东胜气田锦58井区气井产能评价及合理配产研究

郭 辉

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

东胜气田具有成藏组合复杂、储层致密低渗、含气丰度低、气藏类型多样、气水关系复杂等开发难度大的特点。在气藏开发过程中，由于工作制度制定不合理，会导致压降过快、井底积液、出砂等生产问题，如何正确评价气井产能，优化气井合理配产，对于提高气井的稳产年限、采出程度和最终采收率，对气藏进行合理开发具有重要的意义[1]。

气井产能是一个生产能力参数，反映油气井目前的生产能力，主要受储层地质条件的影响。准确预测气井的产能和分析气井的动态，是科学开发气田的基础[2]。国内外研究气井产能方法主要包括静态法、产能试井和理论模型计算的方法。静态法结合储能系数、地层真电阻率等测井研究成果及实钻情况应用多元回归分析方法，建立产能计算公式。气井产能试井测试方法有系统试井、等时试井、修正等时试井和“一点法”试井，其中系统试井、等时试井对于低渗透气藏气井每次生产后要求压力恢复至测试前地层压力，却需要很长的时间，在实际气藏开发过程中是不现实的[3，4]。修正等时试井与等时试井相比较，可以进一步缩短测试时间，比较适合于低产低渗气藏产能评价。对于存在气液两相流的凝析气井、气水同产井、具有启动压差特征的低渗-特低渗气井以及井下有液柱、堵塞等情况的不正常气井，“一点法”的适用性不强。

对目前国内外产能评价方法的优缺点对比分析，本文通过“一点法”产能评价与试井产能评价对比，明确了“一点法”的局限性，针对东胜气田的地质特点，结合58井区气井生产特征，建立了气水两相产能评价模型，在产能评价的基础上开展合理配产研究，实现东胜气田的高效开发。

1 气井产能评价分析

国内外常用的气井产能评价方法包括“一点法”、试井解释方法。“一点法”测试要求储层流体必须达到拟稳态，若流动阶段处于早期径向流阶段，则计算的无阻流量只能反映每条裂缝单独生产时的气藏特征，无阻流量还处于快速变化阶段，测试结果必然偏大。对于存在气液两相流的气井，通过“一点法”产能评价与试井产能评价对比，明确了“一点法”的局限性，针对东胜气田的地质特点，结合58井区气井生产特征，建立了气水两相产能评价模型。

1.1“一点法”产能公式适应性

目前，东胜气田气井产能评价沿用大牛地气田“一点法”产能评价公式：

“一点法”计算无阻流量将其计算简化为关于压力和流量的关系式，而对于单一气相渗流流体，“一点法”预测无阻流量适用性较好；对于东胜气田锦58井区气液两相流的气井，高产液井和测试时间较短的气井用“一点法”计算无阻流量误差较大，“一点法”的适用性需进一步论证。

1.2 试井产能评价

修正等时试井是稳定产能试井方法之一，通过修正等时试井来确定气井无阻流量具有较高准确性，从而制定气井合理工作制度，以X1井修正等时试井产能评价为例，试气数据（见表1）。

表1 X1井修正等时试气表

采用“压力二项式”方法来解释修正等时试井资料，产能方程：

通过计算得到修正等时试井计算的无阻流量13.144×104m3/d，而“一点法”产能公式计算的无阻流量21.6×104m3/d。“一点法”产能公式得出的无阻流量偏高，出现差异的原因主要是由于试气测试时，气井生产未达到拟稳定流动状态造成的。因此测试时间对致密孔隙性地层无阻流量有着非常明显的影响。

图1 X1井IPR曲线

X1井试采后，定产量生产，工作制度稳定，每15天监测一次井底流压，监测点落在气井IPR曲线上（见图1）。

通过X1井监测情况分析，修正等时试井产能评价准确（见表2）。

通过“一点法”产能评价与试井产能评价对比，“一点法”产能公式得出的无阻流量偏高，虽然该方法操作简单方便，但对测试时间较短的气井和高产液井用“一点法”计算无阻流量误差较大。修正等时试井产能评价准确，适合于低产低渗气藏产能评价，但不适合全部井普遍使用。

1.3 气水两相产能评价模型

鉴于上述产能评价方法的适用性，考虑应力敏感和气水两相渗流，将气藏-裂缝-井筒的流动进行耦合，建立致密气藏压裂水平井气水两相产能评价模型，任意一条裂缝处的产能方程：

对锦58井区三口井采用修正等时试井，气井采用两相流模型计算产能，计算结果：（1）X1返排后试气无阻 21.6×104m3/d，修正等时试井无阻 13.144×104m3/d，两相流模型计算无阻14.3×104m3/d；（2）X2返排后试气无阻 31.0×104m3/d，修正等时试井无阻 22.94×104m3/d，两相流模型计算无阻 21.75×104m3/d；（3）X3返排后试气无阻20.4×104m3/d，修正等时试井无阻14.29×104m3/d，两相流模型计算无阻15.52×104m3/d。

计算结果表明：采用改进的两相流模型计算无阻流量与修正等时试井计算无阻流量接近，表明两相流模型计算结果具有可靠性（见表3）。

2 气井合理配产研究

锦58井区产能建设过程中，主要采用经济极限产量、临界携液流量、产能配比法、数值模拟法对气井合理配产进行研究，综合确定气井的合理配产[5-7]。

表2 J58P4H井定产量生产监测数据表

表3 三口压裂水平井“一点法”、修正等时试井、两相流模型产能对比表

2.1 经济极限产量

单井投资：2 200万元（钻井成本1 850万元＋地面成本350万元）。

采气成本：单井固定操作成本36.3万元/年、单位变动成本和期间费用85元/千立方米。

基准价格：1 207元/千立方米。

测算结果：按照税前收益率12%，最低产量和控制储量分别对应不同的储层厚度、不同水平段长的值。单井经济界限控制储量1.05×108m3，经济极限初产界限 2.2×104m3/d（见图2、图3）。

2.2 临界携液流量

产水气井在生产过程中积液对气井产能发挥有较大影响，因此在产水气井合理产量计算时应考虑气井临界携液流量。计算方法主要包括Turner模型、Coleman模型、Nosseir模型、李闽模型和王毅忠模型，通过对比各方法适用范围，结合气井实际生产情况，选用李闽模型计算气井临界携液流量。

目前，东胜气田锦58井区采用的油管尺寸不一，主要分布在62 mm～76 mm，按下节流器后井口油压为1.5 MPa～3 MPa，结合锦58井区储层主要物性参数，根据李闽模型可得到最小携液气量应不小于1.0×104m3/d才能保证气井正常生产，其计算结果（见图4）。

2.3 数值模拟法

对锦58井区气井生产状况比较稳定的水平井采用数值模拟方法，进行了合理产量研究。数值模拟在历史拟合的基础上（见图4、图5），采用不同无阻流量配产比例进行了动态预测（见图6）。

数值模拟研究结果表明：水平井要达到2年的稳产时间，合理配产比例为无阻流量的1/5～1/7（见表4）。

2.4 动态分析法

图2 水平井单井产量和储量界限图

图3 不同尺寸油管井口油压与临界携液流量关系

图4 Y1井产量拟合图

图5 Y1井压力拟合图

图6 Y1井不同配产预测曲线

表4 锦58井区水平井数模预测配产

表5 锦58井区水平井配产

Z4 井无阻 9.4×104m3/d，初期产气 4.0×104m3/d，产液3.0 m3/d，压降速率0.047 5 MPa/d，之后产量呈断崖式下跌，产气3×104m3/d，2017年10月20日下调配产到2×104m3/d，压降速率0.008 3 MPa/d，产量保持稳定，目前稳产6个月，合理配产比例1/4～1/5。

对锦58井区水平井不同无阻区间的井进行动态分析，得到合理配产（见表5）。

2.5 综合确定合理配产

在满足经济极限产量和临界携液流量的基础上，结合数值模拟法和动态分析法，对测试无阻流量小于8×104m3/d，合理配产比例应为1/3～1/4，无阻流量8×104m3/d～15×104m3/d，合理配产比例应为 1/5～1/6，无阻流量 15×104m3/d～25×104m3/d，合理配产比例应为 1/6～1/7，无阻流量大于25×104m3/d，合理配产比例低于1/7（见表6）。

表6 水平井不同无阻区间合理配产

3 结论

（1）锦58井区采用改进的气水两相流模型计算无阻流量与修正等时试井计算无阻流量接近，表明两相流模型计算结果具有可靠性。

（2）锦58井区采用多种配产方法（经济极限产量、临界携液流量、产能配比法、数值模拟法）相互结合的手段，满足经济极限产量以及临界携液流量基础上，按照“高产低配、低产高配”原则，确定测试无阻流量小于8×104m3/d，合理配产比例应为1/3～1/4，无阻流量8×104m3/d～15×104m3/d，合理配产比例应为 1/5～1/6，无阻流量大于25×104m3/d，合理配产比例应低于1/7。

［1］李允，李治平.气井及凝析气井产能试井与产能评价［M］.北京:石油工业出版社，2000.

［2］陈元千.油气藏工程计算方法［M］.北京:石油工业出版社，1990.

［3］罗盈.KLML气藏气井产能评价和合理配产［D］.成都：西南石油大学，2013.

［4］李跃刚，郝玉鸿，范继武，等.“单点法”确定气井无阻流量的影响因素分析［J］.海洋石油，2003，23（1）：36-41.

［5］张宗林，赵正军，张岐，等.靖边气田气井产能核实及合理配产方法［J］.天然气工业，2006，26（9）：106-108.

［6］刘琦，孙雷，等.苏里格西区含水气藏合理产能评价方法与研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2013，35（3）：131-136.

［7］张海波，王蕾蕾，刘志军，等.苏里格南区马五5气藏产水气井合理配产研究［J］.油气藏评价与开发，2016，6（1）：14-17.