基于动态分析的多井串接井组产水量劈分方法

熊 钰，汪来潮，张 辉，范继武，陈 霖

(1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.中海油(中国)有限公司，广东 湛江 524057；3.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)



基于动态分析的多井串接井组产水量劈分方法

熊 钰1，汪来潮2，张 辉2，范继武3，陈 霖3

(1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.中海油(中国)有限公司，广东 湛江 524057；3.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)

低渗、特低渗气藏在开发过程中往往采用多井串接集气而不计量单井产水量，在节约成本方面获得了较大的成功，但给生产动态分析带来诸多困难。在分析集气站总体产水特征的基础上，提出了“单井水量对比，总站水量约束”的劈分思路，结合积液量变化对套压的影响，建立了简化集输工艺下集气站总产水量到单井产水量的劈分方法。以S65-1集气站试验区为例，该方法的相对误差小于20%，平均相对误差为8%，验证了新方法的可靠性。对低渗气田产水区的开发具有一定的指导意义。

低渗气藏；多井串接集气；产水量劈分；生产动态分析；水气比；S气田

引 言

目前，各油公司越来越重视低渗、特低渗气藏的开发。以S气田为例，压裂前渗透率普遍为0.2×10-3～1.0×10-3μm2，压裂后单井日产气为0.1×104～2.0×104m3/d，虽然水气比不大，普遍只有0.1×104～10×104m3/m3，但很容易发生积液，而且产水对气井生产影响很大[1-5]。大型特低渗气田在开发中为节约成本，提高经济效益，采用多井串接集气而不计量单井产水量，给产水动态分析带来诸多困难。为此，基于生产动态分析，提出了多井串接计量井组产水量的劈分方法。

1 集气站产水特征分析

S48区块建有2座集气站，每座集气站包含一定数目的产水井，为节约计量成本和简化地面流程，未计量单井日产水量，只计量了集气站各井日产水量之和。以S48-1集气站为例，其产气产水动态曲线如图1所示，红线表示各个阶段产水曲线的趋势线。

S48区块其他集气站也显示出类似的产水特征，在多井串接集气、简化地面流程的情况下，只能从工程精度上劈分各单井产水量。由图1可知，集气站产水动态呈现出几个不同的产水阶段，分析认为是由新投产生产井产水等原因所造成的；在每个产水阶段，产气量和产水量的变化趋势基本一致，每个阶段的平均水气比基本稳定[6-19]。由此，在劈分产水量的过程中，可以分阶段劈分，在每一阶段可以设定单井水气比是恒定的，不同阶段平均水气比有所变化。

图1 S48-1集气站产气产水动态曲线

2 产水量劈分思路和方法

2.1 产水量劈分思路

每个阶段的产水量劈分，采用“单井水量对比，集气站水量约束”的劈分思路：选取某口参照井的水气比作为参照系，取其他各单井的水气比与之对比，根据相对大小可以将集气站总水量相对准确地劈分到各单井上。

参照井的选取不影响产水量劈分结果，一般选择水气比中等的气井(水气比劈分前套压总下降斜率与套压自然下降斜率的差值中等的气井)比较方便。

引入相对因子S，表示各单井水气比与参照井水气比的比值。

(1)

式中：Si为水气比相对因子；WGRi为各单井水气比，m3/m3；WGR参照井为参照井水气比，m3/m3。

集气站总产水量为：

(2)

式中：W站为某一劈分阶段中集气站总水量，m3；GPi为单井i的阶段累计产气量，104m3。

所以，参照井的水气比为：

(3)

由式(1)可得其他单井阶段水气比，由单井水气比乘以日产气即可得到各单井日产水。

2.2 相对因子S的确定

当气井产量降低到临界携液流量以下时，水气比就会直接影响气井积液速度，也可以通过气井积液速度反推水气比。将一个集气站的所有产水井的积液速度综合对比，可以获得各单井相对因子的值。

假设气井产量由略高于临界流量逐步降低到临界流量以下，一段时间内，地层流入井底的水等于环空积液和油管积液的增加量，即：

(4)

式中：ΔWP为某段时间内的累计产水量，m3；D为套管内径，m；d2为油管外径，m；d1为油管内径，m；ΔH1为某段时间内环空积液高度差，m；ΔH2为某段时间内油管积液高度差，m。

当环空与油管连通，环空积液高度与油管积液高度相差不大，即ΔH1≈ΔH2，所以：

(5)

式中：ΔGp为单井某段时间内的累计产气量，104m3；WGR为单井水气比，m3/104m3。

当气井无积液生产，渗流进入拟稳定状态后，地层各点压降速率相同，井口套压与地层压力变化近似同步。在气井逐渐积液过程中的某个较为稳定的生产时间段内，套压下降的幅度主要受地层压力下降和积液增加影响，即：

Δpc总=Δpr+Δpc积液

(6)

Δpc总=ΔGPk1+(ρL-ρg)gΔH2

(7)

(8)

式中：Δpc总为拟稳定流动状态下套压下降幅度，MPa；Δpr为拟稳定流动状态下地层压力下降导致的套压自然下降幅度，MPa；Δpc积液为拟稳定流动状态下积液增加导致的套压额外下降幅度，MPa；ρL为井底积液密度，kg/m3；ρg为被积液替代掉的油套环空的气体的平均井下密度，kg/m3；g为重力加速度常数，取9.8 N/kg；k1为地层压力下降斜率，MPa。

将式(8)代入到式(5)中得：

(9)

即：

(10)

式中：k为套压与累计产气总下降斜率。

积液对套管压力的影响如图2所示，由式(10)和图2可知，水气比与套压总下降斜率和地层压力下降斜率的差值有关。套压总下降斜率是开始积液阶段的套压实际下降斜率，地层压力下降斜率可以通过压降法等方法计算得到。需要注意的是：这一阶段产量应相对稳定，否则会产生因产量不同而引起的井底流压变化，在井口套压上也有变化。

选取某口井的初算水气比作为对比标准，该井相对因子S定为1，则其他井Si即可通过相对因子定义计算得到。

需要特别说明的是，本文建立的方法具有一定的局限性：新方法是基于气井产量由略高于临界流量逐步降低到临界流量以下的假设，所以对产气量较高、携液能力良好的产水气井不适用；新方法对产水量较大、积液很快、套压迅速下降的产水气井不适用，由于套压下降斜率很大，无法准确计算。

图2 积液对套管压力影响

3 实例验证与应用

为解决产水量劈分问题，S气田于2012年划定了S65-1集气站作为试验区。S65-1集气站试验区产气产水动态曲线如图3所示。

图3 S65-1集气站试验区产气产水动态曲线

采用计量数据对建立的新方法进行验证。验证过程中考虑到投产时间不长，产水量与产气量变化较为同步，所以未划分产水阶段。将劈分出的单井计算水气比与单井实际水气比作比较，见表1。

表1 S65-1集气站水气比劈分结果验证

由表1可知，水气比计算结果与实际水气比相比，绝对误差基本上小于0.2×104m3/m3，相对误差低于20%。平均误差为0.06×10-4m3/m3，平均相对误差为8%，满足生产管理和选择排水采气工艺的需要，说明新方法是可行的。在验证该方法可行的基础上，采用该方法对S48区块的2个集气站177口气井中的90口产水井进行了产水量劈分，对后续的生产管理和选择排水采气措施提供了很好的指导作用。

4 结 论

(1) 通过对集气站的产气、产水动态分析，划分出了产水阶段，得到了每个阶段的平均水气比基本稳定这一认识。在此基础上，提出了“单井水量对比，总站水量约束”的劈分思路，并从积液对生产动态的影响出发，从定量的角度建立了单井水量劈分方法。

(2) 采用S65-1集气站试验区的实际水量计量数据，验证了新方法平均误差为0.06×104m3/m3，平均相对误差为8%，满足工程精度需要。

(3) 建立的方法具有一定的局限性，对携液能力良好的高产气井不适用，对产水量较大、积液很快、套压迅速下降的产水气井也不适用。

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编辑 刘 巍

20140628；改回日期：20141014

国家自然科学基金“基于预测控制的双闭环智能井优化控制方法研究”(51204139)

熊钰(1968-)，男，教授，1995年毕业于西南石油大学油气田开发专业，2013年毕业于该校油气田开发专业，获博士学位，现从事油气藏工程、油气藏流体相态理论与测试及注气提高采收率方面的教学与研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.019

TE357.6

A

1006-6535(2015)01-0088-04