子洲气田Y30井区合理产量研究

刘建国 ，杨 宇 ，徐 静 ，毛 鑫 ，孙玉豹

（1.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室；四川成都 610059；2.COSL油田生产研究院，天津塘沽 300450）

子洲气田Y30井区合理产量研究

刘建国1，杨 宇1，徐 静1，毛 鑫1，孙玉豹2

（1.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室；四川成都 610059；2.COSL油田生产研究院，天津塘沽 300450）

在气藏开发方案设计中,气井合理产能是气藏经济开采的重要决策依据。本次的研究区块主要是在子洲气田Y30井区，研究主要是根据无阻流量或物性将气井分为三类，而根据不同的气井类别给出相应的合理产量，为保证计算结果的合理性，采用了绝对无阻流量法、采气指示曲线法、井口压降法和数值模拟方法进行了优化研究。根据多种方法的综合对比分析，得出的合理产量对气井的配产更具有指导意义。

气井；经济开采；无阻流量；井口压降；数值模拟

气井配产太大会造成地层压力的过渡损失、影响采收率还会对地层造成一定的损害；配产太小不利于经济开发，影响经济效益。因此，气井合理产量的确定，是制定气田生产任务的重要依据，也是合理、高效开发气田的基础。采用合理的产量配产对加快和强化气田整体高效开发进程具有很强的主动性，对提高气田开发水平，达到高产、高效的开发目标，将发挥重要的指导作用。

1 无阻流量法

该方法是较为简单的一种配产方法，主要是根据初期无阻流量的大小来确定配产量。据有关资料统计，认为气井初期无阻流量小于4×104m3/d的生产井，其合理配产应在无阻的1/3～1/6左右。若初期无阻流量在（4～10）×104m3/d之间的生产井，其合理配产应在无阻的1/3～1/4配产左右。若气井初期无阻流量大于10×104m3/d的生产井，其合理配产应在无阻的1/4～1/6左右。据资料统计对比发现，气井初期配产一般总体配产偏高。根据各气层产能分布情况和气井实际生产情况认为，对不同类型的井适宜按照不同的配产比进行配产，分配（见表 1）。

表1

2 采气指示曲线法

气井生产压差是地层压力（Pe）与气井产量（q）的函数，当Pe一定时，它是气井产量的函数。当产量较小时，生产压差与气井产量呈线性关系，超过一定产量后，曲线将上翘，表现出明显的非达西效应，气井生产会把部分压力消耗到克服非达西流上，因此可以把偏离早期直线的那一点产量作为气井生产配产的极限。从合理利用地层能量角度，采用采气曲线法对子洲部分生产井的合理产量进行了分析计算。

Ⅰ类井：

图1 Z26-26井产量与压力差平方图

Ⅱ类井：

图2 Z18-18井产量与压力差平方图

由上图可知：Ⅰ类井合理产量4.4×104m3；Ⅱ类井合理产量 2.35×104m3，Ⅲ类井 0.52×104m3。

Ⅲ类井：

图3 Z23-23井产量与压力差平方图

3 数值模拟法

在给定的模型前提下，给定气井的产能和废弃压力进行气井开采历史预测，通过结合气井的稳产时间可以确定气井的合理产量。对于子洲气田的三类不同储层分别建立了三种对应的模型，具体的物性参数（见表 2）。

对Ⅰ类储层的模型，分别按 3.5、4、4.8、5.5×104m3/d配产，井口极限压力按气田的满足集输条件的6.4MPa来设定。不同配产条件下，井口油压与时间的关系（见图 4）。

表2 三类储层建模时的物性参数值

图4 Ⅰ类储层不同配产条件下，井口油压与时间的关系

对Ⅱ类储层的模型，分别按1.8、2.05、2.5×104m3/d配产，井口极限压力按气田的满足集输条件的6.4 MPa来设定。不同配产条件下，井口油压与时间的关系（见图5）。

图5 Ⅱ类储层不同配产条件下，井口油压与时间的关系

对Ⅲ类储层的模型，分别按0.5、0.55、0.6×104m3/d配产，井口极限压力同样按气田的满足集输条件的6.4 MPa来设定。不同配产条件下，井口油压与时间的关系（见图6）。

图6 Ⅲ类储层不同配产条件下，井口油压与时间的关系

图7 三类储层不同配产和对应稳产时间分布图

由以上可知，Ⅰ类储层模型的配产为4.8×104m3/d时，稳产时间为5.3年左右。配产为5.5×104m3/d时，稳产时间为1.6年左右。因此，对于Ⅰ类储层的配产可定为4.8×104m3/d左右；Ⅱ类储层模型的配产为2.5×104m3/d时，稳产时间为1.16年左右，配产为2×104m3/d时，稳产时间为6.5年左右。因此，对于Ⅱ类储层的配产可定为2×104m3/d左右；Ⅲ类储层模型的配产为0.55×104m3/d时，稳产时间为6.3年左右。因此，对于Ⅲ类储层的配产可定为0.55×104m3/d左右。

4 井口压降法

渗流进入拟稳态后，不同时刻的压降漏斗是一系列近似平行的曲线，视井口压力与视地层压力变化特征相同，根据视井口压力与累积产量的相关性，然后平移至视原始地层压力点，外推到与横坐标的交点即为单井控制储量。在物质平衡方程中用视井口压力差代替视地层压力，其推导如下：

引入修正系数A，令：

将（3）代入（2）得到：

两边同除以t有：

式中：Pi为原始地层压力，MPa；p为任意时刻地层压力，MPa；Zi为原始压缩因子；Z为与p对应的压缩因子；Z为与p对应的压缩因子；Gp为气井累积产量，104m3；G 为单井控制储量，104m3；A 为修正系数；Q 为气井产量，104m3/d；VΔP为井口压降速度，MPa/d。

产量与井口压降肯定存在着一种定量的关系，认为当压降速度合理时其对应的产量也是是合理产量。通过计算各类井相应的合理压降速度，从而根据这个压降速度得出此类井的合理产量。中间引进了修正系数A，为了合理利用地层能量，根据本区块的三类气井分别计算出了适合本区块对应类别井的修正系数进行修正。根据Y30井区的计算得出Ⅰ类井的平均修正系数为0.825，Ⅱ类井的平均修正系数为0.869，Ⅲ类井的平均修正系数为0.755。代入上面（5）式得到相应的合理产量分别为 4.7×104m3/d、2.2×104m3/d、0.53×104m3/d。

5 合理产量结果对比分析

根据前面无阻流量法、采气指示曲线法、数值模拟法、井口压降法等方法预测的子洲气田的合理产量，统计结果（见表 3）。

表3 子洲气田合理产量统计表 单位：104m3/d

由表3可知：子洲气田Ⅰ类气井的合理产量为4～4.8×104m3/d，Ⅱ类气田的合理产量为 1.8～2.35×104m3/d，Ⅲ类气井的合理产量为：0.5～0.56×104m3/d。

6 结论与建议

（1）子洲气田Y3井区非均质性强、储层差异大且属于低渗气藏，因此，对各类井提出相应的合理产量比较符合实际，对实际的配产也可起到有效的指导作用。

（2）因为无阻流量法是一种经验方法，可能误差会较其他方法大，建议采用后面的几种计算结果，因此，建议Ⅰ类井的合理产量定为4.4～4.8×104m3/d，Ⅱ类井的合理产量定为2.05～2.35×104m3/d，Ⅲ类井的合理产量定为 0.53～0.56×104m3/d。

（3）在实施合理配产的同时，还要尽量考虑地层水化学特征、压力敏感性、以及地层流体的渗流特征对合理产量的影响。

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The research of reasonable yield in Zizhou gas field Y30 borefild

LIU Jianguo1，YANG Yu1，XU Jing1，MAO Xin1，SUN YuBao2
（1.Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Oilfield Production Research Instiute of COSL，Tanggu Tianjin 300450，China）

Determination of gas well rational productivity is one of the most important foundations of gas reservoir economic development decision among the development project planning.The research area is mainly in Zizhou gas field Y30 borefild，The research content according to AOF Gas or physical property will be divided into three categories，According to different well types corresponding to the given r advisable output.several research methods,such as absolute open-flow capacity,index curve of gas production,drop in pressure of well head and numerical simulation,were applied to optimize and determine the rational productivity of gas well.according to the several methods of comprehensive analysis,that the reasonable production on gas well production with the more significance.

gas well；economic exploitation；absolute open flow；drop of wellhead pressure；numerical simulation

TE375

A

1673-5285（2012）03-0031-04

2012－01-07

刘建国，男（1989-），成都理工大学油气田开发工程在读硕士研究生，主要研究方向油藏工程及数值模拟，邮箱：