龙凤山凝析气藏气井合理配产研究

李永刚，许明静



龙凤山凝析气藏气井合理配产研究

李永刚1，许明静2

（1. 中国石化东北油气分公司油气开发管理部，长春 130062；2. 中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，长春 130062）

龙凤山凝析气藏为一受岩性物性控制的特低渗凝析气藏，储层属特低孔、特低渗储层；孔喉结构复杂，属中孔、微-细喉道。地露压差小，凝析油含量高，极易发生反凝析伤害及井筒积液。如何科学、合理的确定单井合理产量，既满足天然气开发需求，又有效防止井筒积液显得十分重要。本文综合运用无阻流量、采气指数法、临界携液流量法和数值模拟法确定单井合理产量。通过优化气井配产，延长气井稳产期，提高单井开发效益。

气田；气井；合理配产；龙凤山

龙凤山凝析气藏位于吉林省长岭县境内，构造位置位于长岭断陷北正镇断阶带龙凤山圈闭。主力含气层位营城组四砂组，目前龙凤山凝析气藏北201区块完钻井7口，其中直井6口，水平井1口，试气井4口，短期试采井1口。由于目前投产气井较少，对气藏的认识程度不高，而且低渗致密高含凝析油凝析气藏在国内外也没有成型的开发经验可供借鉴。为科学、合理地开发好气藏，开展了合理配产技术研究。

1 无阻流量法

首先，根据气井产能测试资料确定试气无阻流量，然后，将试气无阻流量按60%的比例折算为试采无阻流量，气井稳定开采时的合理产量为试采无阻流量的1/5～1/6[1]。

以龙凤山气田北201井区A井为例，该井于2014年10月31日至11月20日进行了4个工作制度回压试井，测试数据见表1，测试过程中，气量按由小到大的顺序，由于6mm油嘴生产时，井底流压未到达稳定状态，因此，产能分析时去除该点。经过数据处理后，得到该井二项式产能方程为：ΔΨ=0.078qg+8.767 43×10-7qg2，计算试气无阻流量为20.2×104m3，试采无阻流量为12.12×104m3，该井合理产量范围在2.02～2.42×104m3。

表1 A井回压法测试数据表

2 采气指数法

气井二项式产能方程为[2]：

在直角坐标中作压力平方差与产量的关系曲线，当产量较小时，压力平方差与产量近似于一条直线，即产量随着生产压差的增大而线性增加；当产量增大到某一极限值后，生产压差随产量的变化不再呈线性关系，而是高于直线，这时气井表现出明显的非达西流效应。如果气井的配产超过了极限值，那么生产过程中就有部分压力降需用于克服非达西流效应，显然能量利用不够合理。极限值所对应的压差即为目前地层压力下的合理生产压差，所对应的产量为合理产量。据此可以确定龙凤山气田北201井区A井的初期最大合理产量为2.5×104m3（图1）。

图1 A井采气指示曲线

3 临界携液流量法

凝析气藏气井在生产过程中，随着地层流体的采出，井底压力降低，当井底压力低于露点压力时，将有凝析油析出，很可能造成气井井底积液，如果井底积液不能及时排出，将影响气井的产量甚至造成气井停产。因此，在确定气井产量时，必须考虑气井携液问题。

图2 CCE凝析液量拟合图

图3 CVD凝析液量拟合图

气井开始积液时井筒内气体的最低流速称为气井携液临界流速，对应的流量称为气井携液临界流量，可按下式计算[3]：

qcr-气井临界携液流量，104m3/d;ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3；σ-气液界面张力，N/m；A-油管截面积，m2；P-油管流压，MPa；T-油管流温，K、Z-P、T条件下的气体偏差因子

图4 A井不同配产时产气量预测曲线

图5 A井不同配产时产油量预测曲线

目前龙凤山凝析气藏北201井区主要油管尺寸为3.5''，油管内径为76mm，结合北201井区储层主要物性参数，根据上式计算龙凤山凝析气藏北201井区A井的携液临界流量1.845×104m3/d。为防止凝析油积聚在气井井底和近井区，A井配产应大于等于临界携液流量。

4 数值模拟法

根据龙凤山凝析气藏北201井区营Ⅳ砂组测井解释及取心研究成果，建立600×600×30m单井模型，孔隙度为6.76%，渗透率为0.99mD，含气饱和度为0.58。将CCE以及CVD实验数据输入Ecliipse软件的PVTi模块中，选取PR三参数状态方程[4]，调整状态方程相关参数，使方程计算结果与实际参数匹配。PVT拟合结果精度高，各指标计算结果能较好的拟合实验结果（图2~3）。

通过对单井不同配产，分析稳产时间以及预测期末采出程度，以确定合适的产量。以龙凤山凝析气藏北201井区A井为例，针对该井配产1.5×104m3、2×104m3、2.5×104m3和3×104m3，通过多组分数值模拟技术分别预测开采15年的单井产量及累产。预测结果表明，产气量在一定时间内稳定，产油量随反凝析发生而立刻递减；气井配产越高，稳产年限越短，油气采出程度越低（图4~5）。通过对比各项预测开发指标（表2），2.0×104m3/d配产方案较为合理。

表2 A井不同配产条件下预测指标对比

5 合理产量综合确定

从龙凤山凝析气藏北201井区现有的各种动静态资料出发，考虑稳产年限、生产携液要求、累积产气及产油量等因素，综合确定龙凤山气田北201井区A井的合理产量为2×104m3。后期该井试采动态进一步证实配产2×104m3较合理，初期该井配产3×104m3，试采101天，压降速度为0.008MPa/d，气油比由2 050 m3/m3上升到2 700m3/m3；试采产量降至2×104m3，试采120天，压降速度为0.006 7MPa/d，气油比逐渐趋于稳定。

6 结论

1）运用无阻流量、采气指数法、临界携液流量法和数值模拟法，考虑稳产年限，生产携液要求、累积产气及产油量等因素，综合确定龙凤山凝析气藏北201井区单井合理配产为2×104m3。通过与气井生产实际相比，与实际情况相符。

2）针对低渗致密高含油凝析气藏，提出了气井配产的综合配产方法，该方法考虑了合理利用气藏自身能量、气井的非达西效应、气体流速要能携带出天然气中的凝析油、气井具有一定的稳产年限。该方法为气田提供了较为合理的配产方法。

参考文献:

[1] 郭立波，王新海，李治平等.LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整[J].油气田地面工程，2010，29 （3）：18～19.

[2] 庄蕙农，气藏动态描述和试井[M].北京:石油工业出版社，2004

[3] 郭平，刘武，气井连续携液模型比较研究[J].断块油气田，2002，9 （6）：39～41

[4] 袁士义，凝析气藏高效开发理论与实践[M].北京：石油工业出版社，2003.

Reasonable production of wells in Longfengshan Condensate Gas Field

Li Yong gang Xu Ming jing

（1. Oil and gas development department，Northeast Oil & Gas Branch，Sinopec，Changchun 130062，Jilin，China ;2. Development Research Institute, Northeast Oil and Gas Branch, Sinopec Group, Changchun 130062 ）

Long Fengshan condensate gas reservoir is a controlled by the lithology and property of low permeability condensate gas reservoir, the reservoir has low porosity, low permeability reservoir. Pore structure is complex, belongs to the hole and micro - fine throat. the difference between Formation pressure and dew pressure is small, the content of condensate oil is high, reverse condensate damage and wellbore fluid easily happened. How to determinate of single well production scientific and reasonable, meeting the demand of natural gas development and preventing wellbore fluid effectively are very important. This article use open flow potential ,productivity index method, the critical flow rate method and the numerical simulation method to determine the reasonable single well production. By optimizing the gas well proration and prolong the gas well production plateau, improve the efficiency of the single well development.

Longfengshan Gas Field; gas well; reasonable production

P618.13

A

1006-0995（2016）03-0398-03

10.3969/j.issn.1006-0995.2016.03.010

2015-11-01

李永刚（1975-），男，湖北人，硕士，高级工程师，现从事油气田开发工作