致密高压火山岩气藏合理生产压差研究

2024-02-18中国石化东北油气分公司勘探开发研究院邱一新

内江科技 2024年1期

◇中国石化东北油气分公司勘探开发研究院邱一新

致密高压气藏普遍存在应力敏感性，在开发和生产过程中，制定合理的生产压差、防止储层渗透率大幅度下降，对气井生产具有重要意义。本文归纳出气井合理生产压差制定原则，结合气藏实际情况，利用经验法、产能方程法和采气指示曲线法，研究出适用于C2井区的合理生产压差范围。本文为致密高压火山岩气藏合理生产压差和合理生产制度制定提供了数据和理论支撑。

C2井区位于松辽盆地中部长岭断陷查干花次凹东部斜坡带，储层渗透率主要介于0.01-0.1mD之间，有效储层孔隙度在5%左右，地层压力系数为1.51，属于低孔、致密、高压火山岩气藏。井区普遍存在井口压力和产气量下降速度快、产气量几乎无稳产期的问题，岩心应力敏感性实验结果显示，随着压差增大，渗透率损失率高达31.4%-67.4%，因此需要优化生产制度、制定合理的生产压差，为井区下一步开发、生产提供参考。

气井合理的生产压差应满足如下基本条件[1-5]：①生产压差小于出砂的临界生产压差，防止储层岩石结构倍破坏而出砂；②使产气量大于临界携液流量，防止井底积液；③延长无水采气期、防止底水锥进；④避免气井在生产过程中产生较大的非达西效应；⑤避免应力敏感引起的渗透率损失。

C2井区气井产水量较低、气液比稳定，气藏无边底水，因此在研究合理生产压差制度时，主要考虑储层物性和非达西渗流等影响，采用经验法、采气指示曲线法和产能方程法求取合理生产压差范围。

1 经验法

经验法求取合理生产压差的方法，就是借鉴其他气藏气井生产经验，总结取值类型和系数，计算出适用于目标气藏的合理压差范围，常用的经验法包括原始地层压力法和物性法[6]。

1.1 原始地层压力法

原始地层压力法是以原始地层压力的0.1-0.15倍作为合理生产压差范围[7-8]。C2井区C2井原始地层压力68.33MPa，计算合理生产压差范围为6.83-10.25MPa。

1.2 储层物性法

储层物性法是根据渗透率对储层进行分类，不同类型储层适用于不同合理生产压差范围，如表1所示，C2井区储层渗透率主要分布在0.01-0.1mD之间，属于一类储层，合理生产压差为4MPa。

表1 储层类型与合理生产压差

2 产能方程法

根据气井产能二项式产能方程，当产量已知时，可以求得对应的井底流压和生产压差[9]：

其中，Pe为地层压力，Pwf为井底流压，qsc为产气量，A为达西项系数，B为非达西项系数。

通过求取产能方程和无阻流量，确定合理产量，进而求取合理产量对应的井底流压和生产压差。

2.1 产能方程求取

C2井常规回压试井测试数据如表2所示，求得产能方程为：

表2 C2井常规回压试井测试数据

其中，Cw为校正系数。

根据产能方程，令井底流压Pwf为 0.101MPa，求得对应的qsc即为无阻流量，计算结果为7.5万方/天。

2.2 合理生产压差计算

确定气井无阻流量后，可根据经验配产法确定合理产量，进而确定井底流压和生产压差。对于生产初期的气井，按照无阻流量的1/6到1/5进行配产，对于生产中后期的气井，按照无阻流量的1/4到1/3进行配产，这个取值在使用时还会随着实际情况进行调整[10-11]。结合C2井区生产实际，按照无阻流量的25%到40%进行配产，即日产气为2到3.2万方/天，代入产能方程，计算得到对应的生产压差范围为2.5-6.5MPa。

3 采气指示曲线法

在气井生产过程中，当产气量较小时，主要是粘滞力起作用，表现为达西流动，气井产量和生产压差呈直线关系；随着气井产量升高，主要是惯性阻力起作用，表现为非达西流动，气井产量和生产压差呈非线性关系，此时井底附近会产生附加的压力降，增加额外能耗[11-13]。利用二项式产能方程，能够绘制生产压差和产量的关系曲线，如图1所示，偏离直线段的点对应的生产压差为10MPa，即合理的生产压差上限为10MPa，超过这个临界值，会产生非达西流动。