崖城13-1氣田提高采收率技術(shù)研究與實(shí)踐*

張 輝 楊 柳 洪楚僑 王雯娟 陳 健

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田提高采收率技術(shù)研究與實(shí)踐*

張 輝 楊 柳 洪楚僑 王雯娟 陳 健

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田是南海西部海域投產(chǎn)的第一個(gè)氣田。針對(duì)該氣田動(dòng)靜儲(chǔ)量差異大、見水明顯、壓力下降快等問題，通過綜合分析影響氣藏采收率的主要因素，提出考慮儲(chǔ)量動(dòng)靜比的影響，對(duì)水驅(qū)氣藏采收率標(biāo)定方法進(jìn)行了改進(jìn)，利用改進(jìn)后的方法計(jì)算得崖城13-1氣田標(biāo)定采收率為79%。為了達(dá)到氣田的標(biāo)定采收率，結(jié)合崖城13-1氣田開發(fā)實(shí)踐提出了提高氣藏采收率的主要措施：補(bǔ)孔提高單井產(chǎn)能，增加儲(chǔ)量動(dòng)用程度；完善開發(fā)井網(wǎng)，擴(kuò)大儲(chǔ)量動(dòng)用范圍；采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強(qiáng)度；適時(shí)降低氣井井口壓力，延長(zhǎng)氣井生產(chǎn)周期。上述措施實(shí)施后取得了較好的效果，既保持了氣田穩(wěn)產(chǎn)，又改善了氣田開發(fā)效果，為海上其他水驅(qū)砂巖氣藏開發(fā)提供了經(jīng)驗(yàn)借鑒。

崖城13-1氣田；水驅(qū)氣藏；采收率標(biāo)定；方法改進(jìn)；技術(shù)措施；實(shí)施效果

崖城13-1氣田是南海西部海域投產(chǎn)的第一個(gè)氣田。該氣田斷層多、構(gòu)造復(fù)雜，具有弱邊水等特征，經(jīng)過20年的開發(fā)，取得了豐富的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料和研究認(rèn)識(shí)。針對(duì)氣田生產(chǎn)過程中表現(xiàn)出的氣藏動(dòng)靜儲(chǔ)量差異大、壓力下降快、氣田見水明顯等問題，結(jié)合采收率影響因素分析，以可靠的采收率標(biāo)定結(jié)果為預(yù)期目標(biāo)，從開發(fā)因素角度實(shí)施各類有效措施從而保持氣田穩(wěn)產(chǎn)并達(dá)到預(yù)期標(biāo)定的采收率。研究結(jié)果可為其他類似氣田的開發(fā)提供借鑒。

1 氣田概況

1.1 地質(zhì)油藏概況

崖城13-1氣田位于瓊東南盆地西部，為一披覆半背斜構(gòu)造，主要儲(chǔ)層為漸新統(tǒng)陵水組三段(簡(jiǎn)稱陵三段)潮控辮狀河三角洲砂巖，次要儲(chǔ)層為漸新統(tǒng)陵水組二段(簡(jiǎn)稱陵二段)及中新統(tǒng)三亞組WA砂體。陵三段測(cè)井解釋產(chǎn)層平均孔隙度12.9%，平均滲透率370 mD，平均含氣飽和度67.9%；陵二段平均孔隙度8.6%，平均滲透率19.8 mD，平均含氣飽和度52.6%；三亞組WA砂體平均孔隙度14.0%，平均滲透率1 362 mD，平均含氣飽和度91%。崖城13-1氣田屬正常的溫壓系統(tǒng)，地溫梯度約為4 ℃/100 m，陵三段氣藏中深(3 810 m)溫度176 ℃，壓力系數(shù)1.03。天然氣組分中甲烷占85.12%，C2+占5.36%，CO2占8.33%，天然氣相對(duì)密度0.684。

1.2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征

崖城13-1氣田于1996年投產(chǎn)，經(jīng)過20年的開發(fā)表現(xiàn)為如下生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征。

1) 氣田初期生產(chǎn)穩(wěn)定，日產(chǎn)氣量在1 000萬m3左右；2011年進(jìn)入開發(fā)遞減期，呈指數(shù)遞減規(guī)律，年遞減率30%左右；截至2015年底，采出程度為67%。

2) 氣田動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量在不同區(qū)塊差異較大。2014年測(cè)壓資料計(jì)算全氣田動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為635.78億m3，陵三段北塊、三亞組WA砂體儲(chǔ)量動(dòng)用程度為85%；陵三段南塊儲(chǔ)量動(dòng)用程度為27.1%～68.0%。

3) 氣田連通性在平面上存在分塊性。生產(chǎn)壓降及歷次測(cè)壓資料表明，氣田北塊各井壓降一致、連通性好，但南塊不同區(qū)塊下降程度不同；縱向上流動(dòng)單元間存在泥巖隔層和夾層。

4) 水氣比逐漸上升。從1996年投產(chǎn)初期的0.11 m3/萬m3上升至目前的1.81 m3/萬m3，目前已有9口生產(chǎn)井出現(xiàn)地層水侵入(圖1)。

5) 氣田壓力下降明顯。氣田投產(chǎn)初期壓力系數(shù)為1.03，目前陵三段主體區(qū)壓力系數(shù)僅為0.12，部分生產(chǎn)井受水體侵入影響，面臨停噴的風(fēng)險(xiǎn)。

圖1 崖城13-1氣田生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curve of YC13-1 gas field

2 采收率標(biāo)定

2.1 水驅(qū)氣藏采收率標(biāo)定方法改進(jìn)

目前氣藏采收率研究方法比較多，實(shí)際應(yīng)用中主要有經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、類比法、數(shù)值模擬法和物質(zhì)平衡法，且各種方法的適用條件、使用范圍各有不同[1-4]。針對(duì)崖城13-1氣田開發(fā)情況，經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和類比法不再適用；數(shù)值模擬法雖然考慮因素比較全面，但是受到模型準(zhǔn)確程度的影響比較大，通常結(jié)果偏樂觀；物質(zhì)平衡法適用于采出程度大于10%的穩(wěn)產(chǎn)期或者遞減期，要求有可靠的壓力資料及原始的物性參數(shù)資料，計(jì)算結(jié)果可靠。因此,對(duì)崖城13-1氣田的采收率標(biāo)定采用物質(zhì)平衡法。

根據(jù)陳元千[5]于1991年提出的確定水驅(qū)氣藏采收率的方法，同時(shí)考慮廢棄地層壓力、巖石-束縛水的彈性膨脹、綜合波及體積系數(shù)和水淹區(qū)殘余氣飽和度等因素的影響，水驅(qū)氣藏的采收率可簡(jiǎn)化表示為

(1)

對(duì)于實(shí)際氣藏而言，因?yàn)榭紫督Y(jié)構(gòu)的原因總會(huì)有一部分儲(chǔ)量無法流動(dòng)，因此將靜態(tài)法計(jì)算的儲(chǔ)量作為基礎(chǔ)來求取的采收率是不合理的[6]，只有通過利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料計(jì)算的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量才能參與流動(dòng)，因此在實(shí)際氣藏采收率標(biāo)定過程中應(yīng)該考慮儲(chǔ)量動(dòng)靜比的影響，即式(1)可改進(jìn)為

(2)

2.2 采收率計(jì)算結(jié)果

式(2)中較難確定的關(guān)鍵參數(shù)殘余氣飽和度可以由實(shí)驗(yàn)來測(cè)定。通過崖城13-1氣田20塊巖心單向自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果(排除個(gè)別異常點(diǎn))發(fā)現(xiàn)，該氣田的原始含氣飽和度與殘余氣飽和度的關(guān)系如圖2所示。崖城13-1氣田原始含氣飽和度Sgi=71.3%，因此由圖2中擬合公式可得殘余氣飽和度Sgr=32.7%。

Stoian等[7]于1966年提出的水驅(qū)氣藏體積波及系數(shù)的計(jì)算公式為

圖2 崖城13-1氣田原始含氣飽和度與殘余氣飽和度的關(guān)系Fig.2 Relationship between initial gas saturation and residual gas saturation in YC13-1 gas field

(3)

根據(jù)式(3)利用產(chǎn)水量、壓力等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)可以計(jì)算水侵量，再根據(jù)水侵量計(jì)算結(jié)果，無因次廢棄壓力(pa/Za)/(pi/Zi)=0.1對(duì)應(yīng)臨界攜液流量時(shí)的體積波及系數(shù)Ev=0.754。

崖城13-1氣田經(jīng)過多年的開發(fā)已經(jīng)處于擬穩(wěn)態(tài)，動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量基本保持穩(wěn)定，因此通過壓降法并利用目前累產(chǎn)量和壓力等數(shù)據(jù)，計(jì)算崖城13-1氣田儲(chǔ)量動(dòng)靜比Rd=0.84。將上述參數(shù)代入式(2)，計(jì)算崖城13-1氣田采收率為79%。

3 提高采收率技術(shù)措施及實(shí)施效果

為了達(dá)到崖城13-1氣田的標(biāo)定采收率，針對(duì)該氣田生產(chǎn)過程中表現(xiàn)出來的動(dòng)態(tài)特征，根據(jù)水驅(qū)氣藏采收率影響因素的機(jī)理，參考國內(nèi)氣田開發(fā)過程中提高采收率的成功經(jīng)驗(yàn)[8-11]，提出了如下4種提高采收率的主要措施，并取得了較好的實(shí)施效果。

3.1 補(bǔ)孔提高單井產(chǎn)能，增加氣田儲(chǔ)量動(dòng)用程度

崖城13-1氣田開發(fā)早期6口生產(chǎn)井生產(chǎn)情況良好，但這6口生產(chǎn)井僅不同程度地射開陵三段氣藏上部氣層。后經(jīng)生產(chǎn)資料分析，認(rèn)為氣藏縱向上的連通性較差，故于1998年對(duì)A1、A4、A5井下部地層進(jìn)行了補(bǔ)射孔作業(yè)。補(bǔ)孔實(shí)施后，A1、A4、A5井壓力梯度測(cè)試表明井筒壓力明顯上升，其中A1井井底壓力上升了1.77 MPa，A4井上升了0.68 MPa，A5上升了2.76 MPa。如圖3所示，A5井補(bǔ)射孔作業(yè)后產(chǎn)能增加，表明產(chǎn)層下部?jī)?chǔ)量得到了充分動(dòng)用。

圖3 崖城13-1氣田A5井補(bǔ)孔前后IPR曲線對(duì)比Fig.3 Contrast of IPR curves before and after perforation in Well A5 of YC13-1 gas field

3.2 完善開發(fā)井網(wǎng)，擴(kuò)大儲(chǔ)量動(dòng)用范圍

崖城13-1氣田投產(chǎn)初期6口生產(chǎn)井均分布在陵三段北塊，為了增加儲(chǔ)量動(dòng)用范圍，2001年12月分別在北2、南1、南2、南3塊的陵三段鉆探A7、A13、A14、A12井，在三亞組WA砂體鉆探A8井。這5口調(diào)整井鉆后初期產(chǎn)氣量在(200～280)萬m3/d，生產(chǎn)狀況良好，氣田南塊及三亞組的儲(chǔ)量得到了充分動(dòng)用，儲(chǔ)量動(dòng)用范圍擴(kuò)大到除了NT外的氣田全部范圍，動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量從491億m3增至657億m3(圖4)，開發(fā)井網(wǎng)相對(duì)完善。

圖4 崖城13-1氣田不同區(qū)塊動(dòng)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果Fig.4 Caculation results of dynamic reserves of different blocks in YC13-1 gas field

3.3 采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強(qiáng)度

針對(duì)崖城13-1氣田見水的情況，分別從控水、排水、降低水傷害等角度進(jìn)行綜合治水。通過對(duì)7口井實(shí)施治水措施后，合計(jì)增氣150.2萬m3/d(表1)。

A12井和A7井屬于見水嚴(yán)重，水淹關(guān)停的井。以A12井為例，該井出水原因?yàn)楣叹|(zhì)量差而發(fā)生水竄，主要采取堵水方案，擠水泥封堵老井眼，避開下部高壓水源，在上部開窗側(cè)鉆水平井A12Sah井，該井投產(chǎn)后初期配產(chǎn)35萬m3/d，目前生產(chǎn)穩(wěn)定。

A2、A3、A5井屬于見水有停噴風(fēng)險(xiǎn)的井，見水原因是邊水侵入,因此主要采用堵水+補(bǔ)孔措施。以A3井為例，通過生產(chǎn)測(cè)井測(cè)試，確定該井的出水層位，在出水層位上部進(jìn)行機(jī)械堵水作業(yè)，在砂體B2-2到B2-1之間下入橋塞，封堵下部A砂體的水，堵水作業(yè)順利。A3井堵水后效果明顯，Cl-濃度從堵水前的6 000 mg/L左右下降到堵水后100 mg/L左右，但堵水后產(chǎn)氣量沒有明顯的增加，壓力恢復(fù)解釋機(jī)械表皮為13.38，表明該測(cè)試層受污染較重。隨后對(duì)A3井進(jìn)行補(bǔ)孔，共59.4 m，補(bǔ)孔后氣井產(chǎn)量明顯增加，測(cè)試產(chǎn)量從措施前的33.5萬m3/d增加至措施后的68.6萬m3/d，且Cl-濃度保持在100 mg/L左右。

表1 崖城13-1氣田近年來綜合治水措施效果統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of flood comprehensive control measures effect of YC13-1 gas field in recent years

3.4 適時(shí)降低氣井井口壓力，延長(zhǎng)氣井的開采期

通過引入壓縮機(jī)降低井口流壓，延長(zhǎng)氣井生產(chǎn)壽命，提高生產(chǎn)時(shí)率，已經(jīng)成為氣田生產(chǎn)中后期提高采收率的有效措施之一。2012年8月崖城13-1平臺(tái)通過對(duì)壓縮機(jī)進(jìn)行改造，使壓縮機(jī)最低入口壓力由2.56 MPa降至2.07 MPa，后又降至1.38 MPa。測(cè)試氣田總外輸產(chǎn)氣量為532萬m3/d，較降壓前的474萬m3/d增加約58萬m3/d。單井測(cè)試中，在壓縮機(jī)壓力降至1.38 MPa時(shí)，除A12Sah井及A8井外，其余井產(chǎn)量均提高(3～6)萬m3/d，預(yù)測(cè)濕氣壓縮機(jī)入口壓力從目前的2.56 MPa分別降到1.38、0.69 MPa下氣田可累計(jì)增加可采儲(chǔ)量(12～17)億m3(圖5)，并可使由于井口壓力低無法進(jìn)入管匯的A14、A15井恢復(fù)生產(chǎn)，從而延長(zhǎng)了氣井的開采期，增加了累計(jì)產(chǎn)氣量。

圖5 崖城13-1氣田降壓生產(chǎn)前后產(chǎn)氣量對(duì)比Fig.5 Contrast of gas production before and after decompression in YC13-1 gas field

4 結(jié)論

1) 通過綜合考慮采收率的影響因素，特別是儲(chǔ)量動(dòng)靜比的影響，對(duì)水驅(qū)氣藏采收率標(biāo)定方法進(jìn)行了改進(jìn)。利用改進(jìn)后的方法，計(jì)算得崖城13-1氣田標(biāo)定采收率為79%，計(jì)算結(jié)果更加切合實(shí)際開發(fā)情況。

2) 為了達(dá)到崖城13-1氣田的標(biāo)定采收率，提出了4種提高采收率的主要措施：補(bǔ)射孔提高單井產(chǎn)能，增加氣田儲(chǔ)量動(dòng)用程度；完善開發(fā)井網(wǎng)，擴(kuò)大儲(chǔ)量動(dòng)用范圍；采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強(qiáng)度；適時(shí)降低氣井井口壓力，延長(zhǎng)氣井的生產(chǎn)周期。上述措施實(shí)施后取得了較好效果，既保持了氣田穩(wěn)產(chǎn)，又改善了氣田開發(fā)效果，為海上其他水驅(qū)砂巖氣藏開發(fā)提供了經(jīng)驗(yàn)借鑒。

符號(hào)注釋

ER—?dú)獠夭墒章?，f；

pa—?dú)獠貜U棄壓力，MPa；

pi—原始地層壓力，MPa；

Za—地層壓力下降到廢棄壓力時(shí)對(duì)應(yīng)的氣體偏差系數(shù)；

Zi—?dú)怏w原始偏差系數(shù)；

Ev—體積波及系數(shù)；

Sgr—?dú)堄鄽怙柡投?，f；

Sgi—原始含氣飽和度,f；

Rd—?jiǎng)屿o儲(chǔ)量比;

We—累計(jì)水侵量，萬m3;

Wp—累計(jì)產(chǎn)水量，萬m3；

Bw—水的體積系數(shù)；

Vp—孔隙體積，萬m3;

Swi—原始含水飽和度，f；

pR—平均地層壓力，MPa；

Z—天然氣偏差系數(shù)；

Ce—儲(chǔ)層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

Δp—地層壓降，MPa。

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(編輯：張喜林)

Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field

ZHANG Hui YANG Liu HONG Chuqiao WANG Wenjuan CHEN Jian

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

YC13-1 is the first gas field put into operation in western South China Sea.Aiming at the problems of large difference between dynamic and static reserves, water invasion and quick drop of pressure, by analyzing main factors affecting gas recovery and taking dynamic-static reserves ratio into consideration, one improved method of recovery calibration for water invasion gas reservoir is put forward, with which the calibrated recovery factor of YC13-1 gas field is 79%.Combined with field development practices, four improving gas recovery measures are proposed, including reperforation to increase the productivity of single well, improvement of development well pattern to enhance producing degree of reserves, adoption of comprehensive water control techniques to abate water flux, and reduction of wellhead pressure to extend production period.Field applications of these measures show good results as improving field development effects and keeping stable production, which may provide guidance for development of the similar gas fields.

YC13-1 gas field; water drive gas reservoir; recovery calibration; method improvement; technical measure; implementation effect

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項(xiàng)目“海上大型砂巖氣藏開發(fā)中后期綜合治理及開發(fā)策略研究(編號(hào)：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

張輝，男，高級(jí)工程師，2003年畢業(yè)于長(zhǎng)安大學(xué)資源學(xué)院資源勘查工程專業(yè)，從事油氣田早期評(píng)價(jià)、油氣田開發(fā)評(píng)價(jià)工作。E-mail:zhanghui4@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0083-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.012

張輝,楊柳,洪楚僑，等.崖城13-1氣田提高采收率技術(shù)研究與實(shí)踐[J].中國海上油氣，2017,29(1)：83-88.

ZHANG Hui,YANG Liu,HONG Chuqiao,et al.Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):83-88.

TE377

A

2016-07-25 改回日期：2016-09-20