复杂气藏气井产能预测方法研究

复杂气藏气井产能预测方法研究

优化气井配产是气田生产管理的基础，需要相应的技术支持。围绕这一需求,在长期研究过程中已形成确定气井合理产量的众多方法,如气井流入流出曲线交点分析法、采气指示曲线两切线交点及偏离单切线的“拐点”分析法、考虑采出过程中气井产能递减的优选计算法、通过控制井口压力下降合理速度而确定合理产量的分析法等。然而,在复杂气藏开发早期基础资料条件不满足精细数值模拟研究要求的情况下,获得气井合理配产的关键性依据——清晰认识气井稳产能力与配产大小之间的关系,仍存在一定困难。1优化气井配套工艺的基本技术思路优化气井配产应有3个技术步骤:掌握气井生产的固有能力、了解外部条件对产能发挥的制约性以及在可行配产范围内进行优选。1.1井控储量的影响气井的产能特征大体表现为绝对无阻流量、产能方程以及稳产能力3个方面,前两方面的分析技术已较为成熟。在开发早期准确评价气井的稳产能力尚属难点,首先应考虑井控储量的影响;对低渗透、活跃水侵、凝析油气体系等复杂气藏,还需进一步考虑低渗透介质补给滞后、水侵及反凝析引起气相渗透率下降等特殊效应的影响。1.2受完井、地面集输工程因素气井产量调节范围除了受储层内部因素控制的气井产能所限之外,还受完井、地面集输工程因素制约。例如:不同尺寸油管的携液临界流量不同,这将影响产水气井产量调节下限;通常情况下气井生产时的井口油压须高于地面集输管线的输气压力,由此将限定气井产量调节上限。1.3气井配产科学预测以气井产能方程和井筒管流计算为基础,考虑产量调节上下限约束条件,能对不同地层压力条件下气井产量调节的可行区域作出大体预测(图1)。实际工作中优化气井配产考虑的因素较多,除了气井产能和采、输气工程制约条件之外,还包括气田开发总体工作策略。一些因素难于准确定量化描述,因此直接依靠理论计算得到“合理产量点”往往并不完全合理。在确定产量调节可行区域基础上,进一步预测不同配产条件下的生产效果,包括气井稳产能力、水侵等不利因素影响的风险,能为优化配产提供更有效的技术参考。2动态分析方法在投产早期,气井生产变化规律尚未充分显现,需要深入分析才能快速确定具有相对稳定性的合理生产制度。计算井控储量是预判气井稳产能力的关键,目前已有单井物质平衡、弹性二相、Arps、Fetkovich、Blasingame、Agarwal-Gardner等动态分析方法。采出程度较低时,动态资料录取实际条件与理论方法要求之间的差异很可能导致储量计算结果偏差大。为了兼顾获取基础数据的便捷性和计算井控储量的准确性,应特别关注方法的适用条件及其诊断性依据,根据不同资料状况优选方法以及筛选符合条件的数据。以弹性二相法的应用为例,若严格按理论要求,则需要长时间井底测压的定产量压力降落试井数据,方法推广应用受到一定程度的限制。对于不产液或产液量小的气井,由于根据井口压力能较准确地计算井底压力,因此可从生产数据中寻找近似满足储量计算要求的数据。为了降低近似处理带来的可靠性变差风险,应重点关注弹性二相法对产量稳定性、拟稳态流动特征显著性的要求,在诊断分析基础上判断现有资料状况下该方法是否适用,以及适用时筛选质量较好的数据进行计算(图2)。3多因素互联分析在常规产能分析基础上,为了进一步定量预测不同配产条件下气井的稳产能力,需建立多因素耦合分析方法。3.1配产及井底流动压力定产量试采达到拟稳态后,井底流动压力变化存在以下关系,可作图分析确定α试采、β试采。即p2wf2wf=p2i-α试采-β试采t(1)式中pwf为井底流压,MPa;pi为原始地层压力,MPa;α试采为与试采期拟稳态流动阶段直线截距相关的参数,MPa2;β试采为试采期拟稳态流动阶段直线斜率,MPa2/d;t为生产时间,d。根据拟稳态渗流公式,忽略地层渗流参数及流体物性参数变化,试采之后的正式生产期达到拟稳态流动阶段有以下关系:p2wf=p2R1-q配产q试采α试采-q配产q试采β试采t(2)p2wf=p2R1−q配产q试采α试采−q配产q试采β试采t(2)式中pR1为试采后井控区域内的地层压力,MPa;q试采为试采期稳定产量,104m3/d;q配产为试采之后正式生产的稳定产量,104m3/d;根据井筒管流公式,可计算地面集输系统要求的最低井口压力对应的井底流动压力(即能够维持原产量的最低井底流动压力):pwfmin={p2whmine0.06969γgΗ/(ˉΖˉΤ)+128.93fˉΖ2ˉΤ2p2scq2配产[e0.06969γgL/(ˉΖˉΤ)-1]d5}12(3)式中pwhmin为地面集输系统要求的最低井口压力,MPa;pwfmin为指定配产条件下上述最低井口压力对应的井底流动压力,MPa;γg为气体相对密度,无因次;H为产层中部垂深,m;L为考虑井斜因素后产层中部的测量深度,m;ˉΤ为井筒平均温度,K;ˉΖ为井筒平均压力及平均温度条件下天然气偏差系数,无因次;f为摩擦阻力系数,无因次;d为油管内径,cm;psc为标准大气压,MPa。若对稳产年限有明确要求,联立式(2)、(3),可计算出满足指定稳产期要求的配产上限:q稳产max=-X+√X2+4Y(p2R1-p2whmine0.06969γgΗˉΖˉΤ)2Y(4)其中X=α试采+β试采t稳产期q试采Y=128.93fˉΖ2ˉΤ2p2sc(e0.06969γgLˉΖˉΤ-1)d5式中t稳产期为期望的稳产期,d;q稳产max为满足期望稳产期条件的最大配产,104m3/d。3.2气井产能预测模型考虑产能方程、井筒管流和井控储量3方面因素,建立描述气井生产能力及变化规律的数学模型:{p2R-p2wf=Aq配产+Bq2配产p2wf=p2te0.06969γgΗˉΖˉΤ+128.93fˉΖ2ˉΤ2p2scq2配产(e0.06969γgLˉΖˉΤ-1)d5pRΖ=piΖi(1-GpwGw)(5)式中pR为生产期地层压力,MPa;pt为井口油压,MPa;Zi为原始地层压力条件下的天然气偏差系数,无因次;Z为生产期地层压力条件下的天然气偏差系数,无因次;Gpw为气井累积采气量,108m3;Gw为井控储量,108m3。式(5)为基本约束条件,还需增加优化目标才能求解而确定满足相应条件的合理产量界限。如果以达到指定稳产期为优化目标,则分析结果与前一种方法类似,差别仅限于计算井控储量的方法可能有所不同,筛选数据的诊断性依据相应的存在差异。然而,在认识气井产能特征不够深入的情况下,很可能难于提出明确的优化目标,而希望首先预测不同配产条件下气井的生产效果。为了解决这一问题,应考虑传统做法的需求,可根据式(5)进行计算提供更多的技术参考。4优化配产价值理论在长期生产实践中,形成了一些评价气井配产合理性的经验认识,如稳产期、产量与无阻流量比值、生产压差与地层压力比值等参数的合理界限。尽管这些经验认识缺乏严格的理论依据,适用范围存在局限性,但的确也反映出指定配产条件下气井的承受能力,能为实际工作带来方便,因此可将其作为优化气井配产的辅助参考依据。基于这种考虑,面对繁多的实际情况,采用理论计算为优化配产提供规律性认识往往比直接算出“合理产量”实用价值更大。以B井为例,其初始无阻流量超过350×104m3/d,初期最大产量达92×104m3/d,井控储量约为30×108m3,离水区较远。这种条件较好的高产气井产量调节可行范围大,高配产生产对后期的影响表现缓慢,难于快速掌握,优化配产问题令人困惑。采用该井的原始产能方程,按式(5)计算获得该井油压下降趋势与配产大小的关系(图3),由此能了解不同配产条件下井口压力降至地面集输管线输气压力的生产时间,也即大体掌握了不同配产的极限稳产时间。国内气田开发长期经验积累形成了一些习惯性做法,例如在开发早中期,无论气井的情况如何,产量与无阻流量比值通常不宜超过50%;生产压差与地层压力的比值一般不超过20%。通过计算绘制不同配产条件下气井产量与无阻流量比值、生产压差与地层压力的比值随时间变化的关系图(图4、5),能在图3基础上进一步提供补充参考依据。5内气体固井条件以上分析包含产能方程系数不变、井筒内气体单相流、井控范围相对固定的假设条件。对于复杂气藏,一些假设不符合实际,需要特殊处理和另行深入研究。5.1产能方程变化一些特低渗透气藏的气井投产后产量即开始递减,产能方程系数变化较快,很难用式(5)描述。可如下近似性处理:通过较长时间测试建立相对稳定的产能方程;将预测稳产期作为评价性指标供参考,而非用于实际操作指导。5.2气水两相流影响预测水侵后地层渗流和井筒流动状态发生变化,常引起气井产能急剧下降,难于用固定的数学模型描述其产能特征。采用先进的测试和分析技术,尚可近似计算气水两相流条件下井口、井底压力关系,但准确预测水侵影响难度较大,需开展多次产能测试,分阶段建立模型进行预测。对这种类型的气井,优化配产时应综合分析而作出预防水侵影响加剧的必要考虑,在大多数情况下意味着气井出水前应适当降低配产、控制生产压差防水。5.3邻井生产状况对围的影响在连通性好的气藏中,井间干扰可能较显著,井控范围具有动态平衡特征,与邻井的生产状况相关。针对此问题,需要在邻井均处于相对稳定生产制度条件下录取动态数据,以