临兴地区砂岩两层合采接替时机优选实验.

谢英刚，段长江，魏攀峰，孟尚志，高丽军

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457;2.中国石油大学(北京)，北京 102249; 3.中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

临兴地区砂岩两层合采接替时机优选实验.

谢英刚1，段长江1，魏攀峰2，孟尚志3，高丽军1

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457;2.中国石油大学(北京)，北京 102249; 3.中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

以临兴地区石盒子组2段和7段砂岩地层为目标，利用直径25mm岩心柱塞，根据现场测试资料控制柱塞温度、围压、柱塞出口压力，评价地层压力对砂岩两层合采产能的影响，为临兴地区砂岩两层合采接替时机的优选提供实验数据。研究表明，随H2段砂岩柱塞合采接替压力由14.98MPa降至9.58MPa，H2段与H7段柱塞单层干扰指数均先增后减，接替压力为12.05MPa时，两个砂岩单层干扰指数最高，分别达9.20%和14.54%。接替压力最大时，干扰程度最低。建议现场选择地层打开初期作为接替时机。

砂岩气；两层合采；地层压力；模拟实验；层间干扰

鄂尔多斯盆地临兴地区纵向发育多套砂岩地层，主力砂岩层段上石盒子组、下石盒子组平均有效厚度为10.3 m、11.8 m，现场已钻井试气结果表明地层压力14～16 MPa，均值接近15 MPa[1]。不同地层压力气层合采存在层间干扰导致产能下降[2]，能否通过控制砂岩合采接替时机，调整多个地层合采压力差值以降低层间干扰，不同学者从数值模拟和室内实验两个方面开展研究。

熊燕莉等运用数值试井方法分析四川盆地压力23～25 MPa、渗透率为0.14～13.44 mD的灰岩地层合采效果指出，合采地层压力差越小，层间干扰程度越低[3]。王都伟等利用多层气藏节点分析方法评价地层压力28～33 MPa低渗砂岩合采效果指出，地层压力差越小，高压地层对低压地层气流倒灌强度越低[4]。王渊建立的压力为26～27 MPa地层合采层间干扰系数计算公式指出，层间压力差越大，合采干扰系数越大[5]。向祖平等建立单井多层气藏双孔介质模型评价压力为19～20 MPa地层合采压力比值与合采效果关系指出，地层压力比值越小，低产气层受干扰程度越低[6]。胡勇等通过高低压(3～9 MPa)双气层物理模拟实验指出，地层压力差越大，产能干扰程度越高[7]。朱华银等利用相似实验方法模拟柴达木盆地渗透率为2～8000 mD、压力为20 MPa地层合采，指出产能干扰程度与地层压力差正相关[8]。

综上，不同学者研究认为，合采地层压力差越大，合采干扰程度越高，同时地层渗透率差异也是气层合采影响因素之一。但是这些成果集中于地层压力20 MPa、渗透率为0.01～10 mD的气层合采，而临兴地区石盒子组砂岩地层压力为15 MPa、地层渗透率为0.001～0.01 mD，都相对较低，运用现有数值分析模型和模拟实验方法评价临兴地区石盒子组砂岩地层合采接替时机选择存在偏颇。为此，利用现场钻取岩心柱塞，根据临兴地区现场试井资料设定模拟实验参数，评价地层压力对砂岩双层合采气体产能效果的影响，为临兴地区砂岩双层合采接替时机优选提供实验数据。

1 室内实验

以临兴地区石盒子组2段(H2段)和7段(H7段)砂岩为研究对象，利用实钻岩心柱塞模拟地层，通过并联两枚柱塞出口模拟现场砂岩地层两层合采。实验控制一枚柱塞压力环境稳定，另一枚砂岩柱塞入口压力初值逐渐下降以模拟不同接替时机下地层压力值。测定两层合采柱塞出口气体平均流速相对于单层单采柱塞气体平均流速的变化，评价地层压力差对临兴地区砂岩地层合采气体产能规律的影响。

1.1 实验原理

利用现场钻取直径25 mm岩心柱塞模拟两个层段砂岩地层。参考现场试井及测试资料，设定柱塞温度为45～47℃，柱塞围压为18～20 MPa、出口压力为7.2 MPa。以定体积(3 L)高压气瓶中压力自然衰减空气模拟地层远端能量衰减过程。实验测定空气压力连续衰减0.5 MPa单枚岩心柱塞出口气体流速变化，模拟现场单层单采。保持两枚砂岩柱塞温度、出口压力参数不变，并联两枚柱塞出口并接替总管线，模拟现场两层合采。记录高压气瓶压力15 MPa衰减为14.5 MPa时柱塞出口气体流速变化，模拟现场两层合采。以气体压力衰减0.5 MPa周期内气体平均流速表征地层气体产能，对比两层合采相对单层单采产能降幅。调整H2段砂岩柱塞接替高压气瓶初始压力逐渐降低，对比砂岩接替合采时机不同，两层合采相对单层分采气体产能变化。室内模拟实验使用北京力会澜博能源技术有限公司研制天然气储层多层合采产能模拟系统，系统原理图如图1。

图1 砂岩两层合采并联实验原理图Fig.1 Schematic diagram of sandstone two-layer combined mining experiment

1.2 实验方法

1.2.1 砂岩单层单采产能模拟实验

两枚砂岩柱塞参考GB/T 27192—2012(岩心分析方法)[9]完成清洗、烘干及抽真空，放入岩心夹持器中。参考现场试井、测试数据，控制柱塞温度为45～47℃，柱塞围压为18～20 MPa，柱塞出口压力为7.2 MPa。岩心柱塞入口接体积为3 L的高压气瓶，气瓶中充入空气至压力接近实际地层压力。打开岩心柱塞入口与高压气瓶阀门，记录高压气瓶压力衰减0.5 MPa范围时柱塞出口气体流速变化。

1.2.2 砂岩两层合采产能模拟实验

完成砂岩单层单采产能模拟实验后，并联两枚砂岩柱塞出口至总管线，控制两枚柱塞温度、出口压力等参数不变，测定高压气瓶压力由15 MPa衰减至14.5 MPa期间两枚柱塞出口气体流速变化。

1.2.3 地层压力影响砂岩合采效果评价实验

定义实验中H2段与H7段砂岩柱塞并联初始入口高压气瓶压力为合采接替压力。分别调整合采接替压力为14.98 MPa、13.46 MPa、12.05 MPa、10.53 MPa、9.08 MPa，在H7段柱塞入口压力稳定为15.25 MPa的条件下，重复砂岩单层单采产能模拟实验和两层合采产能模拟实验，记录两枚柱塞出口气体流速变化，以入口压力衰减0.5 MPa范围内气体平均流速表征地层产能。

2 实验数据处理

以砂岩柱塞入口压力初值14.98 MPa为例，对比单采与合采实验柱塞出口气体流速变化(图2)。

图2 砂岩柱塞单层及两层合采实验出口流量变化Fig.2 Flow of the outlet of single-layer and two-layer experiment of sand stone plunger

图2中，单采实验H2段与H7段砂岩柱塞出口气体流速均值分别为1344.26 mL/min、293.11 mL/min。合采实验两枚柱塞出口气体流速均值分别为1238.77 mL/min、275.94 mL/min，均低于单采实验。

对比H2段砂岩柱塞入口压力初值14.98 MPa、13.46 MPa、12.05 MPa、10.53 MPa、9.08 MPa，在出口压力稳定为5.44 MPa条件下，单采及与H7段砂岩柱塞并联合采时气体流速均值，(图3)。两层合采时H7段砂岩柱塞进出口压力分别保持15.45 MPa、3.95 MPa稳定不变。

图3中，H2段柱塞合采接替压力由14.98 MPa降至9.08 MPa时，H2段砂岩单层单采气体流速均值由1344.26 mL/min降至250.70 mL/min，下降了1093.56 mL/min。与H7段砂岩合采后，H2段柱塞气体流速均值由1238.77 mL/min降至231.40 mL/min，下降了1007.37 mL/min。与之并联的H7段砂岩柱塞出口气体平均流速由275.27 mL/min先降至250.00 mL/min，再升至258.00 mL/min，最大降幅为25.27 mL/min。

图3 砂岩柱塞单层及两层合采实验气体平均流速Fig.3 Average flow velocity of sandstone single-layer and two-layer mining experiment

3 实验数据分析与讨论

对比H2段砂岩合采接替压力不同，临兴地区两套砂岩单层单采实验和两层合采实验数据，分析地层压力影响临兴地区砂岩两层合采产能。

定义砂岩两层合采单层干扰指数为Do，即地层压力由15 MPa衰减至14.5 MPa期间，砂岩柱塞并联合采时气体流速均值相对单层单采气体流速均值的降幅，如公式1：

(1)

式中Qd——砂岩单层单采实验柱塞出口气体平均流速，mL/min；

Qs——砂岩两层合采实验柱塞出口气体平均流速，mL/min。

定义砂岩两层合采整体干扰指数为Da，即地层压力由15 MPa衰减至14.5 MPa时，两层合采实验总管线出口气体平均流速相对单层单采实验两枚柱塞出口气体平均流速之和的降幅，如公式2：

(2)

式中Qda——单层单采实验两枚柱塞出口气体平均流速之和，mL/min；

Qsa——两层合采实验总管线出口平均流速，mL/min。

对比H2段、H7段砂岩柱塞单层干扰指数、合采干扰指数随H2段合采接替压力变化(图4)。

图4 H2段柱塞单层干扰指数变化Fig.4 H2 segment plunger single-layer interference index changes

图4中，随着H2段砂岩柱塞合采接替压力由14.98 MPa降至9.58 MPa，H2段柱塞合采单层干扰指数先增后减，接替压力为12.05 MPa时，干扰指数最高达9.20%；接替压力为9.58 MPa时，干扰指数最低为7.70%，相比最高值降低1.50%。H7段柱塞单层干指数同样先升后降。最高值14.54%对应接替压力为12.05 MPa，最低值5.90%对应接替压力为14.98 MPa。H2段与H7段柱塞两层合采整体干扰指数先从7.71%升至10.78%，再降至9.91%，最大变化幅度2.20%。

由实验数据可知，临兴地区石盒子组H2段与H7段两层合采，H7段地层压力环境稳定时，随H2段砂岩合采接替压力降低，H2段与H7段砂岩气体干扰指数均先增后降。接替压力为12.05 MPa时，两个砂岩单层干扰指数最高，分别达9.20%和14.54%。为降低产能干扰，临兴地区石盒子组H2段与H7段砂岩两层合采时，应选择地层打开初期就开展两层合采。

4 结论与建议

(1)基于现场试井测试资料设定实验基本参数，以多个砂岩柱塞出口是否并联模拟现场气层单采以及两层合采两种模式的实验方法，实验参数接近现场实际，实验结果准确直观，实验操作便捷，方法可行。

(2)实验研究表明，临兴地区砂岩两层合采时，地层接替初始压力影响合采的产能干扰程度。合采接替压力最大时，干扰程度最低。建议现场选择地层压力最大时为合采时机。

(3)合采接替压力对产能干扰程度呈现先升后降的趋势，表明地层压力并非影响临兴地区砂岩合采产能效果的唯一因素，需要进一步从地层物性特征、井筒气体流动阻力等方面评价合采影响因素。

[1] 谢英刚,孟尚志,万欢,等.临兴地区煤系地层多类型天然气储层地质条件分析[J].煤炭科学技术,2015,49(9):71-75.

[2] P.C.Shah,J.B. Spath. Transient Wellbore Pressure and Flow Rates in a Commongled System with Different Layer Pressure[C], SPE25423, 1993.

[3] 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.

[4] 王都伟,王楚峰,孟尚志,等.低渗气藏多层合采可行性分析及产量预测研究[J].石油钻采工艺,2009,6(31):79-83.

[5] 王渊,何志雄,李嘉瑞,等.低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定[J].科学技术与工程,2012,12(34):9163-9166.

[6] 向祖平,曾焱,卜淘,等.低渗气藏多层合采技术界限图版法[J].大庆石油地质与开发,2012,8(31):88-92.

[7] 胡勇,李玺苗,万玉金,等.高低压双气层合采产气特征[J].天然气工业,2009,29(2):89-91.

[8] 朱华银,胡勇,李江涛,等.柴达木盆地涩北多层气藏合采物理模拟[J].石油学报,2013,8(34):136-142.

[9] GB/T27192—2012.岩心分析方法.北京:中国标准出版社,2013.

Experimental Optimization on Favorable Access Time in Dual Reservoirs Commingled Production of Sand Gas in Linxing Area

Xie Yinggang1， Duan Changjiang1， Wei Panfeng2， Meng Shangzhi3， Gao Lijun1

(1.EngineeringandTechnologyBranch,CNOOCEnergyTechnologyandServicesLimited,Tianjin300457,China; 2.ChinaUniversityofPetroleum-Beijing,Beijing102249,China; 3.ChinaUnitedCoalbedMethaneCo.,Ltd.,Beijing100011,China)

Aim at Shihezi Formation 2th section and 7th section sandstone formation in Lin Xing area, take experiment with the core plunger which the diameter is 25 mm. Based on the field test data, the plunger temperature, confining pressure and plunger outlet pressure were used to evaluate the formation pressure on the sandstone two-layer mining. The results were as follows: The effect of production capacity for the Linxing area sandstone two layers of mining success time to provide experimental data. The results show that the replacement pressure of the sand column with H2 is reduced from 14.98MPa to 9.58 MPa, and the single layer interference index of H2 and H7 is increased first and then decreased. When the replacement pressure is 12.05 MPa, the two sandstone monolayers The interference index was the highest, reaching 9.20% and 14.54% respectively. When the maximum pressure is taken, the degree of interference is the lowest. It is recommended to select the formation at the beginning of the formation as a successor.

tight sand gas； multiple zones commingled production； formation pressure； experimental simulation； interlamination interference

国家科技重大专项课题“三气”合采钻完井技术与储层保护(编号：2016ZX05066002-001)资助。

谢英刚(1977—)，男，辽宁昌图人，高级工程师，主要从事非常规油气勘探与开发方面科研工作。邮箱：xieyg2@cnooc.com.cn.

魏攀峰(1990—)，男，江苏南京人，博士研究生，主要从事非常规油气储层保护与产能评价方面科研工作。邮箱：wei.panfeng@163.com.

TE122

A