底水对松南火山岩气藏采收率影响研究

康晓凤

(中国石化东北油气分公司,长春 130062)

0 引言

松南气田营城组火山岩气藏为高含CO2气田,随着气藏压力的下降和底水的侵入,气水矛盾日益凸显,见水井数、产水量和水气比逐年上升,严重影响气藏的产量和最终采收率。控水治水是目前气藏开发的重点工作。气井见水后,地层中两相渗流,气相相对渗透率降低,渗流阻力增加,气井产能方程发生变化,绝对无阻流量降低[1-2]。因此需要考虑产水影响,建立新的产能方程。产水气井产水量过大,可能会出现井底积液[3-4],对产水气井,气量低于临界携液流量或达到经济极限产量,气井不能正常生产。目前常用的临界携液流量计算方法多在Turner模型基础上进行修正[3,5-8]。水平井斜井段临界携液流量计算模型主要有液滴模型[3,5,7-8]和液膜[9]模型。松南营城组火山岩气藏具有高温、高压和高含CO2的特性,气井多为大斜度井,现有模型未考虑这些因素的综合影响。该文优选出适合松南营城组火山岩气藏见水后产能预测的方法,建立了适用于酸性火山岩气藏大斜度井的临界携液流量计算模型,研究了底水对废弃地层压力和气藏最终采收率的影响。

1 底水气藏产能预测方法优选

松南底水火山岩气藏为高含CO2的酸性气藏。目前,气藏生产井27口,其中81%气井见地层水。气井见水后,渗流阻力增加,产能降低,日产气量下降明显。利用现有数据快速简便确定见水后气井产能至关重要,对生产制度确定及推算地层压力等均具有一定指导意义。目前常用的产能计算方法有很多,该文主要应用7种方法[1-2,10-16]计算了松南底水火山岩气藏气井不同水气比下的产能,并对产能预测方法的精度进行了评价,以期优选出能够适用于该气藏的产能计算方法。

采用7种方法计算不同气井绝对无阻流量结果见表1。

表1 各种方法绝对无阻流量计算结果Table 1 Calculation results of absolute open flow potential by various methods

1)通过对比发现,直接利用陈元千一点法(方法1)计算气井绝对无阻流量,平均相对误差最大,主要是因为不同地区不同气井一点法系数均不同,松南地区17井次二项式产能方程实测一点法系数为0.019～0.970。

2)平均一点法系数计算气井产能(方法2),虽然部分井计算精度有所改善,相对误差平均下降了16.35个百分点,但也有一些井计算结果与实测结果偏差较大,如YP9井第一次绝对无阻流量计算相对误差甚至达到了324.34%。

3)水气质量比修正一点法(方法3)平均相对误差为24.05%,对于该气藏进行过回压测试,但当年未开展静压测试的气井可以应用该方法计算绝对无阻流量。

4)压力修正二项式法(方法4)不适用于该气藏,当气井产水量大以及水气比高时尤为不适用,主要因为该方法未考虑产水对二项式系数的影响。

5)压力产气量修正二项式法(方法5)及压力产气量和水气质量比修正二项式法(方法6)计算精度明显提高,平均相对误差分别为10.04%和9.56%。对于该气藏进行过回压测试,且当年开展了静压和流压测试的气井,当水气比小于1 m3/104m3时,应用方法5计算气井绝对无阻流量;当水气比大于1 m3/104m3时,应用方法6。

6)2015年以后部署的调整井多未开展过回压测试,如果当年对于该类气井开展了静压和流压测试,可应用Qg/QAOF与pr/pwf关系式法(方法7)预测气井产能。

2 大斜度井临界携液流量模型修正

在气液两相流动过程中,只有环雾流才能近似使井筒中的全部液滴完全携带出来,随着气井产水量增加,积液风险增加,严重时甚至导致水淹停喷。松南火山岩气藏目前已有3口井发生过5次水淹。准确计算气井临界携液流量是气井积液诊断的重要基础,也为气井产水治理、工作制度优化及废弃产量确定提供指导依据。

松南火山岩气藏96%的气井均为水平井,在30°～50°时,临界携液流量达到最大值[3,17-18]。目前直井临界携液流量计算模型主要以Turner模型为基础进行修正,Belfroid模型将Turner模型增加了井斜角相关公式(式(1)),使修正模型适用于井斜角为0°～85°的大斜度井。

(1)

式中:qc为临界携液流量,×104m3/d;σ为气液界面张力,N/m;ρl和ρg分别为液体和气体密度,kg/m3;θ为井斜角,(°);A为油管内部横截面积,m2;p为计算点压力,MPa;Z为气体压缩因子;T为温度,K。

图1所示为深度、井斜角和油管内径对临界携液流量的影响。

图1 深度、井斜角和油管内径对临界携液流量的影响Fig.1 Influence of depth, deviation angle and tubing inside diameter on critical liquid carrying capacity

根据松南火山岩气藏实际生产情况,设计CO2含量为4%～52%,水气比为1～70 m3/104m3,基本涵盖了不同火山机构、不同生产时间CO2含量和水气比范围,临界携液流量计算结果如图2所示。随着CO2含量升高,气体密度增加,临界携液流量下降,两者呈线性负相关。当水气比为5 m3/104m3时,CO2含量从4%增加到52%,气井临界携液流量从5.98×104m3/d下降到4.70×104m3/d。当CO2含量保持不变(28%)时,气井临界携液流量随着水气比的增加而增加,且呈二次曲线递增关系,当水气比从1 m3/104m3增加到70 m3/104m3时,气井临界携液流量从4.79×104m3/d增加到9.41×104m3/d。水气比主要通过影响流体在井筒中的流态、持液率和两相摩阻系数,进而影响气井压力计算,最终影响气井临界携液流量计算。

图2 CO2含量和水气比对临界携液流量的影响Fig.2 Influence of CO2 content and water gas ratio on critical liquid carrying capacity

综合考虑深度、井斜角、油管内径、CO2含量和水气比对气井临界携液流量的影响,结合气藏内16口气井58井次流压梯度测试结果,当流压梯度大于0.3 MPa/100 m时,气井发生积液。对Belfroid模型进行修正,建立适用于松南底水火山岩气藏的临界携液流量计算模型,实现了气井全井段临界携液流量的计算。计算结果与流压梯度实测结果对比如图3所示,可以看出,有98.2%的气井积液判断情况与实测相符。

图3 气井积液情况计算结果与实测结果对比Fig.3 Comparison between calculation results and measured results of liquid loading for gas wells

3 底水对地层压力和采收率影响研究

松南火山岩气藏处于开发中后期,目前地层压力已下降到原始地层压力的约30%,气井平均油压只有2.7 MPa,所有气井均增压生产,通过降低回压,放大生产压差,提高气井产量和气藏采收率。根据松南火山岩气藏生产实际,设定回压为5～1 MPa,水气比为1～70 m3/104m3,研究回压和水气比变化对废弃地层压力和采收率的影响。首先根据气井回压和水气比,计算气井临界携液流量,并通过与气井经济极限产量对比,确定气井废弃产量;然后通过井筒两相管流模型B-B模型计算废弃井底流压,再根据考虑产水影响后的产能方程计算废弃地层压力;最后结合气藏压降曲线,确定气藏可采储量和采收率。

图4所示为不同井废弃地层压力随水气比的变化情况。可以看出,废弃地层压力与水气比呈现较好的线性相关关系,当水气比增加时,废弃地层压力不断增加。当回压为4 MPa时,YP1井水气比从1 m3/104m3增加到70 m3/104m3时,废弃地层压力从8.61 MPa增加到35.99 MPa。对于不同气井,当水气比相同时,废弃地层压力相差不多,例如当回压为4 MPa、水气比为30 m3/104m3时,YP1井、YP3井、YP10井、YP6井、YP8井和YP9井的废弃地层压力分别为17.15 MPa,15.99 MPa,16.39 MPa,15.88 MPa,16.23 MPa和16.30 MPa,极差为1.17,方差为0.17。因此,选取各井废弃地层压力的平均值确定气藏废弃地层压力。

图4 不同井废弃地层压力随水气比变化情况Fig.4 Change of abandoned formation pressure with water gas ratio in different wells

对于同一口井(YP1井),不同回压废弃地层压力随水气比变化情况如图5所示。当水气比为30 m3/104m3时,回压从5 MPa下降到1 MPa时,废弃地层压力从19.19 MPa下降到11.99 MPa。回压每降低1 MPa,废弃地层压力降低2 MPa。

图5 YP1井不同回压废弃地层压力随水气比变化情况Fig.5 Change of abandoned formation pressure with water gas ratio under different back pressures in well YP1

根据废弃地层压力计算结果,结合气藏压降曲线,确定气藏可采储量和采收率,计算结果见表2。压缩机进口压力为5 MPa时,水气比为5 m3/104m3,废弃地层压力为10.3 MPa,气藏最终采收率为54%;进一步降低压缩机进口压力到1 MPa,废弃地层压力为5.2 MPa,采收率可提高到66%。若气藏产水量持续增加,则水气比不断上升,采收率会降低,当水气比达到30 m3/104m3时,采收率降低到51%。由此可见,控制气藏产水可有效提高气藏采收率。

表2 不同回压和水气比下气藏采收率计算结果Table 2 The calculation results of gas reservoir recovery under different back pressure and water gas ratio

根据不同气井产水情况及水侵机理,划分3种类型气井,分别提出针对性治理对策。一类井为高产气、低产水井(水气比<1 m3/104m3),目前仍未见地层水,或处于见水初期,该类井“保”持工作制度温度,以延长高产井高产期;同时密切监测产出水,发现见水趋势,及时调整工作制度。二类井为中产气、中产水井(1 m3/104m3<水气比<10 m3/104m3,或日产气>4×104m3),该类井保持合理工作制度,“控”制底水均匀抬升。三类井为低产气、高产水井(水气比>10 m3/104m3,或日产气<4×104m3),该类井目前均已积液,其中2口井依靠天然能力已无法生产,需采用间歇气举方式生产;该类井应密切观察生产数据变化,做好定期“排”液工作,延长气井带水采气期,并适时开展电潜泵排水采气工作。

4 结论

1)优选了适用于松南底水火山岩气藏产能预测方法。压力产气量和水气质量比修正二项式法精度最高,水气质量比修正一点法、压力产气量修正二项式法和Qg/QAOF与pr/pwf关系式法精度次之,可分别用于不同条件下计算气井产能。陈元千一点法、平均一点法系数法和压力修正二项式法不适用于该气藏。

2)松南火山岩气藏临界携液流量主要受深度、井斜角、油管内径、CO2含量和水气比影响。综合考虑多因素影响,建立适用于该气藏的临界携液流量模型可知,有98.2%的气井积液判断情况与实测相符。目前气藏内5口气井存在积液情况,产水量过大,水气比高,存在水淹风险。

3)废弃地层压力及采收率受回压和水气比影响。当回压降低时,气井产水量增加,废弃地层压力增大,气藏采收率降低。水气比为5 m3/104m3时,回压降低至4 MPa,废弃地层压力下降5.1 MPa,采收率增加11个百分点;回压为1 MPa时,水气比从5 m3/104m3增加到30 m3/104m3,废弃地层压力增加6.5 MPa,气藏采收率下降15个百分点。