水平井在凝析氣藏開發(fā)中的適應(yīng)性分析

摘 要

摘要：對(duì)水平井開發(fā)凝析氣藏中的儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、凝析油含量及地露壓差的適應(yīng)性分析，以及數(shù)值模擬的結(jié)果表明：水平井通過改變油氣藏中的流動(dòng)條件，能實(shí)現(xiàn)小壓差下的大流量
摘要：對(duì)水平井開發(fā)凝析氣藏中的儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、凝析油含量及地露壓差的適應(yīng)性分析，以及數(shù)值模擬的結(jié)果表明：水平井通過改變油氣藏中的流動(dòng)條件，能實(shí)現(xiàn)小壓差下的大流量生產(chǎn)，降低邊底水錐進(jìn)的速度，較小的生產(chǎn)壓差，可以延緩儲(chǔ)層反凝析，從而使儲(chǔ)層包含更多的重組分，減緩了儲(chǔ)層氣田露點(diǎn)的升高，有利于提高凝析油采收率，有效地抑制了反凝析；水平井單井控制儲(chǔ)量大，較長(zhǎng)的水平段增加了井筒與儲(chǔ)層接觸面積，從而增加油氣井的產(chǎn)量，提高凝析油和凝析氣的采收率。對(duì)比分析某凝析氣藏水平井與直井的開發(fā)效果，在氣藏總體非均質(zhì)性不強(qiáng)的情況下，2口水平井的應(yīng)用效果較好，平均日產(chǎn)氣量大幅提高，表明水平井在凝析氣藏開發(fā)中具有很大的潛力。
關(guān)鍵詞：凝析油氣田；水平井；開發(fā)；反凝析；采收率；適應(yīng)性
    目前在油氣田開發(fā)中應(yīng)用較廣的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井主要有水平井、蛇曲井、大位移井、叢式井、多分支井和階梯式井等井型。其中多分支井從井眼軌跡又可劃分為：棧式分支水平井、音叉式分支水平井、鷗翅式分支水平井、魚骨式分支水平井等10種類型。
    復(fù)雜結(jié)構(gòu)井具有比直井更長(zhǎng)的完井層段，能夠產(chǎn)生較大的泄油區(qū)，可以改造斷塊型油氣藏的連通性，能夠有效抑制有底水或氣頂?shù)乃F或氣錐，具有水力造縫所不能達(dá)到的合理定向控制和長(zhǎng)度控制的優(yōu)勢(shì)。復(fù)雜結(jié)構(gòu)井實(shí)質(zhì)上并沒有改變油氣滲流機(jī)理，氣藏流體所遵循的滲流方程與直井一樣，只是流體流入條件發(fā)生了變化，由此改變了流場(chǎng)。復(fù)雜結(jié)構(gòu)井本身不能提供任何輔助能量以助開采，但它可以提高能量利用率[1～5]。
1 水平井開發(fā)凝析氣藏的適應(yīng)性分析
1.1 水平井適應(yīng)的儲(chǔ)層特征
1.1.1單因素的影響
1.1.1.1 氣層的有效厚度
    一般認(rèn)為氣層有效厚度應(yīng)大于6m。由于中靶后在油氣層中鉆進(jìn)有一定的上下波動(dòng)幅度，水平段井眼軌跡將很難控制在油氣層之內(nèi)，給鉆井帶來困難，另外，厚度小于6m的河流相沉積砂體，容易尖滅。
1.1.1.2 氣層各向異性系數(shù)(β)
    ，它描述了滲透率的方向性。對(duì)于直井，平面徑向流占主導(dǎo)，往往關(guān)心水平滲透率；對(duì)于水平井則是橢球滲流，既要考慮水平滲透率，又要考慮垂直滲透率。垂直滲透率太低，不利于水平井增產(chǎn)，根據(jù)國(guó)內(nèi)外水平井開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，口應(yīng)小于4。
1.1.1.3 氣層滲透率
    根據(jù)Joshi物理模型和國(guó)內(nèi)外水平井開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，氣層滲透率小于0.2mD效果不顯著，鉆水平井無意義。特低滲透儲(chǔ)層不適合鉆水平井，而應(yīng)采用直井壓裂方式開發(fā)。
1.1.1.4 供氣面積
    供氣面積較大，目的層分布穩(wěn)定，確保有一定的可采儲(chǔ)量。水平井開發(fā)的實(shí)例統(tǒng)計(jì)表明，水平井區(qū)單井供氣面積大于2.0km2，單井可采儲(chǔ)量不小于1.0×108m3。
1.1.2組合因素的影響
1.1.2.1 地層參數(shù)()小于100m
    對(duì)于水平井，既要關(guān)注儲(chǔ)層各向異性，又要關(guān)注儲(chǔ)層厚度，如果儲(chǔ)層各向異性程度高、厚度大，水平井增產(chǎn)效果就不明顯，采用直井開發(fā)比采用水平井開發(fā)效果會(huì)更好。該參數(shù)一是限制油氣層厚度不能太大(一般小于50m)。S.D.Joshi研究表明，油氣層厚度大于61m后，水平井與直井的產(chǎn)能指數(shù)比急劇變小；二是要求垂直滲透率不能太小。主要的目的是保證水平井的增產(chǎn)效果。
1.1.2.2 地層系數(shù)(K·h)大于20mD·m
   該參數(shù)要求儲(chǔ)層滲透率不能太小(一般應(yīng)大于1mD)，對(duì)比實(shí)驗(yàn)表明儲(chǔ)層滲透率小于1mD時(shí)，水平井增油效果僅與壓裂直井相當(dāng)。
1.2 非均質(zhì)性對(duì)水平井開發(fā)凝析氣藏的適應(yīng)性
   儲(chǔ)層各向異性是影響油氣藏滲流的重要因素，對(duì)于直井一般認(rèn)為其滲透率即有效滲透率就是地層的水平方向的滲透率，但是對(duì)于水平井而言，其有效滲透率則認(rèn)為是水平滲透率和垂直滲透率的函數(shù)，即水平滲透率和垂直滲透率都影響其產(chǎn)量。
    通過對(duì)水平井?dāng)M三維產(chǎn)能方程進(jìn)行離散得出了不同各向異性系數(shù)(水平滲透率與垂向滲透率比值的開方)下，水平井長(zhǎng)度和米采油指數(shù)的關(guān)系。
    圖1中最上面一條曲線代表垂向滲透率等于水平滲透率的均質(zhì)油藏。顯示了由于垂向滲透率的下降而造成的油井產(chǎn)能大幅下降。從圖1中可以看到，垂向滲透率越好水平井產(chǎn)量越高。如果必須在低滲透儲(chǔ)層鉆水平井，則應(yīng)當(dāng)通過水力壓裂來改造儲(chǔ)層的垂向滲透性。
 

    水平井垂向滲透率對(duì)產(chǎn)能的影響是非常顯著的，一般情況下，當(dāng)油層厚度增大時(shí)，垂向滲透率影響就越嚴(yán)重，這與垂直井的生產(chǎn)情況是不相同的。對(duì)水平井來說，垂向滲透率減小會(huì)引起垂向流動(dòng)阻力的增加和產(chǎn)量的下降，相反，如果垂向滲透率大于水平滲透率，則意味著垂向流動(dòng)阻力減小，產(chǎn)量增大。
    由于垂向和水平井滲透率不同造成的各向異性也在一定程度上反映了滲透率的非均質(zhì)。劉月田教授等人研究發(fā)現(xiàn)：井筒與最大滲透率方向的夾角越大及地層的各向異性越強(qiáng)，水平井的控制儲(chǔ)量和產(chǎn)能越大。水平井筒與最大滲透率方向垂直時(shí)，水平井產(chǎn)量最大。水平井產(chǎn)量隨水平滲透率與垂直滲透率比值的增大而增大。所以，滲透率各向異性比較大的油氣藏更適宜利用水平井來開采。
    對(duì)于凝析氣藏，由于泄油面積的增大，水平井可能產(chǎn)出更多的氣和凝析油，但也可能由于儲(chǔ)層巨厚而且垂向滲透率較低，導(dǎo)致氣和凝析油的產(chǎn)量較低。
    根據(jù)現(xiàn)代油藏工程計(jì)算，某凝析氣藏水平井和直井采氣量比值隨Kv/Kh值和水平段長(zhǎng)度的變化而變化(圖2)。當(dāng)Kv/Kh值為0.2、0.5和水平段長(zhǎng)度為500m的條件下，水平井和直井產(chǎn)氣量比值分別為3.6和4.2。由此可見滲透率非均質(zhì)影響水平井的增產(chǎn)效果。
 

1.3 凝析油含量對(duì)水平井開發(fā)凝析氣藏的適應(yīng)性
    建立一個(gè)長(zhǎng)4000m、寬2000m的氣藏理想數(shù)值模型。該模型縱向分8個(gè)小層，平面上X方向均勻地劃分為40個(gè)網(wǎng)格，Y方向劃分為20個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)為100m×100m，總網(wǎng)格數(shù)為40×20×8=6400。
    采用某氣藏地質(zhì)模型，流體參數(shù)和相滲曲線采用XJ4井的數(shù)據(jù)。在綜合考慮氣藏廢棄壓力和含水率的情況下，以2.5%的采氣速度進(jìn)行開采，從2000年模擬到氣藏達(dá)到廢棄的時(shí)間。在高凝析油含量(574g/m3，XJ4井流體)和低凝析油含量(250.99g/m3，XJ5井井流體)兩種情況下，對(duì)比水平井和直井開發(fā)凝析油累計(jì)產(chǎn)量、氣油比以及地層壓力的保持情況(圖3～5)。

1.3.1不同凝析油含量下水平井和直井開發(fā)凝析氣藏開發(fā)效果
    從圖3中可以看出：
    1) 無論是高凝油地層，還是低凝油地層，水平井的氣油比都比直井的氣油比低，這說明用水平井開發(fā)凝析氣藏可以減少凝析油損失，提高了凝析油采收率。
    2) 利用水平井開發(fā)可以延長(zhǎng)氣藏廢棄的時(shí)間，對(duì)于高凝油地層，大約5a，而低凝油氣藏僅可以延長(zhǎng)2～3a。
    3) 高凝油氣藏，利用水平井開發(fā)減少的凝析油量大于低凝油氣藏(兩條線之間的間隔)。
    4) 由于氣井定產(chǎn)氣量生產(chǎn)，在高于露點(diǎn)壓力時(shí)，地層中沒有凝析液析出，因此氣油比保持為穩(wěn)定的值。在井口分離時(shí)，低凝析油含量的氣井析出的凝析油含量少，因而氣油比比高凝析油含量氣井的氣油比大。壓力低于露點(diǎn)壓力，地層中開始有凝析油析出，氣油比開始上升。
1.3.2不同凝析油含量下的直井和水平井凝析油累計(jì)產(chǎn)出量
    從圖4中可以看出：
    1) 高凝析油含量的氣藏凝析油的累計(jì)產(chǎn)出量高于低凝析油含量氣藏。這是因?yàn)椋弘m然高凝析氣藏的凝析油損失較大，但畢竟其重組分含量高，因而會(huì)產(chǎn)出更多的凝析油，但是因?yàn)楦訃?yán)重的反凝析可能會(huì)導(dǎo)致其凝析油的采出程度低于低凝油氣藏。
    2) 無論是高凝油氣藏還是低凝油氣藏，用水平井開發(fā)的累計(jì)凝析油產(chǎn)量會(huì)大于直井產(chǎn)出的凝析油量。
    3) 對(duì)于高凝油氣藏，水平井提高凝析油累計(jì)產(chǎn)量程度大于低凝油，也就是說反凝析嚴(yán)重的氣藏更加適合水平井開發(fā)。水平井具有更大的泄油面積，產(chǎn)出同樣的量所需的生產(chǎn)壓差遠(yuǎn)小于直井，因而會(huì)抑制反凝析現(xiàn)象的發(fā)生。
1.3.3不同凝析油含量下的直井和水平井開發(fā)地層壓力保持情況
    從圖5中可以看出：
    1) 高凝析油含量的氣藏地層壓力下降較快，低凝析油含量的氣藏地層壓力保持情況良好。
    2) 采用水平井開發(fā)時(shí)，地層壓力下降較慢，提高了地層能量的利用率。
    3) 對(duì)于高凝析油含量的氣藏，水平井與直井對(duì)比，地層壓力降低更加緩慢，因而開發(fā)效果更好。
1.4 水平井與直井開發(fā)邊底水油氣藏效果對(duì)比
    對(duì)于同一個(gè)邊底水油藏，采用不同的井型邊底水推進(jìn)的速度是不一樣的。對(duì)于強(qiáng)底水情況，模擬了圓形地層中心1口直井或1口水平井的開采情況，其采出程度與含水率關(guān)系曲線見圖6。從圖中可以看出，水平井的無水開采期比直井的無水開采期長(zhǎng)得多，水平井的采出程度也比直井高。因此同等情況下，水平井的開發(fā)效果要好于直井的開發(fā)效果。

2 凝析氣藏水平井開發(fā)實(shí)例
    NX1H、NX2H水平井位于氣藏的中部，水平井段長(zhǎng)度為530m。凝析油含量189.7g/m3，最大反凝析液量為3.49%，為中含凝析油凝析氣藏。2口水平井生產(chǎn)穩(wěn)定，產(chǎn)能較高，位于構(gòu)造高部，含水低。
    NX1H水平井自2005年10月28日開始生產(chǎn)，到2009年2月28日已生產(chǎn)3年多時(shí)間，累計(jì)產(chǎn)油10.87×104t，累計(jì)產(chǎn)氣5.36×108m3，累計(jì)產(chǎn)水2264.6t，綜合氣油比5000m3/t，綜合含水率2.04%。截至2009年2月底，油壓33MPa，產(chǎn)氣50×104m3/d，產(chǎn)油100t/d，產(chǎn)水2.5t/d。PVT分析數(shù)據(jù)見表1。
表1 NX1H井PVT分析研究成果數(shù)據(jù)表
參數(shù)
分析值
參數(shù)
分析值
地層壓力/MPa
55.69
地層溫度/℃
130.1
露點(diǎn)壓力/MPa
53.66
臨界壓力/MPa
49.64
地露壓差/MPa
2.O3
臨界溫度/℃
-46.4
臨界凝析壓力/MPa
58.69
臨界凝析溫度/℃
309.6
露點(diǎn)體積系數(shù)/m3·m-3
0.00316
油罐油密度/g·cm-3
0.7824
露點(diǎn)壓力偏差系數(shù)
1.320
油罐油分子量
140
    NX2H井自投產(chǎn)以來日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)油量總體較高，氣油比穩(wěn)定。截至2009年2月底，油壓34MPa，產(chǎn)氣50×104m3/d，產(chǎn)油105t/d，產(chǎn)水2.5t/d，平均氣油比4900m3/t。自2005年8月6日投產(chǎn)到2009年2月28日，累計(jì)產(chǎn)氣5.82×108m3，累計(jì)產(chǎn)油11.66×104t，累計(jì)產(chǎn)水2405.4t，總體生產(chǎn)狀況穩(wěn)定。PVT分析數(shù)據(jù)見表2。
表2 NX2H井PVT分析研究成果數(shù)據(jù)表
參數(shù)
分析值
參數(shù)
分析值
地層壓力/MPa
56.33
地層溫度/℃
125.4
露點(diǎn)壓力/MPa
56.18
臨界壓力/MPa
49.37
地露壓差/MPa
0.15
臨界溫度/℃
-48.1
臨界凝析壓力/MPa
59.83
臨界凝析溫度/℃
320.4
露點(diǎn)體積系數(shù)/m3·m-3
3.1607
油罐油密度/g·cm-3
0.7973
露點(diǎn)壓力偏差系數(shù)
1.289
油罐油分子量
138.59
    與同一區(qū)塊的直井對(duì)比，水平井提高了天然氣和凝析油的產(chǎn)量。例如，NX3井比NX1H提前4a生產(chǎn)，才累計(jì)產(chǎn)氣4.9×108m3，累計(jì)產(chǎn)水2595.9t，累計(jì)產(chǎn)油10.96×104t。水平井氣油比的變化平穩(wěn)，凝析油含量基本上維持在200g/mL左右；而直井氣油比、凝析油含量變化幅度大，凝析油含量在170～300g/mL范圍內(nèi)變化。
3 結(jié)論
    1) 在凝析氣藏開發(fā)中，當(dāng)反凝析液產(chǎn)生時(shí)，儲(chǔ)層輕烴增多，使得儲(chǔ)層氣體露點(diǎn)壓力增加，進(jìn)一步減少了地露壓差，進(jìn)而影響開發(fā)效果。
    2) 水平井可以在較小壓差下生產(chǎn)。小壓差可以縮短反凝析區(qū)半徑，減少反凝析液量，使得相應(yīng)氣相滲透率減少緩慢。在氣藏開發(fā)早中期，有利于提高產(chǎn)能。在氣藏開發(fā)晚期，對(duì)應(yīng)一定的廢棄產(chǎn)量，有利于降低儲(chǔ)層廢棄壓力，從而提高氣藏采收率。同時(shí)，較小的生產(chǎn)壓差，可以延緩儲(chǔ)層反凝析，從而使儲(chǔ)層包含更多的重組分，減緩了儲(chǔ)層氣田露點(diǎn)的升高，有利于提高凝析油采收率。
    3) 對(duì)于同一邊底水油藏，水平井開發(fā)效果好于直井。
    4) 某凝析氣藏總體非均質(zhì)性不強(qiáng)，其中2口水平井的應(yīng)用效果較好，產(chǎn)氣量分別為50×104m3/d和49×104m3/d，這說明在邊水凝析氣藏中可以采用水平井開發(fā)，取得較好的生產(chǎn)效果。
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(本文作者：張?jiān)?中國(guó)石化西北油田分公司雅克拉采氣廠)