延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部,不同于鄂尔多斯盆地北部,延安气田上古生界气藏同时发育盒8段、山1段、山2段、本溪组多套致密砂岩储层,多种不同沉积成因砂体垂向复杂叠置,气藏埋深2 200~3 000 m,气藏地层压力19.8~22.5 MPa,压力系数平均为0.85,孔隙度分布在2%~12%,渗透率分布在0.03~28.7 mD(中值为0.092 mD),储层致密。延安气田气井单层产气量普遍较低,为了提高气井产气量和气田开发的经济效益,生产井常采用多层合采的开采方式。但由于储层非均质性较强,多层合采易造成层间干扰和倒灌现象等问题,因此准确认识气藏多层合采产气特征对制定合理工作制度具有重要意义。
目前,致密气藏多层合采产气特征的研究方法主要有产气剖面测试法
[1-2]、
kh法
[3]、突变理论法
[4-5]、数值模拟法
[6-8]和物理模拟法
[9-11]等。产气剖面测试法可直接获取各层产量贡献,但致密气藏常用直/定向井进行多层合采且气井数量较多,而该方法测试费用较高,因此测试数量无法满足生产需要。
kh法计算简单,但考虑因素较少,通常误差较大。突变理论法可考虑多个静态参数对各层产量贡献的影响,但当层间物性参数差异较大时,计算结果可靠性较差。数值模拟法可以对比分析不同因素对各层产量贡献及最终采收率的影响,但该方法需要进行复杂的建模、历史拟合而且具有多解性。而物理模拟法可以运用气藏钻取的真实岩心准确还原原始储层条件,模拟的气藏产气特征更加直观、可靠,可指导或验证其他研究方法的可靠性,因此中外学者运用该方法进行了大量研究。朱华银等
[9]通过室内物理模拟实验发现,柴达木盆地涩北多层叠置气藏气井多层合采比单层开采具有更强的稳产能力。谭玉涵等
[10]运用物理模拟方法研究了大牛地气田气井多层合采过程中地层压力、渗透率对气藏开发效果的影响,实验结果显示高压、高渗层产量贡献率高于低压、低渗层。Liu等
[11]利用岩心并联实验评价了鄂尔多斯盆地临县气藏多压力系统合采时的产气特征,结果表明三层合采时的总产气量越大,倒灌时间就越短。Tao等
[12]通过室内物理模拟实验研究了鄂尔多斯盆地临兴地区致密气藏多层合采时的层间干扰规律,实验发现3层及3层以上多层合采时层间干扰呈递减趋势,层数的增加对多层合采的层间干扰没有明显影响。Lin等
[13]针对川西气田设计了双管并联长岩心合注分采室内物理模拟实验,结果显示气藏衰竭式开发与水驱相结合可以大幅度提高气藏采出程度。Liu等
[14]通过物理模拟重点研究了窜流对苏里格致密砂岩气藏开采效果的影响,结果发现气、水在不同层之间的窜流会造成层间干扰,进而降低气藏采收率。李奇等
[15]通过物理模拟实验研究了苏里格气、水层交替叠置型气藏多层合采时气井产气规律,研究结果表明当水层渗透率大于气层渗透率时,水层对气藏生产具有很强的抑制作用。刘华勋等
[16]根据苏里格致密气藏的特征设计了裂缝沟通的多层合采物理模型,通过实验发现气、水交互越流现象主要受含水饱和度和水、气层间渗透率比值影响。
综上所述,中外学者已对涩北气田、大牛地气田、临兴气田、川西气田和苏里格气田多层合采产气特征进行了深入研究,但是对延安气田的相关研究相对匮乏。而且延安气田沉积体系、砂体连通性、储层物性等方面与上述气田均存在较大差异,延安气田发育层位更多、储层更致密、非均质性更强,无法直接借用上述气田的研究成果,因此亟需开展延安气田多层合采物理模拟实验。
现依据鄂尔多斯盆地延安气田地质模型和开发特征建立多层合采物理模型,运用室内物理模拟法分析研究气井多层合采时渗透率级差、气井配产、接替时机和气层控制储量等对产气特征、采收率的影响规律。以期为鄂尔多斯盆地延安气田以及相似气藏的动态分析、气井配产确定和合理开发方案制定提供重要理论依据。
1 实验原理及方法
依据延安气田储层物性和开发特征建立了多层合采物理模型。
图1为该物理模型的实验装置示意图,实验装置主要包括2个岩心夹持器并联组成的模拟气层、高压气瓶、围压泵、岩心夹持器、压力传感器、高压高温Brobkhorst气体质量流量计、回压阀及数据采集系统等。多层合采物理模型以延安气田上古生界气藏为原型,所用气体为CH
4,实验用水为根据实际地层水分析数据配制获得的模拟水,所用岩心为延安气田钻取的真实岩心,实验初始压力为气藏原始地层压力21 MPa,温度为气藏地层温度91 ℃,回压阀压力为5 MPa。为模拟不同渗透率的延安气田储层,将15块岩心按渗透率级别分类,并将5块渗透率相近的岩样串联为一个长岩心分别形成高渗层、中渗层和低渗层,其渗透率分别为0.56 、0.19 、0.06 mD,各岩心的物性数据如
表1所示。
具体实验步骤如下。
(1)将从延安气田钻取的岩心烘干称重,抽真空并饱和地层水,48 h后取出再次称重,确定岩心饱和水量。
(2)将岩心分别装入岩心夹持器中形成高渗层、中渗层和低渗层长岩心;然后利用甲烷进行气驱,将上述岩心驱替至束缚水状态。
(3)按照设计好的实验方案,选取不同渗透率长岩心采用并联法连接好整个实验装置,如
图1所示。
(4)将
图1中最右端的阀门打开,通过阀门和气体质量流量计控制出口流量(即设计的气井配产),进行衰竭式开采实验。
(5)定时记录每个气层的生产时间、压力、瞬时产气量和累计产气量等实验数据,直至产出端无气体产出。
2 实验结果及讨论
物理模拟法可以获得室内岩心驱替实验中不同生产时间点各层瞬时产气量、压力数据和累计产气量等参数,进而可以计算出各层产量贡献率、采收率等。通过综合分析对照实验得到的上述参数可以研究渗透率级差、气井配产、接替时机和控制储量等因素对多层合采开发效果的影响,从而为多层合采气藏开发技术方案、气井工作制度提供技术依据。
2.1 不同渗透率级差对多层合采开发效果影响
采用
表1中3种不同渗透率(高渗层、中渗层、低渗层)的岩心分别并联成高/中、高/低、中/低3种渗透率级差组合进行岩心并联实验,进行衰竭式开发实验,配产均设置为100 mL/min,实验方案如
表2所示。
图2~
图6分别展示了多层合采气藏渗透率级差对各层产量贡献率、生产压差、压力特征以及采收率的影响。通过对比不同并联实验各层的产量贡献率、压差结果以及采收率,可以优化多层合采开发技术。
从
图2可以看出,不同渗透率气层合采时,各层产气量贡献率差异较大,且不同时期气层贡献率不同。开采初期高渗气层贡献率较大,气井生产数据及压力主要反映高渗层的生产情况。随后各层贡献率逐渐稳定在一定水平,气井的生产数据及压力受所有气层的共同作用。但在开采后期,高渗气层压力衰竭至较低的水平,稳产期结束,产量迅速下降,此时低渗层贡献率不断增大,气井的生产动态主要受低渗储层的物性影响。以方案2为例,当配产相同时,随着地层压力不断降低,天然气高压物性发生变化,各层生产压差均不断增大(
图3),直至稳产结束,因此定产气量生产时井底流压下降速度要高于地层压力下降速度
[17-18],如
图4所示。
对比方案1和方案2的实验结果可以发现,方案1和方案2高渗层在稳产期的产量贡献率分别为55.3%、61.8%(
图2),即在高渗层的渗透率相同时,渗透率级差越大时,高渗层的贡献率越高。通过分析方案2和方案3的实验结果可以看出,当低渗层的渗透率保持不变,渗透率极差越大,低渗层的产量贡献越低(
图2),其生产压差也越低(
图3),气井废弃时低渗层的地层压力更高(
图5),因此方案2的低渗层采收率明显低于方案3,如
图6(c)所示。上述实验现象说明多层合采时,渗透率级差越大,各层生产压差差异越大,层间干扰越明显,低渗层产量贡献率及采收率越低。
2.2 不同气井配产对多层合采开发效果影响
采用高/中渗透率级差组合并联,进行衰竭式开发实验,配产分别设置为75、100、150 mL/min,实验方案如
表3所示。
对比不同气井配产时的产量贡献率、压力特征及采收率(
图7)可以看出,随着气井配产的增大,所有层的产气量和生产压差均增大[
图7(a)和
图7(b)],高渗层的产量贡献率略有增加且均高于中渗层,但是各个气层的有效生产时间大幅缩短[
图7(a)]。此外,通过对比不同气井配产时中渗层地层压力还可以看出,随着气井配产增加,中渗层废弃地层压力逐渐升高[
图7(c)],因此中渗层的采收率逐渐降低[
图7(d)]。
2.3 不同接替时机对多层合采开发效果影响
受限于地质认识、工程技术手段以及现场管理的影响,气田开发初期常常优先开采渗透率性较好的高渗气层,部分物性较差的低渗气层会以接替生产的方式与高渗层进行多层合采。因此,低渗层合理接替时机的选择非常重要。
采用高/低渗透率级差组合并联,进行衰竭式开发实验,配产设置为100 mL/min,具体实验方案如
表4所示。为了模拟不同的低渗层接替时机,首先关闭低渗层,单独打开高渗层开采至原始地层压力
pi的70%或者50%后,打开低渗层进行合采。此外,利用高/低渗层同时开采来模拟接替时机为初期合采的情况。
从
图8可知,通过不同接替时机下产量贡献率对比[
图8(a)]发现,初期仅打开高渗层时,高渗层产量占比100%,接着打开低渗层时,低渗层的产量贡献占比迅速升高至100%,但持续时间非常短,随后低渗层的产量贡献率不断降低,直至相对稳定在40%左右。当接替时机越晚时,接替时高渗层的压力越低,高渗层在多层合采时的产量贡献率略有降低。从生产压差对比图[
图8(b)]及入口压力对比图[
图8(c)]可以看出,打开低渗层的瞬间,高渗层的生产压差出现负值且入口压力明显上升,说明在高渗层发生了天然气倒灌现象。而且接替时机越晚时,接替时两层的压力差异越大,倒灌现象愈严重。此外,接替时机越晚,废弃时低渗层地层压力就越高[
图8(c)],因此低渗层的采收率就越低[
图8(d)]。从
图8(d)还可以看出,接替时机越早,多层合采的最终采收率越高。这主要是因为接替时机越早,接替时高/低渗层之间的压力差越小,层间干扰越小,开发效果越好。而延安气田各层之间的原始地层压力相差不大,因此建议在开采初期便进行多层合采。
2.4 不同控制储量对多层合采开发效果影响
上述的方案1~方案7均为相同控制储量条件下的岩心并联实验,实际气藏中不同气层控制储量存在差异,因此采用高/低渗透率岩心组合并联实验,在高渗层入口端增加一个其自身体积3倍左右的气源(
表5和
图10)来研究不同控制储量对多层合采开发效果的影响。
从
图9可知,高渗层的控制储量增大到原来4倍后,高渗层产量贡献率明显增加,由61.74%提高至78.08%。而且由于该层的储量增加,稳产时间明显更长。高渗层储量增大时,低渗层的平均生产压差略微下降,其废弃地层压力也逐渐降低,因此低渗层的采收率略有增加。
3 结论
(1)通过物理模拟实验,可以更加直观准确地分析各因素对多层合采气井各层产气特征、采收率的影响,为多层合采气藏开发技术政策制定提供理论依据。
(2)多层合采时各层间渗透率差异越大,层间干扰越明显,低渗层开发效果越差,多层合采应该尽量避免层间渗透率级差过大。
(3)多层合采时气井配产越高,高渗层和低渗层之间的层间干扰愈加明显,低渗层采收率越低,多层合采应该合理优化气井配产。
(4)延安气田由于初期各层压力差异较小,建议初期进行合采,接替时机越晚,层间压差越大,倒灌现象越严重,开发效果越差。
(5)多层合采时,控制储量较大的气层产量贡献率会明显增大,但是采收率基本不变,因此控制储量是影响多层合采气井各层产量贡献率的关键因素之一。
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