启动压力梯度对低渗气藏气井开发影响研究*——以合川气田须二气藏为例

2016-03-30权张友彩陈伟欧家强易中国石油西南油气田公司川中油气矿西南石油大学

天然气勘探与开发 2016年1期

袁　权张友彩陈　伟欧家强易　劲（.中国石油西南油气田公司川中油气矿　.西南石油大学）

袁权1张友彩1陈伟2欧家强1易劲1
（1.中国石油西南油气田公司川中油气矿2.西南石油大学）

摘要合川气田须二气藏属于低渗高含水气藏，通过室内实验已经证实存在启动压力梯度。应用渗流力学、单井数值模拟等手段对气井的流场、供给半径、采收率等进行研究，结果表明：启动压力梯度减小供给范围并产生附加压降，导致流压快速下降，形成锥形压降剖面；采收率随井距增大而减小，极限供给半径外的储量完全不能动用。根据相似原理建立了低渗气藏气井极限供给半径、可采储量、采收率估算的一套新方法，该方法简单快捷，考虑了启动压力梯度、最低（废弃）压力、井距等因素的影响。合川须二气藏的应用结果与实际动态监测、实钻新井的资料吻合，验证了该套方法的有效性，为确定低渗气藏合理井距及下步开发部署具有积极指导意义。图4表2参12

关键词启动压力梯度低渗气藏压降剖面供给半径采收率合理井距

合川气田须二气藏位于四川盆地中部，隶属于川中古隆中斜平缓构造带，气藏构造平缓，断层不发育，储层平均孔隙度8.53%，平均渗透率0.418 mD，气井普遍产水，属于低渗含水气藏。通过长岩心高压衰竭开采模拟实验[1-2]，证实了合川须二气藏启动压力梯度的存在，同时受渗透率及含水饱和度的影响，渗透率越低启动压力梯度越大，含水饱和度越高启动压力梯度越大[3-4]。那么低渗气藏启动压力梯度的存在，会对气井那些方面产生影响呢？本文从流场、供给半径及采收率等方面开展了研究[5]。

1　启动压力梯度对压力场影响

根据合川气田须二气藏基础参数（表1），利用单井数值模拟器分别模拟计算启动压力梯度在0～0.05 MPa/m下，合川须二气藏储层气井的定产压降动态，可见随压降漏斗的扩展，因启动压力梯度产生附加压降（沿程屈服应力=θR）增加，同时受启动压力梯度限制又减少了供给范围，导致井底流压快速下降（图1）。

表1　合川须二低渗气藏气井考虑启动压力梯度单井数值模拟参数

图1　启动压力梯度对流压的影响

根据稳态渗流关系[6-7]：

压力梯度为：

式中：

θ—启动压力梯度，Pa/m；

R—半径，m；

P—压力，Pa；

K—渗透率，D；

μ—黏度，Pa·s；

h—产层厚度，m；

qsc—标准状态体积流量，m3/s；

Bg—体积系数。

由公式（2）可知，近井处的压力梯度受产量、储层物性和半径影响，远井处1/R→0，压力梯度主要受启动压力梯度控制。利用单井数值模拟器模拟无启动压力梯度及存在启动压力梯度情况下气井流场变化，从压力剖面形态图可见，常规气藏压降剖面为喇叭形（图2a），而启动压力梯度影响显著时，压降剖面变为圆锥形（图2b）。

图2　压力剖面形态对比

2　启动压力梯度对供给半径影响

2.1供给半径计算方法

基于渗流力学理论，建立受启动压力梯度控制的单井供给半径的计算方法[8-10]。根据径向稳态流动关系，对（2）式积分：

得出含启动压力梯度的产量关系：

式中：

Pi—原始地层压力，Pa；

Pwf—井底流压，Pa；

Re—供给边界半径，m；

Rwe—考虑表皮系数影响的等效井筒半径，Rwe= Rwe-s；

S—机械表皮系数，对于直井为径向流表皮，对于压裂井为拟径向流表皮。

在无限导流裂缝条件下取等效井径为1/2裂缝半长Rwe= Xf/2，对应的拟径向流表皮为S=-1n（Xf/2Rw）。

若取Pe=Pi-（Re-Rwe）θ为有效驱动压力，则式（5）与常规产量公式形式完全相同。当有效驱动压差（Pe-Pwf）＞0时才有产出，得出最低井底压力下的极限供给半径：

式（6）展现出气井供给半径与是启动压力梯度的倒数线性相关，不存在启动压力梯度情况下，气井供给半径为无限大，说明启动压力梯度对气井供给半径影响大。

2.2合川须二气井供给半径计算

结合岩心衰竭实验结果及气井累积产量情况，利用式（6）计算出合川须二气藏3类储层气井的供给半径（表2），从计算结果来看，Ⅰ类储层气井的极限控制半径较大，Ⅱ、Ⅲ类储层相对较小，仅能达到200 m左右。

表2　合川须二气藏气井极限控制半径计算结果

3　启动压力梯度控制下井距对采收率影响

3.1采收率计算模型

当井距大于2倍极限半径时，气井供给边界上的压力为原始地层压力，当井底压力下降为最低流压Pw后，开始定压生产，产量递减至0，表皮影响消失，压降漏斗由喇叭形转变为圆锥形。当井距小于2倍极限半径时，出现井间干扰，相邻单井的锥形压降漏斗边界交会，使供给边界压力Pe下降，形成各自的衰竭区域，井距越小、采收率越高。如图3所示，采用圆形封闭气藏模型化单井控制区，产出量包含两部分：①边界压力下降部分（对应圆柱体A体积）；②从边界下降到井底压力部分（对应圆锥体B体积）。

图3　存在启动压力梯度的封闭气藏压力剖面示意图

井区总储量（104m3）

边界压力下降部分的产出量（104m3）

圆锥剖面部分的产出量（104m3）

总产出量（104m3）

采收率

式中：

Re—井控区泄流半径，m；

φ—孔隙度；

Swi—原始含水饱和度；

（h-he）—井控区边界压力下降部分的圆柱体高度，m；

（he-hw）—启动压力梯度控制的圆锥体高度，m。

3.2实例分析

针对合川须二气藏Ⅱ类储层基础参数（储层厚度取20 m，其它参数见表2），预测出不同井距下气井的可采储量及采收率见图4。从计算结果来看，在极限供给半径内，随着气井动用半径增大，控制储量及采出量增加，但采收率逐渐降低，当达到极限供给半径时降至最低为30%，并且大于供给半径外的储量无法动用。当供给半径在极限半径的0.85～1倍之间时采收率在44%～30%，符合一般低渗气藏开发认识[11-12]。

图4　启动压力梯度影响下井距与采收率关系

4　加密井实钻效果分析

合川001-77-H1井为须二气藏构造主体区一口加密水平井，完钻层位在须二段，水平段长776.8 m，储层钻遇率94.59%，与周围邻井的距离为500～700 m，从储层反演剖面上看该井区储层连通。该井邻近的6口井从2009年开始生产，截止2014年4月，累计采出气581～2278×104m3，采出水0～4487 m3，已经进入低压小产阶段。

合川001-77-H1井在2014年4月完井测试，实测地层压力26.74 MPa，测试产量10.22×104 m3/d，该井地层压力只比邻井原始地层压力低1～3 MPa，并且获得较高产量，说明该井区在原有井距条件下受邻井的干扰十分有限。该区域情况与本文估计的供给半径（Ⅱ、Ⅲ类储层极限供给半径小于250 m，井距为500 m）及采收率的认识比较吻合。