单位压降采气量法及其在气田开发中的应用

颜泽江，戚 涛，周 楠，廖 伟，杜 果，张刚庆（.中国石油新疆油田分公司采气一厂，新疆克拉玛依，834000；.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都60500）

单位压降采气量法及其在气田开发中的应用

颜泽江1，戚 涛2，周 楠1，廖 伟1，杜 果1，张刚庆1
（1.中国石油新疆油田分公司采气一厂，新疆克拉玛依，834000；2.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都610500）

为了更好地认识气藏，发现开发过程中的问题，根据气田的开发现状制定合理的生产制度，提出了单位压降采气量法。基于物质平衡原理，建立定容、异常高压凝析气藏的物质平衡方程，进一步推导单位压降采气量的表达式。单位压降采气量随压力的降低表现出先加后降的现象，这主要与压力波的传播以及偏差因子有关；通过实际曲线与理论曲线的对比，可判定气藏是否出现水侵等开发问题。该方法计算简便，具有较强的适用性。

单位压降采气量；凝析气藏；异常高压气藏；物质平衡原理

无论干气气藏还是凝析气藏都建立了相当完善的物质平衡方程[1-6]，在气田早期水侵识别和水侵量计算等方面都有较为广泛的应用[7-10]。本文在前人研究的基础上，从物质平衡方程出发，提出了一种新的气田开发动态判断方法，即单位压降采气量法，对于气藏水侵识别和气田开发动态分析及预测具有指导意义。

1 物质平衡方程的建立

根据摩尔量平衡原理，定容异常高压凝析气藏物质平衡方程[5，11-12]为

在异常高压气藏中，岩石的有效孔隙体积压缩系数为[13-14]

束缚水压缩系数可根据以下经验公式得到[14-15]

式中A=(3.854 6-0.010 52T+3.926 7×10-5)×10-6；

在凝析气藏的开发过程中，瞬时反凝析液体分子量（ML）和气藏瞬时反凝析液体密度（ρL）随着压力的变化而变化，根据定容衰竭实验中假定的G（地质储量）、Gp（累计采气量）以及SL（气藏瞬时反凝析液体量）、p（压力）和T（温度），物质平衡方程中δR（气藏物质平衡方程中反凝析项校正值）为[3]

2 单位压降采气量计算方法

（1）定容异常高压凝析气藏一般情况下地层温度变化不大，基本可以忽略，因此认为压缩因子Z只随地层压力p的变化而变化，得到

由前面的理论可知：δR和SL均是与压力相关的函数（图1），假设

图1 某凝析气藏δR和SL与压力关系曲线

可将（1）式转化为

当p=p1时，有

当p=p2时，有

（9）式减（10）式，有

令p2=p1-1，整理得到任何压力p1下单位压降采气量为

（2）定容异常高压气藏对于定容异常高压气藏，不存在凝析油的析出，故SL=0，可将（12）式简化为

（3）定容气藏对于定容气藏，不存在储集层的再压实、岩石颗粒的弹性膨胀及束缚水的弹性膨胀，即Cp=0，Cw=0；因此可将（12）式简化为

3 实例应用

玛河气田位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带玛纳斯背斜上，构造形态为一近东西向的长轴背斜，内部被断裂切割成多个独立的断块（图2，图3）。目的层为古近系紫泥泉子组三段（自上而下分为4个小砂层，分别为砂层），其中砂层为主力气层，气层平均有效孔隙度21.2%，平均渗透率116.15 mD，原始地层压力38.44~40.43 MPa，原始压力系数1.50~1.60，地层温度333.4 K，原始含水饱和度27.2%，原始凝析油含量131 g/m3，属中孔、中—高渗的异常高压凝析气藏。

图2 玛河气田含气面积

图3 玛河气田玛纳002井—玛纳1井—MN1005井—玛纳1井—MND1003井气藏剖面

图4 玛纳1断块SL和δR与地层压力关系曲线

气田不同断块气水接触关系不同，其中玛纳1断块为断层所夹持的底水气藏，由于不直接与边水接触，该断块为定容气藏。根据玛纳1井组分模型和相态模型，计算SL和δR与地层压力关系曲线如图4所示。

将SL和δR代入（12）式，计算玛纳1断块单位压降采气量（图5），实际的单位压降采气量整体沿着理论曲线上下波动，实际值与理论值基本重合，证明上述计算的SL和δR是正确的。由于气田不同断块的储集层条件和气藏性质基本一致，因此可将图4作为玛河气田计算SL和δR的理论模版。

图5 玛纳1断块单位压降采气量与地层压力的关系

利用理论模版和理论公式计算玛纳001断块和玛纳003断块的单位压降采气量，2个断块后期实际单位压降采气量和理论计算的单位压降采气量偏差较大（图6，图7），结合气田地质特征，玛纳001断块和玛纳003断块均为带边底水的气藏，随着开发过程中地层压力的下降，气藏受到边水侵入，侵入的水占据气藏部分有效孔隙，导致气藏体积压缩减小，后期单位压降采气量出现快速上升的特征。

图6 玛纳001断块单位压降采气量与地层压力的关系

图7 玛纳003断块单位压降采气量与地层压力的关系

4 结论

（1）单位压降采气量曲线随压力的降低呈现先增后降的趋势，主要原因为：①气田开发初期，压力波在传到边界的过程中，单井控制储量逐步增大，单位压降的采气量也相对增加；②偏差因子随着压力的降低呈现先降后增，偏差因子最小值对应的压力与单位压降采气量曲线中最大值对应的压力基本一致。

（2）运用单位压降采气量法进行水侵识别等开发动态判断具有很强的适用性。

符号注释

A，B，C——系数；

Cc——气藏容积压缩系数，10-4/MPa；

Cp——岩石压缩系数，10-4/MPa；

Cw——地层水压缩系数，10-4/MPa；

D——埋藏深度，m；

G——地质储量，108m3；

Gp——累计采气量，108m3；

ML——瞬时反凝析液体分子量，kg/mol；

nRL——气藏反凝析液相量，kg·mol；

nig——原始井流物储量，kg·mol；

nwp——累计采出井流物量，kg·mol；

nrg——气藏剩余气相量，kg·mol；

p——气藏瞬时压力，MPa；

psc——标准状况下的压力，MPa；

pi——原始地层压力，MPa；

q——单位压降采气量，108m3/MPa;

R——通用气体常数，0.008 314（MPa·m3）/（kg·mol·K）；

Rsw——天然气在水中的溶解度，m3/m3；

SL——气藏瞬时反凝析液体量，f；

Swi——束缚水饱和度，f；

T——气藏温度，K；

Tsc——标准状况下的温度，K；

VHC——气藏原始含烃孔隙体积，m3；

WRL——气藏瞬时反凝析液体量，kg；

Z——气藏井流物瞬时压缩因子，无因次；

Zi——原始地层压力对应的压缩因子，无因次；

Zsc——气相在标准条件下压缩因子，f；

ρL——气藏瞬时反凝析液体密度，kg/m3；

δR——气藏物质平衡方程中反凝析项校正值，MPa·K.

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Unit Pressure Drop Method for Gas Production and Application to Gas Field Development

YAN Zejiang1,QI Tao2,ZHOU Nan1,LIAO Wei1,DU Guo1,ZHANG Gangqing1
(1.No.1 Gas Production Plant,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China;2.College of Oil and Gas Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China)

In order to understand gas reservoirs,find out the problems during gas field development and formulate the reasonable working system,the unit pressure drop method for gas production was proposed.Based on the principle of molar weight conservation,the material balance equations of the constant volume and abnormal pressure condensate gas reservoir were established,by which the expression of unit pressure drop for gas production was derived.The case study shows that the unit pressure drop for gas production appears increasing and then decreasing along with the pressure reducing,which is mainly related with propagation of pressure wave and deviation factor.By com⁃parison of the actual curves with theoretical curve,we can determine if water invasion or other problems are happened.This method is sim⁃ple in calculation and better in applicability.

unit pressure drop for gas production;condensate gas reservoir;abnormal pressure gas reservoir;material balance principle

TE37

A

1001-3873（2015）03-0330-04

10.7657/XJPG20150316

2014-12-05

2015-03-26

颜泽江（1967-），男，四川泸县人，高级工程师，硕士，油气田开发，（Tel）0990-6813388（E-mail）yzejiang@petrochina. com.cn.