碳酸盐岩超高压气藏气井开采特征研究

赵真

摘要：碳酸盐岩超高压气藏气井的渗流与传统的气藏之间有很大区别，正确认识该气藏的开发原理，是科学、合理开发的关键。在开发碳酸盐岩超高压气藏气井的过程中，应实时掌握岩石的变形特征，并以此来确定渗透率以及储层孔隙度等随时可能会变的参数。基于储层出现断裂以及基质可能会发生变形等原因，通过碳酸盐岩超高压气藏数值模拟及气井渗流模型来完成开采动态特征的研究。

关键词：超高压气藏;双重介质;渗流机理;应力敏感;非达西;数学模型;动态预测

异常高压气藏是一种较为特殊的气藏，地层压力系数超过了1.3的分界线，而地层压力系数超过1.8的气藏被称为超高压气藏。目前，我国已发现的高压以及超高压气藏储量达到了惊人的8000×108 m3，塔里木盆地中包含的各种气田均属于超高压气藏，而中国石化在四川盆地勘察开发时发现的双庙以及中石油发现的河坝灯气藏均属于碳酸盐超高压气藏。超高压气藏与普通气藏的区别在于，超高压气藏的地层压力系数非常高，而且结构较为复杂，渗透性与常规的气藏不同，在开发过程中可能会出现岩石变形的情况，开发特征与传统的气藏有着很大的区别。因此，在研究气藏的敏感力以及渗流原理时，合理地建设储层中的渗流模型，对超高压气藏气井的开发有着重要的意义。

1 碳酸盐岩超高压气藏地质特征

由于碳酸盐岩储层的形势较为多元化，针对碳酸盐岩油藏进行分类也较为困难，特性的不同导致分类的体系也不同，主要将碳酸盐岩逐层分为6类，分别为碳酸盐岩砂、岩溶/裂缝碳酸盐岩、深海白垩岩/白垩质陆硼石灰岩、泥质白云岩、前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩、碳酸盐岩建造/骸晶堤。

第一大储层类型是岩溶/裂缝碳酸盐岩，在此油藏中，绝大部分的岩相都存在一定的岩溶作用或破裂的可能，这些因素对储层开采经济价值有着极其重要的影响。这种类型的储层大多基岩孔隙度和渗透率较低，没有岩溶作用或压裂作用，不能开发。岩溶/裂缝碳酸盐岩储层存在于许多不同的地质环境中，时代从晚寒武世到第三纪不等。

第二大储层类型是碳酸盐岩建造/孤立骸晶堤。此类型大多含有较为特殊的地质特征和良好的溶蚀孔隙，而且该类型的地层关系在油气圈团中起到重要作用。碳酸盐岩建造/孤立骸晶堤的出现与储存年代密切相关。

第三种主要储层类型为陆相硼斜坡碳酸盐砂，大部分保留了良好的原生粒间孔隙，但次生溶蚀孔隙通常出现在骨架堤中[1]。该类储层的性质和构造受原始沉积相控制。

2 超高压气藏岩石变形试验研究

在进行超高压气藏的地下研究中，压力的冲击甚至达到了111.0 MPa，为了使气藏开采任务按照计划完成，中国石化展开了调查研究，研制出一套可以在高压以及高温的环境下进行检测的装置。该装置与之前的装置相比，主要优化了以下3点：（1）持夹器采用性能更好的复合材料支撑，瓷材料可以在150.0 MPa的高压和200 ℃的高温环境下工作，同时其密封性得到了优化升级，采用了全新的密封设计，即使设备在恶劣的环境下工作，该装置也能保持较好的密封性。（2）套筒也采用了全新的材料进行设计，解决了普通材料在高压下的气体泄露问题，让设备即使在渗流速度极慢的情况下也可以进行准确定位。（3）该装置也新增了多种转接头，可以与任意设备进行连接。经过测试发现，该装备具有耐高温、耐高压、定位精准的优点，完全可以在超高压的环境中工作。

本研究主要通过变增压以及编孔方式来精准进行压力模拟试验，试验成功后再将设备正式投入实际工作中。此类试验方法可以模拟气藏从原始底层压力到废弃压力开发过程中储层的应力敏感性[2]。

3 超高压裂缝性应力敏感气藏数值研究方法

在碳酸盐岩超高压气藏开采中，随着地层压力的减小，岩石的渗透率以及孔隙度也会逐渐发生变化，而且碳酸盐岩超高压气藏中应力敏感性的表现断断续续，在第一次气田开采中，应力逐渐增大，而岩石的渗透率则会慢慢降低，当应力超过一定阶段后，渗透率才会逐渐平缓，表明渗透率在碳酸盐超高压气井工作中起到非常重要的作用。常规的气藏渗透性仅代表一个空间的函数，与开发时间和压力没有任何关系，岩石的压缩系数也更为成熟，而超高压气藏在开采过程中会受到各种因素的影响，因此在建立开采模型时，应注意这一点。

3.1 天然气高速非达西运动方程

多孔介质的渗透率在天然气中主要说明了井筒周围的渗流不符合达西流动规律，而是存在层流与湍流的迹象。目前，公认常用的气体渗流定律都是按照这个规律进行计算的[3]。现有的数值模拟主要通过二项式方程并通过井筒引入相关参数进行描述。然而，在气体高速流动的情况下，仅用二项式方程并不能描述渗流规律。

3.2 模型求解

超高压双介质气藏三维气水两相渗流数学模型是一个包含了气体黏度、渗透率、孔隙度等参数的非线性数学模型，考虑到参数均为压强的函数，应采用有限差分法求解。为了准确计算井底附近的压力分布，采用了不均匀网格进行微分计算，即网格离井孔越近，密度越大。微分方程为七对角非线性方程组，采用IMPES方法求解。在此数学模型的基础上，开发了考虑储层裂缝、基质变形以及高速非达西流动的碳酸盐岩超高压双介质气藏单井数值模拟程序。实践中，裂缝和基质渗透率、孔隙度随地层压力的变化可以直接使用室内岩心的裂缝应力敏感试验数据和矩阵，也可以应用试验数据回归公式裂缝前缘的渗透率变化指数公式分为3段，用指数公式拟合出基质渗透率的变化规律[4]。

4 碳酸盐岩超高压气藏气井开采特征研究

为了研究超高压碳酸盐岩气藏在开采过程中破裂裂缝和基质变形对气井生产动态特征的影响，利用川东北地区超高压气藏应力敏感试验数据，以双重介质气藏数值模拟变形技术的研究为基础，预测气井压力在气藏开发过程中发展指标的变化，如对气井生产动态特性的碳酸盐岩气藏超高压力進行了研究，并分析了碳酸盐岩裂缝变形对超高压气藏开发效果的影响，为超高压气藏的开发提供了依据。

4.1 地质模型的建立及历史拟合

根据勘察结果，针对气井实际情况建立地质模型，深度为4977.0～4983.6 m，天然气地质储量为12×108 m3，含气饱和度为90.00%。渗透率和孔隙度按照测试结果设定，基质孔隙度为3.32%～5.82%，渗透率为0.02×10﹣ 3～0.15×10﹣ 3 μm2;裂缝孔隙度为0.50%，渗透率为10×10﹣ 3 μm2。原始地层压力为111.1 MPa，地下温度为130 ℃，天然气的相对密度为0.565。根据所搭建的模型，对碳酸盐超高压气藏气井中的所有数据进行整合。由此看来，生产历史拟合的结果较好。

4.2 超高压气井的产量变化特征

在碳酸盐超高压气藏中，岩石变形对开发具有一定影响。在所有配产情况一致的情况下，岩石变形越严重，则气井越不稳定，稳产期越短，采收率会逐渐下降。建立岩石变形、气井不同产量配置条件下的开发指标预测曲线，随着气井产量的增加，稳产期的稳定生产和采收率会大幅度降低。例如，当气井配备20×104 m3/d产量时，稳产期可達8年，稳产末期采收率为44.50%;当气井配备60×104 m3/d产量时，稳产期仅为1年，稳产期结束时采收率为16.50%。

4.3 气井井底流压变化特征

在碳酸盐岩超高压气藏开发过程中，在相同条件下，若不考虑储层岩石变形的因素，井底流压会降低，而且下降速度会加快。考虑到岩石变形情况，如果气井配产过高，井底流压下降速度会先慢后快。因此，在开采初期，如果配产过高，岩石变形将严重影响生产的压差，进而影响开采工作的进度以及后期整体指标，因此，必须建立合适的配产来确保开发的整体效果。

4.4 地层压力的变化特征

在基本不受水侵影响的常规气藏中，地层压力与累积产气量的关系大部分为一条直线。与常规气藏不同的是，超高压气藏压力降曲线表现出上“冠”属性，初期下降缓慢，后期下降迅速;如果考虑岩石变形，曲线较凸，显示出相同的压降，超高压气藏的累积产气量要大于常压气藏[5]。研究表明，气井产量分配越高，岩石变形时地层压力下降得越快;在稳产期，地层压力几乎呈线性下降。

5 结语

在考虑储层裂缝和基质岩石变形的基础上，建立了碳酸盐岩气藏高速非达西渗流模型以及数据模型，并以此进行了生产动态研究，分析了碳酸盐岩超高压气藏气井的开采特征。

[参考文献]

[1]马健，杨永华，何颂根，等.川西超深海相碳酸盐岩超高压分段酸压技术实践[J].钻采工艺，2021（1）：57-60.

[2]张李，刘荣和，冷有恒，等.高压-超高压碳酸盐岩气藏渗流机理及开发特征—以阿姆河盆地M区为例[J].天然气工业，2020（3）：92-98.

[3]王卫红，刘传喜，刘华，等.超高压气藏渗流机理及气井生产动态特征[J].天然气地球科学，2015（4）：725-732.

[4]赖枫鹏，李治平，郭艳东，等.川东北碳酸盐岩气藏岩石渗透率变化试验[J].石油与天然气地质，2012（6）：932-937.

[5]郭艳东.碳酸盐岩超高压气藏数值模拟方法研究[D].北京：中国地质大学，2010.