崖城13-1气田提高采收率技术研究与实践*

张 辉 杨 柳 洪楚侨 王雯娟 陈 健

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

崖城13-1气田提高采收率技术研究与实践*

张 辉 杨 柳 洪楚侨 王雯娟 陈 健

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

崖城13-1气田是南海西部海域投产的第一个气田。针对该气田动静储量差异大、见水明显、压力下降快等问题，通过综合分析影响气藏采收率的主要因素，提出考虑储量动静比的影响，对水驱气藏采收率标定方法进行了改进，利用改进后的方法计算得崖城13-1气田标定采收率为79%。为了达到气田的标定采收率，结合崖城13-1气田开发实践提出了提高气藏采收率的主要措施：补孔提高单井产能，增加储量动用程度；完善开发井网，扩大储量动用范围；采取综合治水工艺措施，减弱水侵强度；适时降低气井井口压力，延长气井生产周期。上述措施实施后取得了较好的效果，既保持了气田稳产，又改善了气田开发效果，为海上其他水驱砂岩气藏开发提供了经验借鉴。

崖城13-1气田；水驱气藏；采收率标定；方法改进；技术措施；实施效果

崖城13-1气田是南海西部海域投产的第一个气田。该气田断层多、构造复杂，具有弱边水等特征，经过20年的开发，取得了丰富的生产动态资料和研究认识。针对气田生产过程中表现出的气藏动静储量差异大、压力下降快、气田见水明显等问题，结合采收率影响因素分析，以可靠的采收率标定结果为预期目标，从开发因素角度实施各类有效措施从而保持气田稳产并达到预期标定的采收率。研究结果可为其他类似气田的开发提供借鉴。

1 气田概况

1.1 地质油藏概况

崖城13-1气田位于琼东南盆地西部，为一披覆半背斜构造，主要储层为渐新统陵水组三段(简称陵三段)潮控辫状河三角洲砂岩，次要储层为渐新统陵水组二段(简称陵二段)及中新统三亚组WA砂体。陵三段测井解释产层平均孔隙度12.9%，平均渗透率370 mD，平均含气饱和度67.9%；陵二段平均孔隙度8.6%，平均渗透率19.8 mD，平均含气饱和度52.6%；三亚组WA砂体平均孔隙度14.0%，平均渗透率1 362 mD，平均含气饱和度91%。崖城13-1气田属正常的温压系统，地温梯度约为4 ℃/100 m，陵三段气藏中深(3 810 m)温度176 ℃，压力系数1.03。天然气组分中甲烷占85.12%，C2+占5.36%，CO2占8.33%，天然气相对密度0.684。

1.2 生产动态特征

崖城13-1气田于1996年投产，经过20年的开发表现为如下生产动态特征。

1) 气田初期生产稳定，日产气量在1 000万m3左右；2011年进入开发递减期，呈指数递减规律，年递减率30%左右；截至2015年底，采出程度为67%。

2) 气田动态储量在不同区块差异较大。2014年测压资料计算全气田动态储量为635.78亿m3，陵三段北块、三亚组WA砂体储量动用程度为85%；陵三段南块储量动用程度为27.1%～68.0%。

3) 气田连通性在平面上存在分块性。生产压降及历次测压资料表明，气田北块各井压降一致、连通性好，但南块不同区块下降程度不同；纵向上流动单元间存在泥岩隔层和夹层。

4) 水气比逐渐上升。从1996年投产初期的0.11 m3/万m3上升至目前的1.81 m3/万m3，目前已有9口生产井出现地层水侵入(图1)。

5) 气田压力下降明显。气田投产初期压力系数为1.03，目前陵三段主体区压力系数仅为0.12，部分生产井受水体侵入影响，面临停喷的风险。

图1 崖城13-1气田生产曲线Fig.1 Production curve of YC13-1 gas field

2 采收率标定

2.1 水驱气藏采收率标定方法改进

目前气藏采收率研究方法比较多，实际应用中主要有经验统计法、类比法、数值模拟法和物质平衡法，且各种方法的适用条件、使用范围各有不同[1-4]。针对崖城13-1气田开发情况，经验统计法和类比法不再适用；数值模拟法虽然考虑因素比较全面，但是受到模型准确程度的影响比较大，通常结果偏乐观；物质平衡法适用于采出程度大于10%的稳产期或者递减期，要求有可靠的压力资料及原始的物性参数资料，计算结果可靠。因此,对崖城13-1气田的采收率标定采用物质平衡法。

根据陈元千[5]于1991年提出的确定水驱气藏采收率的方法，同时考虑废弃地层压力、岩石-束缚水的弹性膨胀、综合波及体积系数和水淹区残余气饱和度等因素的影响，水驱气藏的采收率可简化表示为

(1)

对于实际气藏而言，因为孔隙结构的原因总会有一部分储量无法流动，因此将静态法计算的储量作为基础来求取的采收率是不合理的[6]，只有通过利用生产动态资料计算的动态储量才能参与流动，因此在实际气藏采收率标定过程中应该考虑储量动静比的影响，即式(1)可改进为

(2)

2.2 采收率计算结果

式(2)中较难确定的关键参数残余气饱和度可以由实验来测定。通过崖城13-1气田20块岩心单向自发渗吸实验结果(排除个别异常点)发现，该气田的原始含气饱和度与残余气饱和度的关系如图2所示。崖城13-1气田原始含气饱和度Sgi=71.3%，因此由图2中拟合公式可得残余气饱和度Sgr=32.7%。

Stoian等[7]于1966年提出的水驱气藏体积波及系数的计算公式为

图2 崖城13-1气田原始含气饱和度与残余气饱和度的关系Fig.2 Relationship between initial gas saturation and residual gas saturation in YC13-1 gas field

(3)

根据式(3)利用产水量、压力等生产动态数据可以计算水侵量，再根据水侵量计算结果，无因次废弃压力(pa/Za)/(pi/Zi)=0.1对应临界携液流量时的体积波及系数Ev=0.754。

崖城13-1气田经过多年的开发已经处于拟稳态，动态储量基本保持稳定，因此通过压降法并利用目前累产量和压力等数据，计算崖城13-1气田储量动静比Rd=0.84。将上述参数代入式(2)，计算崖城13-1气田采收率为79%。

3 提高采收率技术措施及实施效果

为了达到崖城13-1气田的标定采收率，针对该气田生产过程中表现出来的动态特征，根据水驱气藏采收率影响因素的机理，参考国内气田开发过程中提高采收率的成功经验[8-11]，提出了如下4种提高采收率的主要措施，并取得了较好的实施效果。

3.1 补孔提高单井产能，增加气田储量动用程度

崖城13-1气田开发早期6口生产井生产情况良好，但这6口生产井仅不同程度地射开陵三段气藏上部气层。后经生产资料分析，认为气藏纵向上的连通性较差，故于1998年对A1、A4、A5井下部地层进行了补射孔作业。补孔实施后，A1、A4、A5井压力梯度测试表明井筒压力明显上升，其中A1井井底压力上升了1.77 MPa，A4井上升了0.68 MPa，A5上升了2.76 MPa。如图3所示，A5井补射孔作业后产能增加，表明产层下部储量得到了充分动用。

图3 崖城13-1气田A5井补孔前后IPR曲线对比Fig.3 Contrast of IPR curves before and after perforation in Well A5 of YC13-1 gas field

3.2 完善开发井网，扩大储量动用范围

崖城13-1气田投产初期6口生产井均分布在陵三段北块，为了增加储量动用范围，2001年12月分别在北2、南1、南2、南3块的陵三段钻探A7、A13、A14、A12井，在三亚组WA砂体钻探A8井。这5口调整井钻后初期产气量在(200～280)万m3/d，生产状况良好，气田南块及三亚组的储量得到了充分动用，储量动用范围扩大到除了NT外的气田全部范围，动态储量从491亿m3增至657亿m3(图4)，开发井网相对完善。

图4 崖城13-1气田不同区块动储量计算结果Fig.4 Caculation results of dynamic reserves of different blocks in YC13-1 gas field

3.3 采取综合治水工艺措施，减弱水侵强度

针对崖城13-1气田见水的情况，分别从控水、排水、降低水伤害等角度进行综合治水。通过对7口井实施治水措施后，合计增气150.2万m3/d(表1)。

A12井和A7井属于见水严重，水淹关停的井。以A12井为例，该井出水原因为固井质量差而发生水窜，主要采取堵水方案，挤水泥封堵老井眼，避开下部高压水源，在上部开窗侧钻水平井A12Sah井，该井投产后初期配产35万m3/d，目前生产稳定。

A2、A3、A5井属于见水有停喷风险的井，见水原因是边水侵入,因此主要采用堵水+补孔措施。以A3井为例，通过生产测井测试，确定该井的出水层位，在出水层位上部进行机械堵水作业，在砂体B2-2到B2-1之间下入桥塞，封堵下部A砂体的水，堵水作业顺利。A3井堵水后效果明显，Cl-浓度从堵水前的6 000 mg/L左右下降到堵水后100 mg/L左右，但堵水后产气量没有明显的增加，压力恢复解释机械表皮为13.38，表明该测试层受污染较重。随后对A3井进行补孔，共59.4 m，补孔后气井产量明显增加，测试产量从措施前的33.5万m3/d增加至措施后的68.6万m3/d，且Cl-浓度保持在100 mg/L左右。

表1 崖城13-1气田近年来综合治水措施效果统计Table 1 Statistics of flood comprehensive control measures effect of YC13-1 gas field in recent years

3.4 适时降低气井井口压力，延长气井的开采期

通过引入压缩机降低井口流压，延长气井生产寿命，提高生产时率，已经成为气田生产中后期提高采收率的有效措施之一。2012年8月崖城13-1平台通过对压缩机进行改造，使压缩机最低入口压力由2.56 MPa降至2.07 MPa，后又降至1.38 MPa。测试气田总外输产气量为532万m3/d，较降压前的474万m3/d增加约58万m3/d。单井测试中，在压缩机压力降至1.38 MPa时，除A12Sah井及A8井外，其余井产量均提高(3～6)万m3/d，预测湿气压缩机入口压力从目前的2.56 MPa分别降到1.38、0.69 MPa下气田可累计增加可采储量(12～17)亿m3(图5)，并可使由于井口压力低无法进入管汇的A14、A15井恢复生产，从而延长了气井的开采期，增加了累计产气量。

图5 崖城13-1气田降压生产前后产气量对比Fig.5 Contrast of gas production before and after decompression in YC13-1 gas field

4 结论

1) 通过综合考虑采收率的影响因素，特别是储量动静比的影响，对水驱气藏采收率标定方法进行了改进。利用改进后的方法，计算得崖城13-1气田标定采收率为79%，计算结果更加切合实际开发情况。

2) 为了达到崖城13-1气田的标定采收率，提出了4种提高采收率的主要措施：补射孔提高单井产能，增加气田储量动用程度；完善开发井网，扩大储量动用范围；采取综合治水工艺措施，减弱水侵强度；适时降低气井井口压力，延长气井的生产周期。上述措施实施后取得了较好效果，既保持了气田稳产，又改善了气田开发效果，为海上其他水驱砂岩气藏开发提供了经验借鉴。

符号注释

ER—气藏采收率，f；

pa—气藏废弃压力，MPa；

pi—原始地层压力，MPa；

Za—地层压力下降到废弃压力时对应的气体偏差系数；

Zi—气体原始偏差系数；

Ev—体积波及系数；

Sgr—残余气饱和度，f；

Sgi—原始含气饱和度,f；

Rd—动静储量比;

We—累计水侵量，万m3;

Wp—累计产水量，万m3；

Bw—水的体积系数；

Vp—孔隙体积，万m3;

Swi—原始含水饱和度，f；

pR—平均地层压力，MPa；

Z—天然气偏差系数；

Ce—储层综合压缩系数，MPa-1；

Δp—地层压降，MPa。

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(编辑：张喜林)

Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field

ZHANG Hui YANG Liu HONG Chuqiao WANG Wenjuan CHEN Jian

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

YC13-1 is the first gas field put into operation in western South China Sea.Aiming at the problems of large difference between dynamic and static reserves, water invasion and quick drop of pressure, by analyzing main factors affecting gas recovery and taking dynamic-static reserves ratio into consideration, one improved method of recovery calibration for water invasion gas reservoir is put forward, with which the calibrated recovery factor of YC13-1 gas field is 79%.Combined with field development practices, four improving gas recovery measures are proposed, including reperforation to increase the productivity of single well, improvement of development well pattern to enhance producing degree of reserves, adoption of comprehensive water control techniques to abate water flux, and reduction of wellhead pressure to extend production period.Field applications of these measures show good results as improving field development effects and keeping stable production, which may provide guidance for development of the similar gas fields.

YC13-1 gas field; water drive gas reservoir; recovery calibration; method improvement; technical measure; implementation effect

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上大型砂岩气藏开发中后期综合治理及开发策略研究(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

张辉，男，高级工程师，2003年毕业于长安大学资源学院资源勘查工程专业，从事油气田早期评价、油气田开发评价工作。E-mail:zhanghui4@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0083-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.012

张辉,杨柳,洪楚侨，等.崖城13-1气田提高采收率技术研究与实践[J].中国海上油气，2017,29(1)：83-88.

ZHANG Hui,YANG Liu,HONG Chuqiao,et al.Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):83-88.

TE377

A

2016-07-25 改回日期：2016-09-20