底水氣藏大斜度井開(kāi)發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

張宇，鐘海全，李永臣，郭春秋，史海東

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；3.中國(guó)石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083）

底水氣藏大斜度井開(kāi)發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

張宇1，鐘海全2，李永臣3，郭春秋4，史海東4

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；3.中國(guó)石油煤層氣有限責(zé)任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083）

大斜度井開(kāi)發(fā)底水氣藏遇到的最大問(wèn)題就是底水錐進(jìn)。以數(shù)值模擬技術(shù)為手段，建立底水氣藏大斜度井地質(zhì)概念模型。區(qū)別于常規(guī)單參數(shù)局部?jī)?yōu)化，采用極差法分析大斜度井開(kāi)發(fā)底水氣藏時(shí)復(fù)合參數(shù)的交互影響，從而能夠又快又準(zhǔn)地得出更合理的全局最優(yōu)結(jié)果。同時(shí)，為準(zhǔn)確模擬開(kāi)采特征，利用多段井模擬技術(shù)并考慮氣藏滲流與井筒流體流動(dòng)的耦合及摩阻的影響，采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見(jiàn)水時(shí)間，使得指標(biāo)優(yōu)化更加合理可靠。結(jié)果表明，斜井段趾端避水高度對(duì)見(jiàn)水時(shí)間及無(wú)水采出程度均產(chǎn)生影響，而斜井段長(zhǎng)度和生產(chǎn)壓差則對(duì)預(yù)測(cè)期末采出程度起主要作用。該項(xiàng)研究對(duì)底水氣藏大斜度井的高效開(kāi)發(fā)具有一定的指導(dǎo)作用。

底水氣藏；大斜度井；多段井；示蹤劑；全局最優(yōu)

0　引言

土庫(kù)曼斯坦阿姆河右岸地區(qū)沉積微相類型豐富，儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，其物性變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)［1］，底水活躍程度不同，氣藏在開(kāi)發(fā)過(guò)程中會(huì)逐漸水淹［2］，如何延長(zhǎng)該地區(qū)氣井的無(wú)水生產(chǎn)周期及提高氣藏的采收率是開(kāi)發(fā)此類氣藏的關(guān)鍵。水平井/大斜度井開(kāi)發(fā)能夠有效地控制底水錐進(jìn)，因此，其最優(yōu)避水高度、合理井筒長(zhǎng)度及合理產(chǎn)量（生產(chǎn)壓差）便成為高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵因素［3］。目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者多針對(duì)水平井開(kāi)發(fā)底水油氣藏的相關(guān)問(wèn)題進(jìn)行研究［4-6］，而對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)效果的優(yōu)化分析相對(duì)較少，且多為單參數(shù)的分析。陳海龍等［7］將油藏滲流與水平井段中流體流動(dòng)進(jìn)行耦合，得出水平井最優(yōu)長(zhǎng)度的數(shù)學(xué)模型；吳克柳等［8］采用等值滲流阻力法，并結(jié)合底水驅(qū)動(dòng)垂向臨界速度變化，推導(dǎo)了底水氣藏開(kāi)發(fā)的臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算模型；范子菲等［9］針對(duì)長(zhǎng)方體砂巖氣藏中的水平井，考慮氣體非達(dá)西流動(dòng)和氣層各向異性，建立了水平井長(zhǎng)度優(yōu)化的數(shù)學(xué)模型；符奇等［10］研究臨界產(chǎn)量垂向位置的變化規(guī)律，提出了底水油藏水平段合理位置的計(jì)算方法；王濤等［11］采用響應(yīng)曲面法研究在不同因素下對(duì)水平井見(jiàn)水特征參數(shù)b值的影響，得出各因素對(duì)水平井含水變化的影響規(guī)律。

筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，研究斜井段長(zhǎng)度、斜井段趾端避水高度及合理產(chǎn)量的綜合作用對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)底水氣藏的影響，區(qū)別于常規(guī)單參數(shù)指標(biāo)局部?jī)?yōu)化，采用正交設(shè)計(jì)極差分析法［12］對(duì)總體情況進(jìn)行全局優(yōu)化，又快又準(zhǔn)地得出更具合理性的全局最優(yōu)結(jié)果。同時(shí)，為準(zhǔn)確模擬大斜度井的開(kāi)采特征，斜井的建立采用多段井模型，將氣藏滲流與井筒流體流動(dòng)進(jìn)行耦合并考慮摩阻，提出采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見(jiàn)水時(shí)間，使得開(kāi)發(fā)結(jié)果更加符合實(shí)際情況，為大斜度井的低成本高效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支撐。

1　大斜度井模型的建立

以阿姆河右岸地區(qū)氣藏儲(chǔ)層物性參數(shù)為基礎(chǔ)，建立三維模型。氣藏頂面埋深為2 792m，有效厚度為150m，原始地層壓力為56.88MPa，孔隙度為7.2%，水平滲透率為0.7mD，垂向與水平滲透率比值為0.01，含氣飽和度為0.65，地層溫度為120℃，地層水密度為1.065 g/cm3，氣密度為0.77×10-3g/cm3，地層水黏度為0.45mPa·s。

模型采用笛卡爾網(wǎng)格系統(tǒng)，I方向兩端網(wǎng)格步長(zhǎng)為300m，中間網(wǎng)格步長(zhǎng)為100m，J方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為200m，K方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為5m，總共31層，模型總網(wǎng)格數(shù)為19×7×31=4 123。在氣藏底部采用Fetchovich水體模擬底水，中部布置大斜度井，井斜角為80°。同時(shí)，為判斷模型壓降參數(shù)設(shè)置是否正確，對(duì)研究區(qū)大斜度井進(jìn)行實(shí)際測(cè)壓資料歷史擬合，即選擇該井處于穩(wěn)定生產(chǎn)期的測(cè)壓數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，其誤差小于5%，吻合效果較好。

2　單參數(shù)對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)效果的影響

為準(zhǔn)確分析各參數(shù)對(duì)底水氣藏水淹規(guī)律及采出程度的影響，利用數(shù)值模擬多段井模型研究了井筒內(nèi)的能量損失［13］。井筒直徑為89mm，示蹤劑質(zhì)量濃度為1.0mg/L，采用示蹤劑追蹤精確模擬底水見(jiàn)水時(shí)間。

多段井模型將井筒劈分為多個(gè)段，每段拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)保持原井軌跡，且擁有獨(dú)立的壓力、流體密度和相速度（圖1）?？紤]井筒內(nèi)的能量損失，包括摩擦阻力損失、加速度損失及水靜力學(xué)壓降損失，進(jìn)而可對(duì)井筒內(nèi)的流體進(jìn)行詳細(xì)描述。采用上述模型以某一測(cè)試產(chǎn)量模擬生產(chǎn)，通過(guò)對(duì)每個(gè)射孔網(wǎng)格流壓和流量的統(tǒng)計(jì)，可定量描述大斜度井不同長(zhǎng)度的壓力變化和氣量差異（圖2）。

圖1　大斜度井多段井模型Fig.1 Themulti-segmentmodelofhighly deviated well

圖2　大斜度井井筒壓力和流量分布Fig.2 Thewellbore pressure and flow distribution of highly deviated well

對(duì)于底水氣藏而言，若開(kāi)發(fā)過(guò)程中底水逐漸上升，氣井避水高度和產(chǎn)量設(shè)計(jì)不合理，將導(dǎo)致過(guò)早見(jiàn)水，進(jìn)而降低無(wú)水采出程度。目前，氣藏底水錐進(jìn)研究中，見(jiàn)水時(shí)間通常采用經(jīng)驗(yàn)公式法或利用含水率來(lái)間接確定，這樣會(huì)存在一定的誤差。因此，筆者提出利用示蹤劑追蹤的方法來(lái)確定氣井產(chǎn)出底水的準(zhǔn)確時(shí)間，在底水中加入不同的示蹤劑，通過(guò)模擬判斷氣井產(chǎn)水的來(lái)源，進(jìn)而確定底水錐進(jìn)的時(shí)間，為相關(guān)指標(biāo)的優(yōu)化提供依據(jù)。

2.1大斜度井的斜井段長(zhǎng)度

為對(duì)比不同斜井段長(zhǎng)度對(duì)底水氣藏水淹規(guī)律的影響，模擬研究大斜度井的斜井段長(zhǎng)度分別為200m，400m，600m和800m，斜井趾端避水高度為60m，生產(chǎn)制度為穩(wěn)定生產(chǎn)（55萬(wàn)m3/d）情況下的水淹規(guī)律及開(kāi)發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果（圖3）表明：隨著斜井井段長(zhǎng)度的增加，見(jiàn)水時(shí)間和無(wú)水采出程度均隨之增加，但增幅逐漸減?。蹐D3（a）］，預(yù)測(cè)期末采出程度也逐漸增大［圖3（b）］；當(dāng)長(zhǎng)度超過(guò)600m后，增長(zhǎng)速度放緩，受長(zhǎng)度增加的影響變?nèi)酢?/p>

圖3　斜井段長(zhǎng)度對(duì)開(kāi)發(fā)指標(biāo)的影響Fig.3 The effectof the length of deviated segmenton development indexes

2.2斜井段趾端避水高度

為對(duì)比不同斜井段避水高度對(duì)底水氣藏水淹規(guī)律的影響，模擬研究大斜度井的趾端避水高度分別為30m，40m，50m和60m，斜井段長(zhǎng)度為600m，生產(chǎn)制度為穩(wěn)定生產(chǎn)（55萬(wàn)m3/d）情況下的水淹規(guī)律及開(kāi)發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果（圖4）表明：隨著斜井井段避水高度的增加，見(jiàn)水時(shí)間和無(wú)水采出程度均隨之增加，且增幅逐漸變大［圖4（a）］，預(yù)測(cè)期末采出程度逐漸減?。蹐D4（b）］；當(dāng)斜井段避水高度超過(guò)40m時(shí)，對(duì)采出程度的影響變大。

圖4　斜井段避水高度對(duì)開(kāi)發(fā)指標(biāo)的影響Fig.4 The effectof the inclined section height to avoid water on development indexes

3　復(fù)合參數(shù)對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)效果影響

單參數(shù)對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)效果的影響在油氣田開(kāi)發(fā)方案優(yōu)化中常常被采用，該方法通過(guò)固定部分參數(shù)，逐個(gè)對(duì)其余參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，當(dāng)參數(shù)之間沒(méi)有交互作用時(shí)，得出的結(jié)論是正確的。在實(shí)際生產(chǎn)中，不同參數(shù)的取值互相影響，即開(kāi)發(fā)指標(biāo)之間存在交互作用［14］。因此，采用多次單參數(shù)優(yōu)化往往只能得到局部最優(yōu)結(jié)果。復(fù)合參數(shù)對(duì)大斜度井開(kāi)發(fā)效果的影響是指斜井段長(zhǎng)度、斜井段趾端避水高度和合理產(chǎn)量的綜合作用。若對(duì)各參數(shù)不同水平組合進(jìn)行模擬，全面實(shí)驗(yàn)則需要模擬較多方案，雖然能得到全局最優(yōu)結(jié)果，但在網(wǎng)格精細(xì)劃分或者參數(shù)較多的情況下，將會(huì)耗費(fèi)大量的機(jī)時(shí)，甚至難以實(shí)現(xiàn)。為此提出將正交設(shè)計(jì)極差分析法與數(shù)值模擬方案相結(jié)合，根據(jù)正交準(zhǔn)則挑選典型代表點(diǎn)（表1），并設(shè)計(jì)正交表，以提高方案的合理性，減少工作量。

表1　正交設(shè)計(jì)L16（45）Table 1 Orthogonaldesign table L16（45）

針對(duì)阿姆河右岸地區(qū)氣藏的實(shí)際情況，采用正交設(shè)計(jì)表L16（45）對(duì)復(fù)合參數(shù)進(jìn)行分析。其中，斜井段長(zhǎng)度與斜井段趾端避水高度設(shè)計(jì)為4個(gè)水平，設(shè)計(jì)合理產(chǎn)量也為4個(gè)水平，分別為45萬(wàn)m3/d，50萬(wàn)m3/d，55萬(wàn)m3/d和60萬(wàn)m/d3，以見(jiàn)水時(shí)間、無(wú)水采出程度和預(yù)測(cè)期末采出程度為優(yōu)選指標(biāo)。相比全面實(shí)驗(yàn)方案64個(gè)（43），正交方案縮減至16個(gè)，大大減少了工作量，且能準(zhǔn)確地找到最優(yōu)結(jié)果。

對(duì)16個(gè)方案進(jìn)行模擬計(jì)算，考慮斜井段長(zhǎng)度和避水高度的交互作用，采用正交設(shè)計(jì)極差法分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2）。斜井段避水高度對(duì)見(jiàn)水時(shí)間和無(wú)水采出程度的影響較大，斜井段長(zhǎng)度的影響次之，而合理產(chǎn)量和斜井段長(zhǎng)度對(duì)預(yù)測(cè)期末采出程度的影響較大，斜井段長(zhǎng)度與避水高度的交互作用對(duì)指標(biāo)的影響較小。

表2　復(fù)合參數(shù)三指標(biāo)正交設(shè)計(jì)Table 2 The orthogonaldesign of com pound parameterson three indexes

根據(jù)極差最大原則，在底水氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，若從見(jiàn)水時(shí)間和無(wú)水采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預(yù)測(cè)期末采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理產(chǎn)量和斜井段長(zhǎng)度。綜合考慮3個(gè)優(yōu)選指標(biāo)以及完鉆井等因素，優(yōu)化后3個(gè)參數(shù)的取值分別為：斜井段長(zhǎng)度為600m，斜井段趾端避水高度為60m，合理產(chǎn)量為55萬(wàn)m3/d。與常規(guī)單參數(shù)指標(biāo)優(yōu)化結(jié)果相比，正交設(shè)計(jì)結(jié)果考慮了3個(gè)參數(shù)交互對(duì)指標(biāo)的影響，同時(shí)綜合考慮了不同指標(biāo)（3個(gè)指標(biāo)）的動(dòng)態(tài)均衡，使得油氣田開(kāi)發(fā)方案的優(yōu)選更加合理化，達(dá)到了全局最優(yōu)的效果。

4　結(jié)論

（1）多段井描述技術(shù)將井筒劈分為多個(gè)段，每段拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)保持原井軌跡，可實(shí)現(xiàn)對(duì)大斜度井井筒損失的模擬，以及準(zhǔn)確表征斜井段上的壓力變化和氣量差異。靠近井筒趾端，壓力相對(duì)較高，靠近跟端壓降變化較大。

（2）在實(shí)際生產(chǎn)中，各參數(shù)對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響往往是綜合作用的結(jié)果，極差分析法可作為優(yōu)化開(kāi)發(fā)指標(biāo)的輔助手段，實(shí)現(xiàn)開(kāi)發(fā)指標(biāo)的全局最優(yōu)。

（3）在底水氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，若要延緩見(jiàn)水時(shí)間，提高無(wú)水期采出程度，應(yīng)優(yōu)先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預(yù)測(cè)期末采出程度考慮，應(yīng)優(yōu)先確定合理的產(chǎn)量和斜井段長(zhǎng)度。

（References）：

［1］劉石磊，鄭榮才，顏文全，等．阿姆河盆地阿蓋雷地區(qū)牛津階碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征［J］．巖性油氣藏，2012，24（1）：57-63. Liu Shilei，Zheng Rongcai，Yan Wenquan，et al．Characteristics of Oxfordian carbonate reservoir in Agayry area，Amu Darya Basin［J］．Lithologic Reservoirs，2012，24（1）：57-63.

［2］夏崇雙．不同類型有水氣藏提高采收率的途徑和方法［J］．天然氣工業(yè)，2002，22（增刊1）：73-77. Xia Chongshuang．Ways andmethods of enhancing recovery in various water-carrying gas reservoirs［J］．Natural Gas Industry，2002，22（S1）：73-77.

［3］唐人選，趙梓平，劉娟．水平井產(chǎn)量影響因素分析［J］．復(fù)雜油氣藏，2011，4（4）：45-49. Tang Renxuan，Zhao Ziping，Liu Juan．Analysis of the controlling factors of horizontalwell production［J］.Complex Hydrocarbon Reservoirs，2011，4（4）：45-49.

［4］李冬梅．TH油田凝析氣藏水平井試井合理壓差的確定［J］．巖性油氣藏，2007，19（1）：130-133．Li Dongmei．Determination of reasonable pressure difference for horizontal well test of condensate gas reservoir testing in TH oil field［J］．Lithologic Reservoirs，2007，19（1）：130-133．

［5］Ozkan E，Raghavan R．Performance of horizontalwells subject to bottomwater drive［R］．SPE 18559，1990．

［6］郭康良，郭旗，程時(shí)清．凝析氣藏水平井產(chǎn)能計(jì)算模型及方法研究［J］．巖性油氣藏，2007，19（1）：120-123．Guo Kangliang，Guo Qi，Cheng Shiqing．Model andmethod to the productivity calculation for horizontalwell of condensate gas reservoir［J］．Lithologic Reservoirs，2007，19（1）：120-123．

［7］陳海龍，李曉平，李其正．水平井段最優(yōu)段長(zhǎng)度的確定方法研究［J］．西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2003，25（1）：47-48．Chen Hailong，Li Xiaoping，LiQizheng．Study of the determining method of optimum length of horizontalwell［J］．Journal of Southwest Petroleum Institute，2003，25（1）：47-48．

［8］吳克柳，李相方，韓易龍，等．底水氣藏水平井臨界生產(chǎn)壓差變化規(guī)律［J］．新疆石油地質(zhì)，2011，32（6）：630-633．Wu Keliu，Li Xiangfang，Han Yilong，et al．Variation of critical producing pressure differential of horizontalwell in gas reservoir with bottom water［J］．Xinjiang Petroleum Geology，2011，32（6）：630-633．

［9］范子菲，李云娟，紀(jì)淑紅．氣藏水平井長(zhǎng)度優(yōu)化設(shè)計(jì)方法［J］．大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2000，19（6）：28-33．Fan Zifei，Li Yunjuan，Ji Shuhong．Amethod of optimized design of horizontalwell length in gas reservoirs［J］．Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing，2000，19（6）：28-33．

［10］符奇，張烈輝，胡書(shū)勇，等．底水油藏水平井水平段合理位置及長(zhǎng)度的確定［J］．石油鉆采工藝，2009，31（1）：51-55．Fu Qi，Zhang Liehui，Hu Shuyong，etal．Determination of optimum horizontalsection location and length for horizontalwells in bottom water reservoir［J］．Oil Drilling Production Technology，2009，31（1）：51-55．

［11］王濤，趙進(jìn)義.底水油藏水平井含水變化影響因素分析［J］．巖性油氣藏，2012，24（3）：104-107．Wang Tao，Zhao Jinyi．Influencing factors ofwater cut for horizontalwells in bottom water reservoir［J］.Lithologic Reservoirs，2012，24（3）：104-107．

［12］Thakur S，Bally K，Therry D，etal．Performance of horizontalwells in a thin oil zone between a gas cap and an aquifer immortelle field Trinidad［R］．SPE 36752，1996．

［13］匡鐵．考慮水平井井筒摩阻效應(yīng)的數(shù)值模擬研究［J］．內(nèi)蒙古石油化工，2012（7）：134-135．Kuang Tie．Numerical simulation study on horizon wellbore considering friction effect［J］．Inner Mongolia Petrochemical Industry，2012（7）：134-135．

［14］張楓，李治平，董萍，等．最優(yōu)開(kāi)發(fā)指標(biāo)確定方法及其在某低滲氣藏的應(yīng)用［J］．天然氣地球科學(xué)，2007，18（3）：464-468．Zhang Feng，Li Zhiping，Dong Ping，et al．Method research of the decision on development indexes［J］．Natural Gas Geoscience，2007，18（3）：464-468．

（本文編輯：楊琦）

Optim ization of developmentof highly deviated well in gas reservoir w ith bottom water

ZHANG Yu1，ZHONGHaiquan2，LIYongchen3，GUOChunqiu4，SHIHaidong4
（1.No.1Oil Production Plant，PetroChina DaqingOilfield Company Ltd.，Daqing 163152，Heilongjiang，China；2.State Key Laboratory ofOiland Gas ReservoirGeology and Exploitation，SouthwestPetroleum University，Chengdu 610500，China；3.Xinzhou Branch，PetroChina Coalbed Methane Co.Ltd.，Baode036603，Shanxi，China；4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Beijing 100083，China）

Themostimportantmatteron thedevelopmentofhighly deviatedwellin gas reservoirwith bottomwater iswater coning.A basicmodelofhighlydeviatedwellin gas reservoirwith bottom waterwasestablished bymeansofnumerical simulationmethods.Applyingorthogonaldesignmethod toanalyze the interaction ofcompound parametersduringhighly deviatedwelldeveloping thegas reservoirwith bottom watercan quicklyand accurately obtain amore reasonable holistic optimization resultdifferent from the conventional localoptimizationwith single parameter.Meanwhile，for the sakeof accurate simulatingofdevelopment features，usedmulti-segmentwellmodel to consider theeffectof the friction and flow couplingbetween formation andwellbore，and applied tracers toaccurately simulatewaterbreakthrough timeofbottom water，whichmake the indexoptimizationmore reasonableand reliable.The resultshowsthattheheightofwateravoidance at the toe of deviated segmentcan affectwater breakthrough time and water-free recovery percentobviously，and the lengthofdeviated segmentand producingpressuredrop playamajor roleon the recoverypercentin the finalprediction. Thisstudyhasimportance inguidingefficientdevelopmentofhighlydeviatedwellin gasreservoirwith bottomwater.

gas reservoirwith bottom water；highly deviatedwell；multi-segmentwell；tracer；holistic optimization

TE355

A

1673-8926（2015）02-0114-05

2013-10-10；

2014-01-20

國(guó)家示范工程項(xiàng)目“阿姆河右岸天然氣項(xiàng)目中區(qū)勘探開(kāi)發(fā)一體化示范工程”（編號(hào)：2011ZX-05059）資助

張宇（1988-），男，碩士，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)工作。地址：（163152）黑龍江省大慶市讓胡路區(qū)第一采油廠。E-mail：swpu_zy@163.com。