松辽盆地徐深气田火山岩气藏水平井开发合理工作制度的确定

徐 岩 曹宝军 门清萍 钟安宁

中国石油大庆油田勘探开发研究院

0 引言

徐深气田火山岩储层是松辽盆地大庆油田天然气开发上产的主力产层，此类气藏普遍发育水层、埋藏较深、岩石类型复杂多样，储层平面展布连续性差、变化快、非均质性强，属于中低孔隙度、低或特低渗透率储层。为了提高单井产能和有效控制底水锥进，探索着采用水平井开发方式，初步形成了火山岩气藏水平井优化设计等开发配套技术，目前主要是采用经验法、采气指示法来初步确定水平井开采的合理工作制度，由于火山岩气藏普遍含底水，自然产能井受携液、底水脊进影响，临界产量较难确定。因此，还需要进一步优化和改进水平井开发的合理工作制度[1-3]。

1 水平井合理工作制度确定原则

以控制底水锥进、避免井底积液和最大限度延长无水采气期为原则（图1），根据水平井实际生产动态，采用采气指示曲线法和临界产量法确定水平井的生产能力，同时结合产量需求来综合确定水平井的合理产量，为水平井合理配产提供依据；未出水井尽量延长无水采气期，出水井要尽量避免井底积液。

图1 徐深气田水平井合理工作制度确定流程图

2 典型水平井的数值模拟

为进一步明确各区水平井合理工作制度以及水平井产能主控因素，分别针对A区块A平1井和B区块B平1井建立单井地质模型，在对单井及邻井历史开采数据拟合的基础上，确定各区水平井合理工作制度及产能主控因素。

2.1 地质模型建立

分区针对2个区域，将气藏构造、地层厚度、砂体厚度、砂体有效厚度、基质孔隙度、基质渗透率、裂缝孔隙度、裂缝渗透率展布图离散网格化，建立气藏地质模型网格参数场。

下面为A区块双重介质地质模型，共12.4万个网格（46×54×50），平面上网格步长为50 m，纵向上平均地层厚度150 m左右，划分为50层，平均单层厚度3 m左右（图2）。该区地质储量61.4×108m3，水体 2 300×104m3。

2.2 单井历史拟合

结合气藏单井生产动态和试井解释成果，对各井渗透率进行调整。先适当调整有效厚度、岩石压缩系数、饱和度等参数以拟合气藏各区块的地层压力，再通过渗透率、相对渗透率、表皮系数等的调整拟合井口压力。

采用以上调参方法和步骤，对A区块生产井进行历史拟合，A平1井的历史拟合均取得了较好的拟合效果（图3）。

图2 A平1井区双重介质地质模型示意图

图3 A平1井井口压力历史拟合图

2.3 水平井合理工作制度

针对A和B区块中A平1井和B平1井进行水平井合理工作制度研究。2口井推荐合理工作制度分别为10.0×104m3/d和5.0×104m3/d。

以A平1井为例，在历史拟合基础上，分别设定产量为7.0×104m3/d、10.0×104m3/d、15.0×104m3/d进行指标预测（图4），通过对比，当预测产量为10.0×104m3/d时，稳产期为7.6年，预测日产气量降至5.0×104m3（临界携液产量）时，累积产气最大为5.51×108m3（表1）。因此推荐该井推荐合理工作制度为10.0×104m3/d。

图4 A平1井不同配产方案指标预测图

表1 A平1井不同工作制度预测指标对比表

3 气藏工程方法研究合理工作制度

3.1 临界携液流量[4-10]

式中σ表示界面张力，N/m；qcr表示临界携液流量，m3/d；T表示温度，K；ρl表示地下水密度，kg/m3；ρg表示气体密度，kg/m3；P表示压力，MPa；θ表示井斜角，(°)；g表示重力加速度，N/kg；γg表示气体相对密度；A表示油管面积，m2；ucr表示流速，m/s；Z表示偏差因子。

计算得出A区块和B区块2口井临界携液流量，其中A区块A平1井天然气的相对密度为0.575 9，表面张力为0.06 N/m，油管直径为62 mm，倾角为90.77°，其临界携液流量的计算如表2所示。

由徐深气田水平井A平1井、B平1井的计算结果可以看出，随着井口和井底压力的不断减小，其临界携液流量也不断减小，井斜角对临界携液流量的影响较敏感，主要表现在：倾斜段的临界携液能力最强，其次为垂直段，水平段的临界携液流量最小（图5）。

3.2 底水脊进临界产量

针对气藏底水脊进临界产量，分别采用Ozkan、Chaperon、Efras、修正Dupuit、修正Chaperon共计5种方法进行计算[11-16]，将计算结果与数值模拟的合理工作制度相比较，优选出Oakan方法为适合本火山岩气藏底水脊进临界产量的计算公式。

Oakan方法：

表2 A平1井临界携液流量计算结果表

图 5 徐深气田水平井临界携液流量计算结果图

式中qc表示临界产量，m3/d； Kh表示水平渗透率，μm2；Kv表示垂直渗透率，μm2；μg表示气体黏度，mPa·s；B表示气体体积系数，m3/m3；g表示重力加速度，N/Kg；h表示有效厚度，m；ρg表示气体密度，kg/m3；ρw表示地下水密度，kg/m3；ZW表示水平井距气层底部的距离，m；L表示水平井长度，m。

经过上述计算，算出每口井的底水脊进临界产量如表3所示：

通过上述计算，其计算结果与数模相比较，发现只有Ozkan方法比较接近数模配产。

因此，Ozkan方法作为火山岩气藏底水脊进临界产量的计算方法。若该气藏中存在裂缝，则垂直渗透率比水平渗透率大，则在计算的过程中可直接用垂直渗透率与水平渗透率之比。

3.3 采气指示曲线法

采气指示曲线法分别计算A平1井和B平1井在当前地层压力下合理产量（表4）。

4 合理工作制度的确定

综合单井数值模拟、携液、指示曲线计算结果，按照气井能够正常携液、尽量延缓底水锥进为原则，确定各井合理配产及生产压差（表5）。A平1井产能较大、底水脊进产量大，改井合理生产压差0.2pi左右；B平1井产能低、底水脊进产量低，该井合理配产以临界携液流量为下限值。

表3 不同方法计算底水脊进临界产量统计表 104 m3·d-1

表4 单井合理配产与地层压力的关系对比表

表5 单井合理配产及合理生产压差综合确定

通过合理配产A平1井和B平1井延缓了产量递减及底水上升，数值模拟与气藏工程相结合的合理工作制度研究方法在徐深气田取得较好的应用效果， 2018年水平井年产气量占徐深气田的38.91%，获得较好的开发效果。

5 结论

1）通过对各项参数进行调整，2口水平井拟合效果较好，以拟合后的地质模型为基础，针对A平1和B平1井开展水平井产能评价。分别设定不同工作制度，对生产指标进行预测，优选得A平1井合理工作制度为13.0×104m3/d，B平1井为5.0×104m3/d。

2）气藏工程研究表明，倾斜段是制约水平井携液关键位置，目前压力条件下临界携液流量(3.0～5.0)×104m3/d；Ozkan方法计算底水气藏脊进临界产量与数值模拟合理配产规律一致。结合数值模拟方法确定单井合理配产。

3）通过合理配产A平1井和B平1井延缓了产量递减及底水上升，数值模拟与气藏工程相结合的合理工作制度研究方法在徐深气田取得较好的应用效果。