徐深气田火山岩底水气藏合理开发对策研究

王海燕 （中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）

1 区块概况

徐深气田A区块位于黑龙江省安达市境内，构造位置位于徐家围子断陷北部的安达次凹南部斜坡带，西面为古中央隆起带，东南面为宋站低隆起，向北进入安达断陷的中央凹陷带。开采层位为营城组三段火山岩，完钻5口井：直井4口，水平井1口，试气均获工业气流，短期试采井4口 （1口正试），投产井4口，其中A401井与A101井气水同产。2009年10月4口直井投入开发，全区日产气9.42×104m3，日产水70.32m3，目前，全区累积产气0.44×108m3，累积产水3.60×104m3。徐深气田 A区块气水关系复杂，开采难度大，使水体规模的确定、单井合理配产及方案对比优化等方面面临许多挑战。

2 确定水体规模

2.1 容积法

考虑到徐深气田A区块为构造－岩性气藏，其水体分布范围主要受岩性和断层的控制，而火山岩亚相横向规模在200～800m，按保守估计的原则，对于有断层断开底水的区域，以断层作为底水外边界，对于没有断层断开底水的区域，以井为中心外推1000m作为底水外边界。据此划出水域面积17.04km2，由于水域面积内出水井较多，且水层厚度各不相同，因而水体厚度采用所有井的水层厚度的平均值56.34m，有效孔隙度为各出水井水层有效孔隙度的平均值8.20%，含水饱和度统一取值为100%。根据以上参数，采用容积法［1］计算徐深气田A区块地下水体体积为0.96×108m3。

2.2 数值模拟方法

对徐深气田A区块进行数值模拟研究，储层属性模型通过Petro软件建立，模型面积30.81km2，有效厚度平均为35.33m，划分为67m×100m×26m网格块，孔隙度为0.7%～20.1%，渗透率为（0.001～23.6）×10－3μm2，岩石压缩系数为2.2×10－5MPa。由于 A401井气水界面与含气面积内其他井相差较大，对数值模拟模型的水体进行了分区，A401附近区域为一个水体，气水界面为3039.9m，含气面积内其他区域为一个水体，含气面积内其他区域气水界面为2955.6m。经过对气水同产井的产气量和产水量的历史拟合，以及全气藏气、水的储量拟合，最终确定水体规模为0.87×108m3。由于容积法没有考虑水体非均质性，计算水体规模偏大，而数值模拟考虑了水体非均质性，水体规模计算较合理，综合考虑确定徐深气田A区块水体规模为0.87×108m3。

3 单井合理配产

3.1 无阻流量法

3.2 节点分析法

根据全气藏产能方程计算原始地层压力和废弃地层压力下的油井流入动态曲线，根据垂直井筒管流法计算增压和不增压时的流出曲线［3］。气井合理产量应在废弃地层压力和原始地层压力IPR流入曲线与流出曲线交点的产量之间，并且大于最小携液产量［4］。如A1井合理产量范围在 （0.71～9.2）×104m3／d（见图1），A101井合理产量范围在 （1.06～27）×104m3／d （见图2）。

图1 A1井合理产量节点分析曲线

3.3 采气指数法

从二项式产能方程ΔP2＝Aqg＋以看出，气体从地层边界流向井的过程中，压力平方差（ΔP2）由2部分组成［5］：右端第1项用来克服气流沿流程的粘滞阻力，右端第2项用来克服气流沿流程的惯性阻力。当生产压差较小、气井产量（qg）较小时，地层中气体流速低，主要是右端第1项起作用，表现为线性流动，气井产量与压差之间成直线关系。当气井产量（qg）较大时，随着气体流速增大，右端第2项起着主要作用，表现为非线性流动，气井产量和压差之间不成直线关系，而是抛物线关系。显然，如果气井生产压差过大，气井产量超过了一定值后，气井生产会将一部分压力降消耗在非线性流动上，这样会降低生产效率。因此，根据采气指示曲线，其直线段最后一点所对应的压差即为气井合理生产压差，其所对应的产量可以作为气井合理产量，据此可以确定A1井和A101井的初期最大合理产量分别为2.7×104m3／d和7×104m3／d。

3.4 数值模拟法

通过对单井不同配产，分析稳产期末采出程度和水侵程度大小，以确定合适的产量。以A101井为例，针对该井配产2×104、4×104、6×104和8×104m3，通过数值模拟分别预测开采20年的单井产量及累计产量，稳产期分别为6年、3年、2年和1年，累计采气量分别为1.08×108、1.75×108、1.91×108、1.76×108m3，初步确定最佳配产范围为 （3.5～6.5）×104m3。

根据模型进行预测，观察模拟十年以上水侵情况，由于产量过高发生水侵，初步确定4.8×104m3以下不会发生水侵，少量产水，在井底携液能力范围内，不会影响产气量。根据水侵情况研究，确定最佳配产范围为 （3.5～4.8）×104m3。在此范围内变产量模拟，优选合理产量，确定徐深气田A区块最佳产量为4×104m3。按照上述方法对区块其他井进行合理配产，确定直井为 （2～4）×104m3，水平井为8×104m3。

3.5 合理产量综合确定

从徐深气田A区块现有试气资料、试采状况和投产井的生产动态资料出发，考虑稳产年限、累积产气及水侵程度等因素，综合确定徐深气田A区块合理产量 （见表1）。

表1 A区块合理产量综合确定结果表

4 开发方案

依据对气藏火山体分布位置及规模、储层厚度和裂缝发育带等地质认识程度，气藏动态特征及井网井距论证成果，按照方案设计原则，采用整体动用与优选动用且直井、水平井组合方式开发，共设计3套对比开发方案，并利用数值模拟分别预测20年。

方案1：整体动用直井开发，设计开发井总井数19口，其中老井5口，新井14口，产能规模1.06×108m3；采气速度0.93%，稳产6年，稳产期末采出程度4.86%，20年累计采气11.62×108m3。

方案2：整体动用直井＋水平井开发，设计开发井总井数9口，其中老井5口，新井4口，均为水平井，产能规模1.11×108m3；采气速度0.97%，稳产5年，稳产期末采出程度5.08%，20年累计采气12.15×108m3。

方案3：整体动用直井＋水平井开发，设计开发井总井数15口，其中老井5口，新井10口，直井8口，水平井2口，产能规模1.13×108m3；采气速度0.99%，稳产4年，稳产期末采出程度4.98%，20年累计采气11.87×108m3。

由3个方案对比可以看出，方案2比方案1和方案3的开发效果要好，因为方案2稳产期末采出程度和20年累计采气量高于其余2个方案，故选择方案2为最佳开发方案。

5 结 论

（1）利用容积法和数值模拟法开展了水体规模综合研究，确定徐深气田A区块水体规模为0.87×108m3。

（2）运用无阻流量、节点分析法、采气指数法和数值模拟法，考虑稳产年限，累积产气及水侵程度等因素，综合确定徐深气田A区块单井合理配产为水平井8×104m3，直井 （2～4）×104m3。

（3）采用整体动用与优选动用，直井、水平井与直井组合方式开发，共设计3套对比开发方案，对比方案预测的结果，优选方案2（水平井＋直井方案，新设计开发井均为水平井）为最佳开发方案，从而为下一步挖潜提供决策依据。