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松南地区气井供应能力分析及合理配产研究

来源：飒榕旅游知识分享网

第30卷　第4期2002年8月石　油　钻　探　技　术

PETROLEUMDRILLINGTECHNIQUESVol.30No.4

Aug.2002

!试井与开采#

松南地区气井供应能力分析及合理配产研究

李瑞磊1,2,胡雅君1,徐雁军1

(1.中国石化新星公司东北石油局,吉林长春　130062;21吉林大学地球探测与信息技术学院,吉林长春　130051)

摘　要:在气田开发的实际资料基础上,利用井底压力计算软件,计算了典型生产井井底压力,进而对气井井筒压力降进行了分析,对气井供应能力做了深入分析,并结合多年生产实践,对气井合理配产进行了总结分析,从而为松南地区气井配产提出了较为合理的输配标准。

关键词:气井;气井产能;气井动态;气井管理;动态分析;井口压力

中图分类号:TE377　　文献标识码:A　　文章编号:100120890(2002)0420060203

　　松辽盆地南部自1993年以来相继发现了后五家户、四五家子、八屋、孤家子、秦家屯、东岭、伏龙泉等含油气构造,目前已具备外输天然气能力近80×104m3󰃗d,原油100t󰃗d,为该地区经济发展做出了巨大

表1　　压力计算误差统计

井号

SN76SN90

GK1GK2GK3GK6BQ1SN33贡献。在气田开发中,计算气井产能,分析气井生产状况是确保气田稳产高产的重要手段。

1　井底压力计算软件

松辽盆地南部地层复杂,气藏规模一般较小,目前已开发的数个气田数百个产层的开发状况表明,单个开发层位的生产周期多数不超过两年。针对上述特点,笔者应用井底压力计算软件计算井底压力,旨在避免对这种小规模气藏的频繁测压工作,降低开发成本,同时又获得气井配产必需的井底压力资料,满足生产要求。

111　主要理论依据

气井井底流动压力计算公式[1,2]:

Pwf=

Pwhe+112893×10

-16

22225FqwgTaZaPsc(em-1)󰃗D

井口压日产气量计算实测

力󰃗104m3值󰃗MPa󰃗MPa值󰃗MPa101421701116411191816131239165912561921507171718391321651013610182111831801311713127121631361410514178912212610124101361119412413128121979121146101019195719116881698179绝对误

差󰃗MPa0126-0140112014601101730112-0131-0106011相对误差,%21224132115841250175419411162139016111142　井筒压力降分析

松南地区目前主力气藏埋深不超过2000m,均属常温常压系统,气藏原始压力一般在18MPa以内。应用上述软件,结合气田实际开发资料,计算孤家子气田SN76井、SN90井、GK1井、GK2井及八屋气田BQ1井等井筒压力降(∃P),并绘制井筒压力降曲线图(见图1),综合分析可以看出曲线存在以下特征:

其中,s=0106969ΧwH󰃗(TaZa),sm=0106969wHm󰃗(TaZa)Χ

计算时,井筒内必须为纯气柱。

在算式中,当产量为零时计算值即为静止压力。112　计算软件特点

在Window界面下操作,只需输入流体组分、井筒、井口压力等参数,便可计算出流体性质参数、井底压力等,使用简单、快捷。113　误差分析

利用该软件计算了8口井10个数据点,相对误差在510%以内(见表1),说明该软件适用于松南地区。

图1　BQ1井井筒压力降分析图

收稿日期:2002203204

作者简介:李瑞磊(1970—),男,吉林长春人,1992年毕业于成都地质学院,吉林大学在读博士生,工程师。

联系电话:(0431)7972583—3602

第30卷第4期　　　　　　　　　　　李瑞磊等:松南地区气井供应能力分析及合理配产研究・61・

1)井口压力(Pwh)在2～10MPa时,井筒压力降(∃P)随压力的增大缓慢增加,但曲线相对平缓;

2)Pwh大于10MPa时,井筒压力降曲线变得陡峭,

表明随着井口压力的增大,井筒压力降增大,而且变化速率增大。

根据上述特征,在实际开发过程中,对于中浅部气藏,埋深1000m以内或井口压力在10MPa以下,气藏含水很少,井底无积液时的井筒压力降可忽略,气井管理人员可直接根据井口压力对气井做出初步判断,调整气井的配产情况。

态曲线的交点确定。松南地区各气田自然生产的最低井口压力Pwh=018MPa,该条流出曲线与某一时刻地层静压下流入曲线的交点为气井最大供应能力。选择不同井口压力下的各流出曲线与流入曲线的交点为在这一压力下的气井供应能力。流入曲线与x轴交点为气井绝对无阻流量。

由图2可求得SN76井在原始地层压力15159MPa下,井底流压为9125MPa时,井的供应能

力为13125×104m3󰃗d,无阻流量为18×10m󰃗d;地层压力下降到13MPa,井底流压为12MPa时,井的供应

能力为3×104m3󰃗d,绝对无阻流量为14×10m󰃗d。

3　气井供应能力分析[3]

311　井筒流出动态

4　含水对气井供应能力影响

气井在含水状态下供应能力会降低。图3为孤家子气田SN84井供应能力曲线,其中地层静压Pe为9MPa、含水0101%时的井筒流出曲线为实际测量结果。从图3可以看出,在地层压力9MPa,气井配产井口压力为6MPa,此时输气313×104m3󰃗d,含水0101%;而当气井不含水时,其输气能力应为6×104m3󰃗d;当气井含水0103%时,输气能力应为1×104m3󰃗d,表明气井带水采气时对气井供应能力影响较大。

井筒流出动态为井筒内压降与流量的函数关系,它取决于油管组配和被输送流体的性质。利用井筒压力计算软件计算了孤家子气田SN76井不同井口压力下的井底压力,并绘制井筒内流出动态曲线,见图2。由于松南地区气藏压力一般均不很高,SN76井原始地层压力为15159MPa,因此井筒压力降较小,其井筒流出动态曲线为一组略上翘的近似于水平直线。

图3　SN84井159518～163916m井段供应能力曲线

图2　SN76井163010～164510m井段供应能力曲线

312　井底流入动态

5　合理配产研究

气井的合理配产一般取决于气藏的储量大小、气井无阻流量、生产压差、预期的稳产期等因素,在通常情况下以无阻流量的1󰃗5～1󰃗3为气井配产,生产压差控制在10%以内为佳,同时考虑含水等因素的影响。在松南特殊的地质背景和开发条件下,气井的配产必须考虑到其特殊性。

松南地区气藏规模一般较小,以层状气藏为主,含水饱和度相对较高,具边底水的气藏占多数,但水体能量不大。从供气角度看,下游用户为厂矿、企业和普通居民,由于东北特殊的气候环境,每年冬季需气量明显增大,为气井合理配产带来了较大的难度。综

井底流入动态为一口井的产量与储层和生产井之间压降的函数关系,它描述了当井内流体压力低于储层压力时,储层释放流体的能力。气井的流入动态取决于气体和储层性质,这种关系可以采用产能方程来表达,其压力平方形式为:

Pe-Pwf=Aq+Bq

对于SN76井,A=7153,B=0133。

利用产能方程,绘制其井底流入动态曲线,见图2,它们为一组代表储层压力不断下降的曲线。313　气井供应能力曲线

气井供应能力由井底流入动态曲线与井筒流出动

・62・石　　油　　钻　　探　　技　　术　　　　　　　　　　　　　　2002年8月

合考虑各种因素,在松南地区目前形成的供气群体和已开发的气藏背景下,较为科学的配产如下:

1)除年供气高峰期外,无水或含水较低的气藏配产一般以无阻流量的1󰃗4为准,视气藏规模大小可增至1󰃗3;

2)边水较近的气藏(一般不超过200m),为防止边水舌进,避免气井过早带水采气,配产一般不超过无阻流量的1󰃗5;

3)具底水的气藏,除在射开程度上控制外,配产应在无阻流量的1󰃗6以内,以防止底水锥进,降低气藏采收率;

4)在冬季供气高峰期,由于需气量为夏季的2倍以上,实际供气过程中必须增大部分井的采气速度,以气井的最大生产能力供气,此时以气井生产能力曲线为依据并结合气井供应能力曲线综合考虑。

动态曲线的交点确定。

3)气井合理配产应视气藏类型不同分别对待:无水或含水较低的气藏配产一般以无阻流量的1󰃗4为准;边水较近的气藏,配产一般不超过无阻流量的1󰃗5;具底水的气藏,配产应在无阻流量的1󰃗6以内;在冬季供气高峰期,以气井的最大生产能力供气,此时以气井生产能力曲线为依据并结合气井供应能力曲线综合考虑。

符　号　说　明

Pwf为井底流压,MPa;Pe为井底静压,MPa;Pwh为

井口压力,MPa;qg为日产气量,104m3󰃗d;F为摩阻系数;qwg为当量气体流量,m3󰃗d;Ta为平均油管温度,K;Za为平均气体偏差系数;Psc为标准状况下的压力,MPa;D为油管内径,m;Χw为井内流体密度;H为垂直井深,m;Hm为测量井深,m。

参　考　文　献

1　编写组1气藏开发应用基础计算方法[M]1北京:石油工业出版社,

19972　编写组1气藏和气井动态分析及计算程序[M]1北京:石油工业出

6　结　论

1)井筒压力降计算结果表明,井口压力越大,井

筒压力降越大,但对于松南地区中浅部气藏,或井口

压力在10MPa以下,气藏含水很少,井底无积液时的井筒压力降可忽略。

2)气井供应能力由井底流入动态曲线与井筒流出版社,1996

3　杨继盛1采气实用计算[M]1北京:石油工业出版社,1994

ResearchonGasWellProducingCapacityandtheReasonableOutputinSongnanArea

1,211

LiRuilei,HuYajun,XuYanjun

(1.NortheastPetroleumAdministration,SinopecStarCompany,Changchun,Jilin,130062,China;2.CollegeofEarthExploiting&Information,JilinUniversity,Changchun,Jilin,130051,China)

Abstract:Basedontherealtimewelltestingdata,thispapercalculatedthetypicalwell2bottompressure,especiallyanalyzedwellborepressuredropandsupplycapacityofgaswellbyusingwellbottompressurecalcu2lationsoftware.Threeconclusionsaresummarizedinthispaper,whichprovidethereasonableoutputstan2dardsforgaswellsinSongnanarea.

Keywords:gaswell;gaswellproductivity;gaswellperformance;gaswellmanagement;performanceanalysis;wellheadpressure

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