低渗产水气井间歇开采制度研究

作者：邓雄(西南石油大学石油工程学院，四JII成都610500)
王飞，梁政，张梁(西南石油大学石油天然气装备教育部重点实验室，四川成都610500)
[关键词]低渗气井；排水采气；间歇开采制度；制度优化
[中图分类号]TE375[文献标识码]A[文章编号]1000—9752(2010)06—0158—04

摘要

对于低渗气井，一方面，由于产层渗透率低，产量低，采用常规连续排水采气工艺和制度优化工作难以达到理想的排水采气效果；另一方面，低渗气井连续开采过程中，井口气嘴难以达到临界流生产状态，气井产能和携液能力受到干线外输压力的影响较大，特别是对于没有增压设备，依靠井网本身的压力外输的气田。为此，结合我国低渗气井生产实际，根据低渗气井的压力变化规律，系统建立地层产能和压力下降和恢复模型，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，对低渗气井的潜力发挥、提高排水采气效果和最终采收率，以及增强气田管网气外输能力具有非常重要的指导意义。

随着我国对天然气能源需求量的不断增大，常规天然气井的产量和储采比却显示出日益降低的趋势，而非常规天然气井(如低渗、特低渗气井、浅层气等)被认为是最有希望的能源补充口]。我国低渗气藏的储量占天然气总储量的8O%左右，具有广阔的开发前景口^[2]。
目前，国内外的低渗气井一般采用衰竭式开采。随着气井的生产时间的增加，孔隙压力减小，地层有效应力增大，储层岩石发生变形，孑L隙体积缩小，孔隙结构发生变化，致使地层渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等参数相应减小^[3-5]。由于压力低、产量小，自身携液能力较弱，常规排水采气工艺基本不能适应，更换小油管及液氮助排具有阶段性效果，但效果难以持久，且费用较高。部分气井因积液减产、停产，地层仍然还有部分可采储量，若开采不出来，是对储量的浪费，也是对勘探投资的浪费。当前，国内外较为成熟的解决井筒及井底积液的方法包括抽子抽吸、机抽、潜水泵、柱塞排液、氮气助排、水力喷射等，多年的实践说明，这些工艺措施应用环境和配套要求高，有些作业违背地层渗流规律，造成地层激动，伤害产层，并导致地层垮塌、出砂等复杂情况，而且实施排液作业需要动用专用装备和专业队伍，措施费用较高。因此，现行排水采气工艺对于低渗小产量积液气井是不适宜的。
为此，对于低渗低产的油气井，为了达到理想的开采效果，从事能源开发的_丁作者们根据实际情况进行了一系列的努力和探索。对于低渗、低产油井，间歇开采制度的提为石油、天然气的开采提供了新的生产方式，针对目前油田生产中大量存在的低压、低渗、低产油井，间歇开采的生产方式为提高油井的经济效益就提供了有效的方法。对于气井，在生产中进行了一些探索，尚未形成间歇开采的理论。为此，笔者针对低渗气井的实际，建立间歇开采制度优化模型，为低渗气井的科学开采奠定理论基础。

1 间歇开采过程

低渗气井间歇开采过程中压力和产能变化如图1所示。开井初期，气井井筒(油管和环空)的压缩气体弹性释放，井口压降较快，井口瞬时流量较高，时间较短，然后压力下降速度降低并趋于稳定。开井生产过程中，随着井筒压力降低，井底流动压力逐渐下降，生产压差逐渐增大，地层产能逐渐增大，随着近井地带压力释放结束，地层产能将逐渐下降。当井口压力和产能下降到一定低限值时，关井恢复压力，地层产量继续降低，直到井筒底端压力与地层静压平衡，地层产量接近于零，当井口压力恢复到一定值时，再次开井生产。

2 数学模型的建立

为了模型建立方便，考虑低渗气井的实际情况，作如下假设： ①气藏为封闭气藏，压力扰动完全波及到边界；②地层渗流为不稳定渗流；③每次开关井状态保持不变；④忽略每次关井前井筒存储天然气的影响；⑤为了管理方便，假设每天开关井次数为1、2或3次。

2.1流入动态

天然气从地层的孔隙或裂隙流入井内，其流动状态相当复杂，流体流线互相交错，且渗流速度有加大的趋势，因而破坏了线性渗流规律，即产量与压力平方差为非线性关系。此时，通过对产能回压试井资料分析，得到气井的流入动态方程^[10,11]：

q_sc = c(p_r² - p_wf²) ⁿ ---(1)

式中，q_sc为气井产能，10⁴m³／d；p_r为地层静压，MPa；p_wf为井底流压，MPa；c为产气指数，c值大小与气藏产层的渗透率、厚度、天然气粘度、井底干净程度等密切相关，10⁴m³/d·(MPa)^-2n；n为渗流指数，线性渗流时，n=1；多相渗流时，n< 1。

2.2开井过程
对于渗透率低的产层，井底渗流规律满足不稳定渗流过程，开井生产过程中，井底流压随时间不断减小，开井生产t时的流压变化公式^【12】。为：

式中，p_sc为标准工况对应压力，0.101325MPa；Ti为原始地层条件下天然气的温度，K；μ_i为原始地层条件下地层流体粘度，mPa·s；Z_i为原始地层条件下天然气压缩因子，无量纲；K为地层渗透率，μm²；h为地层厚度，m；T_sc为标准工况对应的温度，K；Z_i为标准工况下天然气压缩因子，无量纲；η为地层导压系数，m²/s。；t为气井达到稳定状态的生产时间，s；y为天然气相对密度，无量纲；r_w为井筒半径，m；S_a为气井的视表皮因子，无纲量，与气井的流量有关，从试井曲线直线段的延长线上，确定出开井1000s对应的井底流压的平方p_wf²(1000s)，可以得出气井的视表皮因子^[12]为：

联合开井生产井底流压变化关系式(式(2))和流人动态方程(式(1))，得到开井期间产量q_sc1与开井生产时间之问的关系为：

式中，q_sc1为开井期问的产能，10⁴m³/d。

2.3关井过程
当气井关井后，在井底仍然有天然气流人井，此时，井底的流动压力不断恢复，这个阶段被称作压力恢复阶段。对于低渗气井一般不是以定产量生产，而是以多个不同的产量生产，此时采用的生产时间应采用等效生产时间。Horner给出了在关井t时的流压变化的近似公式^[13,14]：

式中，T₀为开井时间，S。根据气井的流入动态方程(式(1))和Homer方程(式(5))得到关井期间地层流量q_sc与关井时问t的关系为：

式中，q_sc2为关井期问的地层流量，10⁴m³/d。

2.4间歇开采生产制度优化模型建立设每次间歇开采产气量为Q，每天间歇开采次数为i，间歇开采1个周期为T，开井生产时间为T₀，关井压力恢复时间为T_s，目标函数为总产气量为最大，即：

式中，Q_e为气体冲蚀标准状态下的临界流量^[15]，10⁴m³/d；Q_q为泡沫排水采气条件下临界携液流量^[16]，10⁴m³/d；Q_plan为计划产量，10⁴m³/d；△p为合理生产压差^[16]，MPa；T为间歇开采周期，分别为8、12、24h，对应每天开关井次数i为3、2、1次。

3 模型求解及应用

3.1模型求解
由制度优化模型式(7)～式(12)可以看出，间歇开采模型中的井底流压、间歇开采时间、气井产能等参数之间相互联系、相互耦合，难以直接得到具体的解析表达式；结合数值计算分析方法可以求出开井生产时间和关井恢复压力时间以及不同间歇开采制度下的产气量，从而确定间歇开采制度的最优工作制度。假设每次开井压力为稳定P_wf0，具体求解步骤如下：
①气井基本参数(井身结构、天然气性质、储层物性等)准备。
②流入动态预测。对于低渗气井，由于地层压力恢复缓慢，难以用稳定关井求取地层静压，因此应用不关井稳定试井法^[11]进行流人动态预测。
③给定开关井制度。
④假设初始开井时间为T₀₁，则关井时间为T—T_w01。
⑤计算开井时段的产能q_sc1和关井前压力P_wf1
⑥计算关井时段的产能q_sc2和开井前压力P_wf2
⑦开关井前后的工况分析。如果开井前压力P_wf2小于P_wf0，则减小开井时间；反之则延长开井时间，并返回步骤⑤计算，直到每次开关井的压力趋于一致。
⑧如果气井的生产压差大于合理生产压差，则调整开关井工作制度，返回步骤④计算。
⑨对比各种开关井制度下的气井产能，结合约束条件，选定最优间歇开采方案。
3.2应用实例
以胜利油田鲁明天然气公司的盐6井进行分析和应用，该井气层中部深度为940.2m，生产层位为明化镇组，孔隙度为6.3%，产层渗透率为0.269×10^-3μm²，含气饱和度为67%，原始地层压力为8.6MPa，当前油压为1.7MPa，套压为2.OMPa，平均产气量为0.13×10⁴m³/d，产液约1.Om³/d。根据该井的不稳定试井资料，利用所提出的理论和编制的程序，得出了不同间歇开采制度的设计计算结果(如表1所示)。根据制度优化设计结果，结合该井的生产情况及外输管网的压力波动规律，最终确定该井每天间歇开采2次。为了让制度具有良好的现场操作性(与巡井制度和用气时段相结合)，确定每天6：00开井4h至10：00关井，18：O0开井生产4h到22：00点关井，同时配套泡沫排水采气措施，平均产量达到了1800m³/d以上，整个间歇开采的过程能很好地协调衔接，即能够及时排出自由水防止井底积液，增强管网的外输能力，同时在一定程度上达到了稳产甚至增产的效果。

4结语

结合低渗气井的实际，建立了间歇开采的理论方法和模型，编制了相应的计算程序，通过实际模拟分析，即保证了气井的稳产，又达到了排液的效果，解决了以往低渗透气井采用排水采气工艺技术难以达到稳定生产和及时排出井底积液的难题，为低渗气井及产水较少的低渗浅层气井的稳定生产提供了一条有效的途径。

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[作者简介]邓雄(1972一)，男，1995年西南石油大学毕业，讲师，博士生，现主要从事油气田开发和储运工程方面的科研和教学工作。