致密气藏高低压多层合采物理模拟研究

王文举，潘少杰，李寿军，高星星

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)



致密气藏高低压多层合采物理模拟研究

王文举，潘少杰，李寿军，高星星

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

摘要：针对存在纵向层间压差的致密气藏，建立了地质模型和物理模型，模拟致密气藏多层合采的衰竭开采过程，进行层间干扰、气层供气特征、产能变化规律等研究。模拟结果显示，渗透率差异不大的高、低压气层进行合采时，不同压力气层具有明显的层间干扰，高压气层天然气通过井筒向低压气层倒灌。高、低压气层的最终采收率不受初期配产和初始压差影响。生产初期，高压气层瞬时产气量较高，大于初期配产，低压气层瞬时产气量为负值，随后高压气层瞬时产气量减小，低压气层瞬时产气量增大，最后两者趋于一致。生产末期总产气量贡献率受初始压差和初期配产影响较小，高压气层贡献率大于低压气层。模拟证实，多层合采比单层开采具有更强的稳产能力，产量高，满足合采条件时尽可能进行合采。但开发中需将纵向层间初始压差控制在一定范围内，减小层间干扰。

关键词：致密气藏;层间压差;配产;层间干扰;多层合采

气田通常具有多个含气层系，对于物性较差、非均质性较强的气藏，多层合采是常用的高效开发手段[1-3]。然而由于不同地区砂体规模、砂体连通性、储层压力、地层流体等均存在差异，多层合采的生产动态较为复杂[4]，目前主要通过数值模拟、试井分析、物理模拟实验等方法研究生产特征，其中实验方法模拟气藏生产特征更加直观、可靠。

针对致密砂岩气藏地质及生产特征建立地质模型和物理模型，模拟致密砂岩气藏衰竭开采过程，获得高、低压多层合采的压力传播特征、瞬时产气量规律和产气贡献。通过分析高、低压气层的生产动态，明确多层合采时层间干扰与单气层的供气特征，对提高致密砂岩气藏纵向动用程度、稳产能力及其采收率具有重要意义。

1 实验原理

1.1 地质模型

实验模拟地区为苏里格，该区受辫状河三角洲沉积环境影响，储集砂体纵向上多期叠置、横向上连续性差、有效砂体规模小，非均质性强[5]。为描述纵向上致密砂岩存在不同压力系统时的供气机理，建立苏里格气田单井“一井多层”地质模型(图1)。

1.2 物理模型

根据致密气藏储层特征及地质模型，采用等渗透率岩心进行并联组合，建立纵向非均质高、低压气层“并联”物理模型。

充分考虑实验的可操作性和可重复性，采用双岩心夹持器并联，设计组装了纵向非均质多级渗流实验流程(图2)。流程中主要包括氮气瓶、阀门、岩心夹持器、围压泵、压力传感器、流量计、流量控制器等。

实验考虑了渗透率、流量及层间压差相似性。

1.2. 1 渗透率相似

气藏分类标准(SY/T 6168—1995)和油气储层评价方法(SY/T 6285—1997)规定，砂岩储层空气渗透率不大于1mD的气藏为致密气藏。依据苏里格地区储层物性，选择物性相近的岩心进行组合(表1)。

表1　高、低压气层渗流模拟实验方案表

注：这里只是研究不同压力，理论上要求是相同物性岩心。

1.2.2 流量相似

实验根据不同模型的岩心渗透率组合，充分考虑气井的不同产量，选定流量范围为40mL/min、60mL/min、80mL/min，根据不同模型和实验目的进行调整，充分模拟井筒附近储层的渗流流量。

1.2.3 层间压差相似

参照苏里格气田储层物性特征及其纵向连通性进行不同初始压差的模型组合。

2 实验方法

2.1 实验步骤[6]

(1) 并联法连接好实验流程。

(2) 对高、低压气层岩心进行饱和气，高压层初始压力控制在5MPa左右，低压层初始压力分别控制在4.0MPa、3.0MPa、2.0MPa。

(3) 岩心饱和气完毕，关闭氮气瓶入口阀门，通过流量控制器控制出口流量(设计初期配产分别为80mL/min、60mL/min、40mL/min)进行衰竭生产，模型出口无回压控制。

(4) 定时记录每个气层的压力、时间、瞬时产气量和累计产气量。

(5) 高渗气层压力为0.3MPa时，瞬时产气量只有4mL/min左右，所以取0.3MPa作为实验废弃压力(气体流量已经很小，认为此时可停止生产)，实验结束。

(6) 实验在常温条件下进行。

2.2 实验方案

选择相同渗透率的岩心进行组合，设计3种初始压差，3种配产，共计9个实验方案(表1)。

3 结果分析

物理模拟实验可以获得各个时间点的压力、采收率、瞬时产气量及产量贡献率等参数，通过数据处理和分析，对高、低压气层的压力变化规律、采收率、产量贡献率和层间干扰等问题进行研究，为制订合理的生产措施提供依据[7]。

3.1 压力变化规律

由图3可知：渗透率差异不大的高、低压气层进行合采时，初始阶段，高压气层压力迅速下降，低压气层压力先上升后下降，达到某一临界点时两气层压力趋于一致，说明合采过程中不同压力气层具有明显的层间干扰，实际生产中表现为高压气层天然气通过井筒向低压气层倒灌。

3.2 采收率评价

依据物质平衡方程，采用压降法[8]计算理论采收率ER。

(1)

式中pi——气层初始压力，MPa；

pt——t时刻气层压力，MPa。

对渗透率组合为0.1164mD/0.1166mD的模型按公式(1)计算不同气层生产早期、稳产期及废弃时的最终采收率并进行评价。

3.2.1 初期配产对采收率的影响

由图4可知，初始压差Δp一定时，增大初期配产有助于增大生产早期采收率，其中低压气层生产早期采收率增长幅度较大；稳产期末采收率随初期配产增加而降低；最终采收率不受初期配产影响。因此合理初期配产需考虑气田实际生产需求。

3.2.2 初始压差对采收率的影响

由图5可知，当初期配产Q一定时，高压气层采收率几乎不受初始压差影响；低压气层采收率与初始压差的关系表现为：初始压差增大，生产早期及稳产期末采收率降低，最终采收率基本不变。层间初始压差是影响气层能否合采的主要因素[9]，气田实际开发中，为避免压差过大引起的动用不均衡，应选择合理合采时机。压差较大时，低压气层生产早期及稳产期采收率较低，可以得出压差较大时不利于合采，压差过大时应先开采高压气层，待高低压地层压差降低到一定值时再进行合采。

3.3 产气量特征

3.3.1 瞬时产气量

由图6可以推断，不同压力气层合采时层间具有明显的干扰，生产初期，高压气层具有较高的瞬时产气量，大于初期配产，而低压气层瞬时产气量为负值，随着高压气层瞬时产气量减小，低压气层瞬时产气量增大，最后趋于一致。

3.3.2 总产气量贡献率

由图7可知，生产初期，高压气层总产气量贡献率大于100%，对产能起主导作用；初始压差越大，初期配产越大，生产初期高压气层贡献率越大，低压气层总产气量贡献率越小；生产末期，总产气量贡献率受初始压差和初期配产影响较小，但高压气层大于低压气层。因此，生产初期适当减小生产压差、增大初期配产，有助于减小层间干扰，增大低压气层动用程度。

3.4 生产动态特征

高压气层初始压力为5MPa，初期配产Q为80mL/min，模拟单层开采；低压气层初始压力为4MPa，初期配产Q为80mL/min，模拟单层开采。与合采模拟结果相比(图8)，单层开采稳产时间短，稳产期结束后，由于单层供气能量小，产量下降快；多层合采能保持较高的产量，稳产能力强，稳产期结束后多层合采产量也比单层开采产量高。因此，为了提高单井产量，降低开发成本，在满足条件时应进行多层合采[10-11]。

4 结论

(1) 致密气藏高、低压气层合采时，会发生层间干扰，减小两层间初始压差、增大初期配产有助于减小层间干扰。

(2) 致密气藏高、低压气层合采时，生产早期采收率受初期配产影响，初期配产高采收率大；低压气层采收率受初始压差影响，而高压气层采收率几乎不受其影响。高、低压气层最终采收率不受初期配产和初始压差影响。

(3) 初始压力差异较大的致密气层容易产生层间干扰，不宜进行合采，气田实际开发中应将层间纵向初始压差控制在一定范围内时进行合采。

(4) 定产量生产时，多层合采比单层开采具有较强的稳产能力，稳产期结束后产量也高，因此在满足多层合采条件下尽可能进行多层合采。

参考文献

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[2]杨波,唐海,周科，等. 多层合采气井合理配产简易新方法[J]. 油气井测试, 2010,19(1):66-68.

[3]朱华银,朱维耀,罗瑞兰. 低渗透气藏开发机理研究进展[J]. 天然气工业, 2010, 30(11): 44-47.

[4]廖毅. 致密砂岩气藏多层合采及矿场应用[D].成都: 西南石油大学, 2014.

[5]谭万仓. 鄂尔多斯盆地苏里格气田北部盒8段和山1段沉积相研究田[D].成都: 成都理工大学，2009.

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[10]杨学锋,刘义成,李进,等. 两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选[J]. 天然气工业,2012, 32(1): 57-60.

[11]熊燕莉,冯曦,杨雅和,等. 多层合采气井动态特征及开发效果分析[J]. 天然气勘探与开发,2005, 28(1):21-24.

Physical Simulation of High-pressure and Low-pressure Multilayer Production of Tight Gas Reservoir

Wang Wenju, Pan Shaojie, Li Shoujun，Gao Xingxing

(MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Abstract:For the tight gas reservoir with interlayer pressure differential vertically, we built a geological model and a physical model to simulate the depletion process of tight gas reservoir, and probed into the interlayer interference, gas supply characteristics, and productivity variation. Simulation results revealed that interlayer interference was obvious in the gas layers of different pressure, and the natural gas flowed from high-pressure gas layers to low-pressure ones through well bore, when conducting commingling production in high and low pressure gas layers with low permeability contrast. The ultimate recovery of high and low pressure gas layers was not influenced by initial production allocation and initial pressure difference. At initial stage of production, instantaneous gas production was higher and bigger than initial production allocation in high pressure layers, while that of low pressure layers was negative. After then, the instantaneous gas production of high pressure layers declined, and that of low pressure ones increased. Finally, both showed no difference. At the end of production, contribution rate of total gas production was less affected by initial pressure differential and initial production allocation, and the contribution rate of high pressure gas layers was higher than low pressure ones. Simulation proved that the productivity was more stable and higher by means of multilayer production as compared with single-layer production. Therefore, multilayer production should be more employed if feasible. Nevertheless, the vertical interlayer initial pressure differential had to be controlled within limits during development, so as to reduce interlayer interference.

Key words:tight gas reservoir; interlayer pressure differential; production allocation; interlayer interference; multilayer production

基金项目:致密气藏渗流机理研究项目(2012-8070)资助。

第一作者简介：王文举(1992年生)，男，硕士，研究方向为油气田开发。邮箱: wangwenju322@126.com。

中图分类号：TE377

文献标识码:A