方法。该方法所配产气量高于最小携液流量,并能满足气井稳产的要求,可预测地层压力、井底流压、产量、累计产量和采出程度随时间的变化规律,克服了静态配产法的缺点,对低渗气藏气井合理配产具有实用价值。

6 符号注释

pi为原始地层压力,MPa;pR为目前实测地层压力,MPa为理论计算的地层压力,MPa;为平均地层压力,MPa;pwf为实际测试的井底流压,MPa;为理论计算的井底流压,MPa;ptf为井口压力,MPa;ptran为外输压力,MPa;ΨR为地层拟压力,MPa/mPa·s;Ψwf为拟井底流压,MPa/mPa·s;f为摩阻系数;Gp为累计产量,108m3;G为单井控制储量,108m3;h为气层有效厚度,m;K 为有效渗透率,10-3μm2;qg为实际测试的气井产量,104m3/d;为理论计算的气井产量,104m3/d;rw为井筒半径,m;Cw为水的压缩系数,MPa-1;Cp为岩石压缩系数,MPa-1;Ct为综合压缩系数,MPa-1;D 为非达西流动系数;S 为表皮系数;Te为地层温度,K;T¯为平均温度,K;λB为启动压力梯度,MPa/m为平均压力和温度下的天然气黏度,mPa·s;Z为偏差因子; Z¯为平均压力和温度下天然气偏差因子;Zi为原始地层压力下天然气偏差因子;φ为孔隙度;γg为天然气相对密度;p为压力,MPa;z为两截面之间的距离,m;d 为油管内径,m;v为流体流速,m/s;g 为重力加速度,m/s2;Tf为流体温度,K;W 为流体质量流速,kg/s;αJ为焦-汤系数,℃/Pa;f(tD)为 Ramey 无因次时间函数;t为生产时间,d;tD为无因次时间为地层热扩散系数,m2/s;Uto为井眼总传热系数,W/(m2·℃);θ为管斜角,(°);cp为定压比热,J/(kg·℃);vmin为最小携液速度,m/s;ρ为流体的密度,kg/m3;ρl为液体的密度,kg/m3;ρg为天然气密度,kg/m3;σ为气液表面张力,N/m;A为油管截面积,m2;Twf为井底温度,K;qmin为最小携液产气量,m3/d;ε表示满足的误差大小。下标to为油管外,e为地层,ti为油管内,f为流体,ce为水泥环。

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