异常高压气井L16井合理配产初探

周际春，段永刚，伍东超，罗 刚

（1．中国石油西南油气田分公司川西北气矿，四川绵阳 621700；2．西南石油大学，四川成都 610500）

异常高压气井埋藏深、储层致密，渗透率和孔隙度一般都较低，且非均质性严重，在开发过程中面临诸多难题[1-2]。随着常规油气藏采出程度的增加，非常规油气藏的开发越来越突显其重要地位。因此，做好异常高压气藏的试采和开发工作，对今后开发此类气藏将起到指导作用。

L16井是四川盆地西北部的一口探井，完钻井深5988 m，钻探目的是主探二叠系栖霞组、茅口组和吴家坪组，兼探飞仙关组的含油气情况。该井目前主产层段为飞仙关组，是此区块飞仙关组层段的发现井。L16井飞仙关组气藏原始地层压力 98.35 MPa，压力系数1.89，属异常高压气藏；地层温度为124.21 ℃，地温梯度为2.19 ℃/100 m，属常温气藏；平均孔隙度 3%，平均渗透率为 0.189×10-3μm2；该气藏属于典型的异常高压、低孔低渗、海相碳酸盐岩气藏[3]。对于此类气藏的开发，目前国内开采历史尚短，经验不足，因此，开展对异常高压气井试采期合理配产的研究是必要的。

1 试采动态分析

L16井于2007年11月17日完钻，测试产量15.50×104m3/d，完井时一点法计算其无阻流量21.89×104m3/d。该井于2009年9月投产，通过1年多的试采，表现出以下几点特征：①试采阶段产气量、产水量基本稳定，油压、套压呈明显下降趋势；②储层有明显的低渗透特征，压力、产量达到稳定需要的时间较长；③投产立即见水，水气比稳定，地层水侵入、产出平衡。

气井在提产幅度不大的情况下，压力下降明显；当产量高于7.00×104m3/d时，生产不能稳定，压力和产量同步下降，反映了地层的供给能力有限，表现出明显的低渗透储层特征。

2 气井产能评价

为了准确制定气井合理的生产制度，对于气井产能的认识就显得尤为重要[4-8]。

2.1 非稳态产能预测法

L16井试采期研究基础资料非常不足，在没有试井资料的情况下，选用非稳态产能预测法。该方法是利用生产动态资料，直接拟合井口或井底产量方式来确定模型参数，不需要常规试井方法获取资料，可实现气井产能预测和生产动态预测[9]。

根据L16井地质条件，其非稳态产能分析模型确定为：井筒存储（表皮）+ 均质 + 圆形（封闭），其解释模型计算结果如表1所示。从双对数压力拟合曲线来看，投产初期阶段，气井处于不稳定生产状态（图1），压力产量波动较大，拟合的油压、套压差别较大，随着气井生产的逐渐趋于稳定，拟合曲线能够反映压力变化过程。从Blasingame双对数诊断曲线上可以看出，曲线并没有进入拟稳定流动的下降直线段阶段（图2），反映了L16井储层非均质性较强，且基质渗流能力较低，压力波并未传递到气藏边界，随着开采时间的增加，其波及范围将进一步增大。

表1 L16井解释模型计算结果

图1 双对数压力拟合曲线

图2 Blasingame双对数诊断曲线

利用非稳态方法计算该井随时间变化的无阻流量曲线（图 3），曲线反映无阻流量下降速率较快。投产初期，该井无阻流量约为10.40×104m3/d，与完井时一点法无阻流量21.89×104m3/d相比，产能降低了52.49%；2010年6月，其无阻流量降约为8.00×104m3。利用非稳态产能预测法，计算出气井动态储量约为1.43×108m3，但计算结果没考虑异常高压气藏的压力变化特殊情况，因此，此结果仅供参考。

2.2 常规产能计算方法

为了使预测的产能更可靠，以及检验非稳态产能预测方法的准确性，2010年6月对L16井进行了不关井稳定试井。根据测试的数据，得到了指数式产能方程为：

式中：Qg为产气量，104m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为流动压力，MPa。

利用式（1）计算其无阻流量为6.27×104m3/d。得到二项式产能方程为：

图3 计算无阻流量曲线

利用式（2）计算其无阻流量为6.29×104m3/d。

三个工作制度下一点法无阻流量计算结果如表2所示，与试井解释结果十分接近，证明利用试井资料的常规产能计算结果更为可靠。

利用产能方程反算原始地层状态下无阻流量为7.30×104m3/d，与完井时一点法无阻流量21.89×104m3/d相比，气井的产能降低了66.65%。

表2 一点法计算无阻流量对比

3 合理产量确定

L16井生产早期，常规产能方程计算出的无阻流量与一点法计算出的无阻流量都约为 6.30×104m3/d，利用非稳态方法分析2010年6月气井的无阻流量约为8.00×104m3/d。常规产能分析方法是利用气井稳定试井资料进行计算，但L16井试井过程中各个生产制度测试点均未完全达到稳定状态，L16井飞仙关组为低渗透气藏，且近井地带的渗流特征复杂，很难准确预测压力的稳定时间，测点资料未达到完全稳定状态，不能完全代表气井目前真实产能情况。非稳态分析方法以渗流理论为基础，耦合井筒流动模型以及地层渗流模型对气井历史生产动态进行拟合，通过调整拟合程度来确定储层参数，计算气井产能和动态储量，其准确度取决于合理储层模型的认识和选择以及储层参数的调节。因此，这两种计算方法均存在一定的偏差。

根据实际生产情况及临界携液流量计算结果（井口压力 15.00 MPa，临界携液流量 3.60×104m3/d），为使气井井筒不积液，该井在生产早期产量为4.00×104m3/d，稳定生产至2011年4月，压力突然上涨，比上涨前高82.00 MPa，表现出明显的能量补给特征。套压最高承压为80.00 MPa，进行工艺改造后，气井复产。之后L16井生产稳定情况较好，2018年底，产气量2.60×104m3/d，累产气1.24×108m3。从气井生产史看来，早期配产 4.0×104m3/d制度合理，在生产初期保证了气井的稳定生产（图3）。

图3 L16井采气曲线

4 结论与认识

（1）对于异常高压气井的早期产能评价，常规产能分析方法和非稳态分析方法均存在一定误差，但能够对配产起参考作用。

（2）两种方法计算L16井初期产能，比完井时一点法无阻流量均下降了50%以上，非稳态产能预测法不及常规试井方法准确，但也反映了气井产能的大幅下降，能起到定性评价作用。

（3）结合产能评价结果、实际生产情况及临界携液流量，制定 L16井早期合理产量约为4.0×104m3/d，该配产制度合理，保证了气井早期的稳定生产。

（4）基于上述研究，建议对异常高压气井早期配产，应积极开展试井工作，目前尚未找到能够代替常规试井更准确的产能评价方法；在实际生产中，要密切跟踪分析气井生产动态，实施压力、产量监测，以及时获取生产资料，用以分析气井动态特征。