应用数值模拟研究间歇井生产制度——以苏里格气田南区上古生界气藏为例

张海波 黄有根 陈红飞 杨海飞 刘 倩 刘姣姣

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油长庆油田公司长北作业分公司

苏里格气田南区（以下简称苏南）隶属于苏里格气田，属于典型的“三低”即低孔、低渗、低丰度气田[1-3]，区内发育上古生界、下古生界两套含气层系。上古生界气藏主要发育盒8、山1+2砂岩气藏，目前气藏具有单井产量低，动用程度差，低产间歇气井井数逐年增多等特点[4]，气藏稳产形势严峻。合理的间歇生产制度能够有效提高气井采收率[5]。吴晓东等[6]应用模糊优选方法确定间歇生产期的合理工作制度。邓雄等[7]建立了低渗产水气井间歇开采理论方法与模型，确定合理的开关井制度，确保低渗低产气井的合理开采和科学管理。苏里格南区上古生界气藏（以下简称苏南上古气藏）目前生产中大量井采用间歇开采的生产方式，而目前的研究，尚不能有效指导间歇开采精细管理制度的制定。为此，针对苏南上古气藏气井的实际情况，分类建立气井间歇开采制度数值模型，优化气井间歇生产制度，为气井的精细管理提供指导，为气田的稳产提供技术支持，并为低产间歇采气井的合理开关井制度研究提供新的思路。

1 储层及人工压裂缝参数确定方法

建立单井数值模型一般需要网格物性参数、流体参数、相渗数据、气井原始地层压力、饱和度参数、生产动态数据等。静态参数通过研究区地质认识成果，结合试井解释成果来确定。

由于苏南上古气藏缺少不稳定测试资料，无法通过试井解释手段获取准确的地层信息。文中基于气井长期生产数据，在解释过程中用“流量重整压力”代替井底流压进行分析，得到裂缝半长、导流能力和储层有效渗透率等。通过变换可以得到与试井分析形态相似的重整压力和压力导数曲线[8]。

将流量重整拟压力、拟压力对应的导数，与物质平衡时间的关系绘制在双对数坐标图中，利用试井分析理论对其进行分析。

计算流量重整压力需要采集流量和流压数据，其定义为：

式中RNP表示流量重整压力，104MPa·d/m3；Δp表示生产压差，MPa；pi表示原始地层压力，MPa；pwf表示井底流压，MPa；q表示天然气产量，103m3/d。

式（1）中气体压力采用拟压力形式表示，得到流量重整拟压力表达式为：

式中RNm(P)表示流量重整拟压力，10－4MPa2·d/[m3·(mPa·s)]；Δm(p)、m(pi)、m(pwf)表示拟生产压差、原始地层拟压力、井底拟压力，MPa2、(mPa·s)。

引入物质平衡拟时间[9]，其定义为：

式中te表示物质平衡拟时间，d；μi、μ表示原始地层压力下的天然气黏度、天然气黏度，mPa·s；(Cg)i、Cg表示原始地层压力下的天然气压缩系数、天然气压缩系数，MPa－1；q(t)表示天然气产量，104m3/d。

将重整拟压力对物质平衡拟时间的自然对数求导：

储层参数及人工压裂缝参数确定步骤：

1）根据测井解释结果，输入初始储层孔、渗参数；

2）调整储层及裂缝参数，拟合流量重整压力数据；

3）结合同区块已知数据，综合分析气井储层和人工压裂缝参数的合理性。

2 间歇生产气井数值模型建立

依据苏南上古气藏气井的实际生产动态资料，统计间歇生产下渗透率和地层压力的变化规律，以此为基础建立单井数值模型，进而开展间歇生产制度优化研究。数值模型基本参数确定步骤如下。

1）整理各类型气井储层及人工压裂缝参数

应用前述气井储层及人工压裂缝参数确定方法，对苏南上古气藏102口直井进行生产动态拟合，确定单井储层及人工压裂缝参数。按照气井动态分类标准[10]，Ⅰ类井无阻流量大于10×104m3/d，产气量大于1.5×104m3/d；Ⅱ类井无阻流量（4～10）×104m3/d，产气量（0.6～1.5）×104m3/d；Ⅲ类井无阻流量小于4×104m3/d，产气量小于0.6×104m3/d。统计不同类型气井平均的储层和人工压裂缝参数，为数值模型建立奠定基础（表1）。

表1 单井模型储层参数表

图1 间歇生产下渗透率和地层压力散点图

3）基于各类型气井平均的储层和人工压裂缝参数，分别建立单井数值模型，开展间歇生产制度优化研究。

3 间歇生产制度优化研究

苏南上古气藏气井采用定压生产模式，该模式下间歇气井生产制度主要研究气井开关井时间比例及生产时间间隔。基于现场实际气井的间歇生产制度（表3），对不同类型气井按照不同生产制度进行预测，评价气井累计产气量变化，优选最优方案。初始状态下预测气井生产1 000 d，目前状态下（稳产3 a后）预测气井生产500 d。

表2 间歇生产下渗透率及地层压力变化统计表

3.1 等时长生产制度优化

利用以上建立的单井数值模型，分别对初始状态和目前状态进行6种等时长间歇生产制度（表3）优化研究[10]。

由初始状态、目前状态模拟等时长时间间隔与累计产气量关系曲线（图2、图3）可知，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井均表现出当时间间隔大于30 d时，累计产气（图4）可知，Ⅰ、Ⅱ类井当开关井时间比大于0.5时累计产气量开始下降；Ⅲ类井开关井时间比大于1.0时，累计产气量开始下降。因此，在初始状态下，依据气井累计产气量最大为优选原则，确定Ⅰ、Ⅱ类井间歇生产时，最优的开关井时间比为例0.5，Ⅲ类井最优的开关井时间比为例1.0。

由目前状态不等时长时间间隔与累计产气量图（图5）可知，Ⅰ、Ⅱ类井开关井时间比例大于0.5时，量开始下降的趋势。因此，依据气井累计产气量最大为优选原则，确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井等时长间歇生产时，最优时间间隔为30 d。

3.2 不等时长生产制度优化

不等时长生产制度即开关井时间比例研究，分初始状态和目前状态分别进行不等时长间歇生产优化研究，设计5种不等时长间歇生产制度优化方案[11]（表 4）。

由初始状态不等时长时间间隔与累计产气量图累计产气量开始下降；Ⅲ类井开关井时间比例大于1时，累计产气量开始下降。因此，目前状态下，Ⅰ、Ⅱ类井最优开关井时间比例为0.5，Ⅲ类井最优开关井时间比例为1.0。

通过以上研究确定，苏南上古气藏间歇井最优的工作制度为：

表3 等时长间歇生产优化方案

图2 初始状态等时长时间间隔与累计产气量图

图3 目前状态等时长时间间隔与累计产气量图

表4 不等时长间歇生产优化方案

图4 初始状态不等时长时间间隔与累计产气量图

图5 目前状态不等时长时间间隔与累计产气量图

1）采用不等时长间歇生产制度时，在一个开关井周期（30 d）内，Ⅰ、Ⅱ类井间歇生产开关井时间比例为0.5，Ⅲ类井间歇生产开关井时间比例为1.0。

2）采用等时长间歇生产制度时，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井初始状态和目前状态间歇生产开关井时间均为30 d。

4 应用实例

苏南A井2014年12月投产，生产层位为盒8、山1段，试气无阻流量为7.1×104m3/d，气井定井口压力生产，依据动态分类标准该井为Ⅱ类气井。2015年6月开始出现气井产能较低，油套压差增大特征，2015年10月开展间歇生产，根据本文研究结果，处于初始状态的Ⅱ类气井，合理开关井时间比例0.5，考虑该井压力恢复程度，确定气井按照开井生产2 d，关井恢复4 d间歇制度生产（图6）。

通过对苏南A井间歇制度调整前后生产分析，气井产气量由0.7×104m3/d上升至1.0×104m3/d稳定生产，有水气井“带液生产井”的生产制度制约因素更为复杂，油套压差明显减小，与2015年底相比日产气量提高0.3×104m3/d。因此，研究结果能够有效指导苏南上古气藏气井间歇生产，提高气井产量。

图6 苏南A井间歇生产曲线图

5 结论

1）基于气井数值模拟研究，确定苏里格南区上古气藏间歇气井合理的工作制度为：Ⅰ、Ⅱ类井间歇生产开关井时间比例为0.5，Ⅲ类井间歇生产开关井时间比例为1.0，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井初始状态和目前状态间间歇生产开关井时间间隔为30 d。

2）苏南A井实例应用结果表明，苏里格南区上古气藏间歇气井合理制度的研究结论准确，能够有效提高气井产气量、开井时率，提高气井产气量。

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