摘要：柴達木盆地澀北氣田具有巖性疏松易出砂、多層、氣水關系復雜易出水、儲量動用程度不均衡等開發技術難題。為了確保氣田的穩產及合理高效開發，在制訂開發技術對策時單井的合理配產非常關鍵。針對該氣田氣井出水、儲層巖性疏松應力敏感及多層合采等特點，常規的氣藏氣井配產方法已不適用，從出水氣井無阻流量的評價、抑制地層出砂的臨界產量計算、多層多氣水系統抑制邊水推進的平衡采氣等角度出發，探討了澀北氣田氣井合理配產的綜合技術對策。運用氣藏數值模擬技術，對澀北一號氣田典型層組的合理配產方案進行了開采指標預測，模擬結果顯示所提出的以動態配產為技術特點的配產策略能夠達到穩氣控水、最大限度地提高天然氣采出程度的目的。
關鍵詞：澀北氣田；氣井；無阻流量；出砂；采氣；動態；配產
澀北氣田氣井配產面臨以下技術難題[1～3]：①出水氣井產能測試數據異常；②巖性疏松應力敏感；③出水降低氣相流動能力；④儲層易出砂；⑤多層合采；⑥邊水。因此，一方面要盡可能全面地評價疏松砂巖氣藏出水氣井產能的各種主要影響因素及其影響程度；同時還必須意識到，在不同開采階段，這些因素對產能的影響程度將發生變化，實際配產時，在不同時期要抓住其主要矛盾。
1 氣井配產的綜合技術對策
1.1 出水氣井產能測試數據的校正
氣井的二項式擬壓力產能方程為：
ψe-ψwf=Aqg+Bqg2 (1)
根據(ψe-ψwf)/qg-qg的直線關系處理產能測試數據，得到方程系數A與B，無阻流量的計算公式為：
產能方程計算的流入曲線應該是一條規則的拋物線，但實際上由于各種因素的影響，許多試井資料出現異常，繼續采用常規的她理方法得出的結果將是錯誤的，系數A或B可能為負數。因此，應分析數據異常的原因，對其進行處理和校正，使其回歸正常。造成系統試井數據異常的原因主要有以下幾種：①測試時間短，井底壓力不穩定；②井筒攜液；③鉆井液浸泡或井底有堵塞物；④底水的影響；⑤層間干擾；⑥測試期間地層滲流條件變化等。
對于澀北氣田，井筒攜液是造成初期產能測試數據異常的主要原因。由于很難估算井筒中的真實攜液量，利用常規管柱流體力學模型計算的井底壓力(pwf′)比真實井底壓力(pwf)偏小。設
△ψwf=ψwf-ψwf′ (3)
故二項式產能方程變為：
ψe-(ψwf′+△ψwf)=Aqg+Bqg2 (4)
首先作(ψe-ψwf′)/qg-qg關系曲線，按趨勢外推到與縱軸的交點作為△ψwf初值。不斷調整△ψwf，直到二項式產能方程出現正常曲線且相關系數值最大(圖1)。
澀北一號氣田統計了64口產能測試井，其中27口出現數據異常，需要進行攜液校正，說明出水對澀北氣田無阻流量的計算影響較大，不可忽略。
1.2 考慮應力敏感的產能方程
澀北氣田儲層巖石的成巖程度差，巖性疏松，隨著地層壓力的下降，儲層巖石承受的凈上覆壓力增大，引起巖石產生較大的形變，孔喉收縮，巖石滲透率迅速下降。對于疏松砂巖氣藏，應力敏感對開發的影響不容忽視[4]。
澀3-15井巖心上覆壓力實驗(圖2)表明，至氣藏廢棄時，儲層滲透率將降至原始值的1/5～1/2。
滲透率下降幅度較大，除與該類巖性疏松有關外，還與巖石的孔隙結構和泥質含量有關，對一些泥質含量高、以晶間孔為主和微裂縫發育的巖樣，其滲透率隨上覆壓力下降的程度要比以粒間孔為主的粉砂巖更大，其關系式為：
Kp=K/Ks=e-γ(pi-p) (5)
地層滲透率是影響氣井產能的主要因素，對真實氣體的擬壓力引入滲透率變形因子(Kp)，即
儲層巖石的應力隨著地層壓力的衰竭和有效應力的增大，儲層巖石變形而導致滲透率降低、滲流阻力增加等的影響，氣井生產中后期的產能將與生產初期存在較大的差距。澀3-1井在不同地層有效應力下的產能方程如下：
pr2-pwf2=7.74qg+0.16qg2 (3MPa) (7)
pr2-pwf2=8.69qg+0.18qg2 (4MPa) (8)
pr2-pwf2=12.90qg+0.27qg2 (5MPa) (9)
pr2-pwf2=17.20qg+0.36qg2 (8MPa) (10)
1.3 考慮地層出水的氣井產能評價
從氣水相滲曲線可以看出，隨著含水的增加，氣相相對滲透率將急劇降低。在生產中后期，地層束縛水膨脹，將逐漸匯集形成可動水；另外，泥質夾層的層間水在一定壓差下突進生產層，加上邊水的入侵，都將顯著降低氣在儲層中的滲流能力。
預測澀3-17井在不同地層含水飽和度時的流入曲線如圖3所示。
當含水飽和度分別為30%、45%和60%時，可動水飽和度為0、15%和30%，對應的無阻流量為35×104m3/d、29×104m3/d和11×104m3/d。
在氣井配產時，必須考慮該井的出水風險，并預估不同含水飽和度下氣井的無阻流量。同時，根據多相流管流模型計算氣井的最小攜液產量，以此作為合理配產的產量底限。
1.4 地層出砂臨界壓差的估算
控制澀北氣田生產壓差是最合理的主動防砂方式。根據縱波、橫波和密度測井曲線計算巖石的強度和內摩擦角，然后再根據Mohr-Coulomb破壞準
則計算出砂的臨界生產井底壓力。
對澀北一號氣田48口井的出砂臨界壓差進行了計算。對比實際出砂壓差與預測結果，大部分數值比較接近(圖4)。說明該出砂臨界條件計算模型是可靠的，可滿足生產設計的需要。
1.5 多層合采的氣井配產方法
澀北氣田的氣井井段長、生產層段多，各小層由于物性的差異而對氣井產量貢獻不一。投產初期以流動性好的Ⅰ、Ⅱ類儲層產出為主，差儲層幾乎沒有貢獻。隨著氣井生產的繼續，好儲層壓力逐漸降低，對氣井的貢獻由物性導向轉變為壓力導向，差氣層開始供氣，并且在氣井產量中的比例逐漸增大，直到與好儲層達成一種平衡。
盡管總量上氣井產量并無明顯變化，但供氣層位、供氣層物性的差異將導致產氣動態的不一致性。如果沿用一致的配產，則供氣主力層位的轉換將導致產量的波動和后期出現明顯的產量遞減與含水大幅度上升。因此，應根據層系壓力及產出剖面的測試結果，利用氣藏數值模擬技術，在不同時期制訂相應的合理配產，最大限度地動用好儲層和差儲層。
1.6 多氣水系統的均衡采氣配產原則
澀北氣田具有多個氣水系統，各個氣水系統的地質儲量、可采儲量、流動物性、地層能量均存在差異。最佳的開發效果是保持在各個氣水系統內氣水界面均勻推進，要達到這一目標的途徑是加強儲層地質特征研究，根據物性與邊水水體能量的大小，選擇合理的布井方式，并根據對邊水運動規律的預測，在各個開發階段及時進行產量調整，達到水線的均勻移動。
2 合理配產方案的數值模擬指標預測
以數據資料最全、生產歷史最長的澀北一號氣田Ⅲ層系作為典型層組，進行了合理配產方案的數值模擬研究。按照以下步驟進行配產：①對系統試井數據進行井筒攜液校正，得到各井的無阻流量；②根據滲透率應力敏感實驗回歸的關系式以及氣水兩相滲透率測試數據，預測在不同地層壓力和含水飽和度下的氣井無阻流量，作為各個開發階段氣井配產的參考；③根據測井曲線計算各井的出砂臨界生產壓差，作為配產的產量上限；④根據目前的氣井出水動態、井位，預測氣井未來的出水規律，根據多相流管流模型計算氣井的最小攜液產量，作為合理配產的下限；⑤利用數值模擬的歷史擬合技術，模擬氣藏從投產到目前各個小層的含氣邊界變化情況，根據各井到邊水的距離，結合以上原則，制訂目前氣井的合理配產方案；⑥模擬氣藏的開采，以3a為一個周期，評價氣水邊界在各個小層的推進狀態，以穩氣控水為原則，調整各井的配產。
數值模擬計算結果顯示，動態合理配產方案的穩產期由目前配產的4a增加到14a(圖5)；模擬生產25a，累計產量增加20×108m3，采出程度提高8%；由于關閉了高出水井，整個開采階段的出水量大大降低。
3 結論與建議
筆者針對澀北氣田氣井配產所面臨的技術難題，首先分析了疏松砂巖出水氣井的地質與工程特點，并從出水氣井產能測試數據的校正、無阻流量的計算、疏松砂巖滲透率的應力敏感、出水對氣相相對滲透率的影響、地層臨界出砂生產壓差、多層合采、抑制邊水水竄的均衡采氣等多個技術關鍵角度，深入分析了澀北氣田疏松砂巖氣藏氣井產能的各種主要影響因素，提出了澀北氣田疏松砂巖多層氣藏氣井配產的綜合技術對策。
運用氣藏數值模擬技術，基于典型層組的地質模型，模擬預測并對比分析了目前氣井配產方案與多因素綜合配產方案的開采指標。模擬結果顯示，動態配產方案的開采效果明顯得以改善。
符號說明
ψe為地層流體平均壓力的擬壓力，MPa/(mPa·s)；ψwf為氣井井底流動壓力的擬壓力，MPa/(mPa·s)；qg為氣井日產氣量，104m3/d；qAOF為氣井無阻流量，104m3/d；Kp為凈上覆壓力變化后滲透率，10-3μm2；Ks為原始凈上覆壓力下的滲透率，10-3μm2；μg為氣體黏度，mPa·s；Z為氣體偏差系數；pr為地層流體平均壓力，MPa；pwf為氣井井底流動壓力，MPa。
參考文獻
[1] 青海油田天然氣開發公司.澀北氣田氣藏地質與氣藏工程可行性研究報告[R].格爾木：[出版者不詳]，2001.
[2] 青海油田天然氣開發公司.青海柴達木盆地澀北氣田產能下降分析及目前面臨的問題[R].格爾木：[出版者不詳]，2001.
[3] 青海油田公司勘探開發研究院，中國石油勘探開發研究院廊坊分院[R].澀北一號氣田開發實施方案[R].敦煌：[出版者不詳]，2004.
[4] 胡才志，李相方，王輝.疏松砂巖儲層防砂方法優選實驗評價[J].石油鉆探技術，2003，37(6)：53-55.
(本文作者：范新文 楊桂珍 段國祿 周依群 嚴曉蘭 中國石油青海油田公司勘探開發研究院)
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