HB1区块异常高压气藏气井合理产量研究

骆仕洪 胡书勇 罗国仕 胡晓云 董海静

(1.中国石化西南油气分公司川东北采气厂 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3.中国石油新疆油田公司采油二厂)

HB1区块异常高压气藏气井合理产量研究

骆仕洪1胡书勇2罗国仕1胡晓云3董海静2

(1.中国石化西南油气分公司川东北采气厂 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3.中国石油新疆油田公司采油二厂)

HB1区块气藏属于典型的异常高压、低孔低渗、海相碳酸盐岩薄层气藏。由于异常高压气藏的特殊性,气井合理配产对气藏高效开发具有十分重要的作用。针对 HB1井的地质特点,利用前期研究成果,采用合理生产压差法、气井流入与流出曲线法、无阻流量法、试采分析法和数值模拟法等 5种方法对 HB1合理产量进行了研究。通过综合分析认为,HB1井在试采初期的合理产量是 48×104m3/d,如考虑在试采过程中压力敏感性、气藏压力变化对异常高压气藏开发效果影响较大,则这一阶段的合理产量应为 30×104m3/d。按照这一思路与方法,确定了后续几口气井的合理产量。表 3参 4

异常高压气藏 通南巴构造 合理产量

0 引言

异常高压气藏是一类特殊的气藏,分布极广,川中磨溪气田嘉二气藏、塔里木克拉 2气藏[1]等都是典型的异常高压气藏。由于异常高压气藏埋藏较深,储集层致密,其渗透率和孔隙度一般较低,且非均质性严重,因此开发具有许多难点和特殊性[2-4]。为了合理有效地开发该类油藏,需对其合理产量进行研究,以期取得较好的开发效益。气井保持在合理产量条件下生产,不仅可以使气井在较低的投入下获得较长时间的稳产,而且还可以使气藏在合理的采气速度下获得较高的采收率,从而获得较好的经济效益。因此,研究气井的合理产量对高效开发气藏具有十分重要的作用。

HB1井是四川盆地东北地区通南巴构造 HB区块的第一口预探井,主要试气层位为飞仙关组三段,HB1井目前主要试气层位为飞仙关组三段,具有“一深、一薄、三高、三低”的地质特征,即储层埋藏深 (约 5000m)、储层有效厚度薄 (13.8m)、地层压力高 (原始地层压力 111.11MPa)、压力系数高(2.28)、地层温度高 (132℃)、孔隙度低 (5.0%)、渗透率低 (0.251mD)、储量丰度低 (2.9×108m3/km2),属于典型的异常高压、低孔低渗、海相碳酸盐岩薄储层气藏＊。针对 HB区块异常高压气藏的地质特点、开采难度大以及中国规模开发异常高压气藏的历史短、无实践经验可借鉴的状况,迫切需要开展气井合理产量研究,解决异常高压气井所面临的技术难题,进而推广应用。

1 HB1井试采动态分析

HB1井于 2004年 12月完钻,2005年 4月对飞仙关组三段进行射孔试气,获得日产天然气 29.6×104m3。2006年 12月,进行清水压裂后系统测试,日产天然气 151.18×104m3、天然气绝对无阻流量316.87 ×104m3。

目前 HB1井处于试采阶段,由于初期配产过高,因此采取定产方式生产,压力下降快、产量递减幅度大、弹性产率低,气井无水采期短、无水采收率低;气井见地层水后,日产水大幅度增加、水气比上升快。采用修正压降曲线、典型曲线法等多种方法计算,HB1井控制面积约为 4.01km2,泄流半径约1100m,井控地质储量约 10.65 ×108m3。

2 气井合理产量研究

目前,异常高压气藏气井合理产量的研究方法主要有:生产数据分析法、理论计算法和经验法三大类。根据前期相关研究成果,依据合理利用地层能量和气井流入流出动态曲线研究方法得到 HB1井的合理生产压差为 3.0MPa～4.0MPa。根据这些研究成果,具体采用以下 5种方法进行合理产量研究:合理生产压差法、气井流入与流出曲线法、无阻流量法、试采分析法和数值模拟法。

2.1 合理生产压差法

对异常高压气井而言,一旦确定了合理生产压差,即可根据该井二项式产能方程计算出相应的合理产量,HB1井按其建立的产能方程及确定的合理生产压差计算,试采初期的合理产量为 48.0×104m3/d,试采 5月后的合理产量为 33.0×104m3/d。

2.2 气井流入、流出曲线法

《SY/T6108-1994碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》中推荐气井合理产量的确定方法之一是:对有稳定试井或修正等时试井资料的气井,气井流入、流出曲线的交点可作为气井合理产量参考点。即选择井筒底部作为分析点,从地层流动至该点称为该点的流入,从该点到井口称为流出。流入和流出曲线的交点就是气井协调工作的合理产量。

据 HB1井流入动态曲线与油管动态曲线可知,试采初期井口油压为 90MPa的条件下,合理产量为48.05×104m3/d;试采 5月后、井口油压为 85MPa时的合理产量为 33.03×104m3/d(表 1)。

表1 HB1井动态曲线不同井口压力的匹配流压 (MPa)与产量 (×104m3/d)

2.3 无阻流量法

气井绝对无阻流量是在井底回压为大气压 (即Pwf=0.101325MPa)时计算出来的,所计算的最大产气量并非是气井可以采出的最大产气量。气井无阻流量与气井设备因素无关,它只反映气井的潜能,是评价气井好坏的重要参数,气田经常根据气井无阻流量的大小来确定气井产量的高低,这种定产方法虽然没有考虑气井的稳产年限,但却十分简便。

有关研究认为,在胶结好的砂岩和碳酸盐岩储层中,在边水、底水不活跃的气藏中,气井合理产量可确定在 1/3无阻流量以上。但据四川气田 57口气井试井和生产资料统计分析,气井临界点产量为其绝对无阻流量的 15%～20%,与 1/3绝对无阻流量有较大的出入。

根据《SY/T6171-1995气藏试采技术规范》[5],气驱气藏或地层水不活跃的气藏,一般以气井绝对无阻流量的 20%～25%配产,最大不应超过30%。气水边界附近的气井或压裂投产井,一般以气井绝对无阻流量的 15%～20%进行配产。

HB1井为压裂投产井且投产不久就见水,按“低产高配、高产低配”的原则,HB1井试采初期的合理产量为 47.5×104m3/d,试采 5月后的合理产量为 28.9×104m3/d。

2.4 试采分析法

HB1井于 2007年 4月 16日投入试采,试采期间采用定产方式试采,由于压力下降快,已进行了 6次产量调整。其中有 5次因配产高,无力阻止压力快速下降的趋势,只有第四阶段 (即试采进入第 5个月)把日产气量由 35×104m3下调到 29×104m3左右时,井口油压和产气量保持相对稳定的情况下生产了一个多月,后因产能系统试井和压力恢复测试而关井。第四阶段有效生产时间 32d,井口油压由 87.2MPa下降到 86.7MPa,阶段压降 0.5MPa,井口油压下降率 0.0156MPa/d,单位井口油压降采气量达到 1876.9×104m3/MPa,为试采期单位压降产量最高阶段。

HB1井第四阶段井口油压下降率最低、单位井口油压降采气量最高的事实说明,HB1井试采进入第 5个月时,日配产 29×104m3/d是合理的。

然而,HB1井在压力恢复曲线测试后,第五阶段又将该井日产气量由 29×104m3/d提高到 42×104m3/d。由于配产不合理,从而造成压力大幅度下降,并导致边 (底)水快速推进、气井大量见水,日产水量由 2.25m3上升到 10m3以上 (最高日产水量达118m3)。该阶段井口油压下降率 0.0982MPa/d(为第四阶段的 6.3倍),单位井口油压降采气量 430.2×104m3/MPa(为第四阶段的 22.9%)。

2.5 数值模拟法

在历史拟合的基础上,采用数值模拟法预测HB1井在 20×104m3/d～50×104m3/d条件下的稳产时间为 3年～7年 (表 2)。总体上,当气井配产大于 30×104m3/d时,稳产时间不足 5年;配产 20×104m3/d时,稳产时间在 7年左右。因此,要稳定生产 5年,HB1井的合理配产为 28.8×104m3/d。

表2 HB1井不同单井配产稳产期预测表 (数值模拟法)

HB1井在第四阶段后的所测压力恢复曲线解释结果为:井筒储集系数为 0.0127m3/MPa、储能比ω=3.78×10-7、窜流系数λ=3.54×10-6,这些参数说明 HB1井储层有一定的储量,气井有稳产的条件,但储层中基质岩块向裂缝供气的能力较小,若要较长时间的稳定生产,气井的生产压差不能定得太高、产量不能配得太大。由此可见,HB1井压力恢复解释的合理产量与该井试采分析结果是吻合的。

2.6 合理产量确定

在合理生产压差研究的基础上,综合合理生产压差法、气井流入流出曲线法、无阻流量法、试采分析法和数值模拟法的研究结果 (表 3),确定 HB区块 HB1井合理产量:投产初期为 48×104m3/d、试采过程中为 30×104m3/d(表 3)。

按照这一思路与方法,对后续投产的M101气井的合理产量进行了研究,确定 M101井合理产量为 17 ×104m3/d(表 3)。

表3 HB区块气井合理产量分析结果表 (×104m3/d)

3 结论与建议

通过气井合理产量研究认为,

(1)对于异常高压气藏,为准确进行气井配产,应该结合气藏地质特点及相关研究成果,利用多种方法对气井合理产量进行研究。

(2)五种方法的研究结果认为,HB1井在试采初期的合理产量为 48×104m3/d,如考虑试采过程中,由于压力敏感性、气藏压力变化等对异常高压气藏开发效果影响较大,则这一阶段的合理产量应为30×104m3/d。该区域的 101井的合理产量也确定为 17×104m3/d。

(3)异常高压气井具有应力敏感性较强,气井投产初期产能高、但随压力降低产能下降幅度大的特征,在生产过程中应密切监测生产动态,及时进行产能测试评价、合理配产,以获得较好的开发效果。

1 高旺来 .克拉 2异常高压气藏开采压力变化对储层物性的影响[J].特种油气藏,2002,9(4):69-71.

2 杨胜来、涂中、张友彩,等 .异常高压气藏储层孔隙度应力敏感性及其对容积法储量计算精度的影响——以磨溪气田嘉二气藏为例[J].天然气地球科学,2007,18(1):137-140.

3 王天祥,朱忠谦,李汝勇,等 .大型整装异常高压气田开发初期开采技术研究——以克拉 2气田为例 [J].天然气地球科学,2006,17(4):439-445.

3 杨胜来,肖香娇,王小强,等 .异常高压气藏岩石应力敏感性及其对产能的影响[J].天然气工业,2005,25(5):94-95.

4 谢兴礼,朱玉新,李保柱,等 .克拉 2气田储层岩石的应力敏感性及其对生产动态的影响[J].大庆石油地质与开发,2005,24(1):46-48.

REASONABLE PRODUCTION OF GAS WELLS IN ABNORMALHIGH-PRESSURE GAS RESERVO IR,HB1 BLOCK

LUO Shihong1,HU Shuyong2,LUO Guoshi1,HU Xiaoyun3andDONG Haijing2(1.Northeastern Si
chuan Gas Production Plant,Sinopec SouthwestOil&Gas Company;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University;3.No.2 Oil Production Plant,PetroChina Xinjiang Oilfield Company).

Gas reservoir in HB1 Block is a typically abnor mal high-pressure,low-porosity and permeability reservoirwhich is composed ofmarine carbonate thin layers.Because of abnormal high-pressure,an appropriate production proration of gaswell can play a very important role in development.Based on both geologic properties and previous research,a reasonable production has been studied using fivemethodsof reasonable drawdown pressure,gas-well inflow and outflow curve,open-flow capacity,production-test analysis and numerical simulation.Comprehensive analysis shows that the reasonable production ofHB1Well is48×104m3/d in the early stage ofproduction test.If the great effectsof two factors,pressure sensitivity and pressure change,on development result are taken into account,the production should be 30×104m3/d.Therefore,the reasonable production of some other gaswells can be also deter mined.

abnormal high-pressure gas reservoir,Tongnanba structure,reasonable production

＊中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院内部报告《通南巴地区 HB区块初步开发方案》

骆仁洪,1974年生,重庆万州人,工程师。1997年 7月毕业于西南石油学院油工程专业,目前主要从事油气田开发工作。地址:(637402)四川省阆中七里开发区川东北采气厂。电话:(0817)6300338,15882623505。

NATURALGAS EXPLORAT ION&DEVELOPMENT.v.33,no.2,pp.37-39,4/25/2010

(修改回稿日期 2009-10-14 编辑 文敏)