底水氣藏大斜度井開發優化設計研究

張宇，鐘海全，李永臣，郭春秋，史海東

（1.大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都610500；3.中國石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國石油勘探開發研究院，北京100083）

底水氣藏大斜度井開發優化設計研究

張宇1，鐘海全2，李永臣3，郭春秋4，史海東4

（1.大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163152；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都610500；3.中國石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中國石油勘探開發研究院，北京100083）

大斜度井開發底水氣藏遇到的最大問題就是底水錐進。以數值模擬技術為手段，建立底水氣藏大斜度井地質概念模型。區別于常規單參數局部優化，采用極差法分析大斜度井開發底水氣藏時復合參數的交互影響，從而能夠又快又準地得出更合理的全局最優結果。同時，為準確模擬開采特征，利用多段井模擬技術并考慮氣藏滲流與井筒流體流動的耦合及摩阻的影響，采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見水時間，使得指標優化更加合理可靠。結果表明，斜井段趾端避水高度對見水時間及無水采出程度均產生影響，而斜井段長度和生產壓差則對預測期末采出程度起主要作用。該項研究對底水氣藏大斜度井的高效開發具有一定的指導作用。

底水氣藏；大斜度井；多段井；示蹤劑；全局最優

0　引言

土庫曼斯坦阿姆河右岸地區沉積微相類型豐富，儲層結構復雜，其物性變化快、非均質性強［1］，底水活躍程度不同，氣藏在開發過程中會逐漸水淹［2］，如何延長該地區氣井的無水生產周期及提高氣藏的采收率是開發此類氣藏的關鍵。水平井/大斜度井開發能夠有效地控制底水錐進，因此，其最優避水高度、合理井筒長度及合理產量（生產壓差）便成為高效開發的關鍵因素［3］。目前，國內外學者多針對水平井開發底水油氣藏的相關問題進行研究［4-6］，而對大斜度井開發效果的優化分析相對較少，且多為單參數的分析。陳海龍等［7］將油藏滲流與水平井段中流體流動進行耦合，得出水平井最優長度的數學模型；吳克柳等［8］采用等值滲流阻力法，并結合底水驅動垂向臨界速度變化，推導了底水氣藏開發的臨界生產壓差計算模型；范子菲等［9］針對長方體砂巖氣藏中的水平井，考慮氣體非達西流動和氣層各向異性，建立了水平井長度優化的數學模型；符奇等［10］研究臨界產量垂向位置的變化規律，提出了底水油藏水平段合理位置的計算方法；王濤等［11］采用響應曲面法研究在不同因素下對水平井見水特征參數b值的影響，得出各因素對水平井含水變化的影響規律。

筆者在前人研究的基礎上，研究斜井段長度、斜井段趾端避水高度及合理產量的綜合作用對大斜度井開發底水氣藏的影響，區別于常規單參數指標局部優化，采用正交設計極差分析法［12］對總體情況進行全局優化，又快又準地得出更具合理性的全局最優結果。同時，為準確模擬大斜度井的開采特征，斜井的建立采用多段井模型，將氣藏滲流與井筒流體流動進行耦合并考慮摩阻，提出采用示蹤劑追蹤法精確模擬底水見水時間，使得開發結果更加符合實際情況，為大斜度井的低成本高效開發提供技術支撐。

1　大斜度井模型的建立

以阿姆河右岸地區氣藏儲層物性參數為基礎，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。

模型采用笛卡爾網格系統，I方向兩端網格步長為300m，中間網格步長為100m，J方向網格步長為200m，K方向網格步長為5m，總共31層，模型總網格數為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，為判斷模型壓降參數設置是否正確，對研究區大斜度井進行實際測壓資料歷史擬合，即選擇該井處于穩定生產期的測壓數據進行擬合，其誤差小于5%，吻合效果較好。

2　單參數對大斜度井開發效果的影響

為準確分析各參數對底水氣藏水淹規律及采出程度的影響，利用數值模擬多段井模型研究了井筒內的能量損失［13］。井筒直徑為89mm，示蹤劑質量濃度為1.0mg/L，采用示蹤劑追蹤精確模擬底水見水時間。

多段井模型將井筒劈分為多個段，每段拓撲結構保持原井軌跡，且擁有獨立的壓力、流體密度和相速度（圖1）。考慮井筒內的能量損失，包括摩擦阻力損失、加速度損失及水靜力學壓降損失，進而可對井筒內的流體進行詳細描述。采用上述模型以某一測試產量模擬生產，通過對每個射孔網格流壓和流量的統計，可定量描述大斜度井不同長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

對于底水氣藏而言，若開發過程中底水逐漸上升，氣井避水高度和產量設計不合理，將導致過早見水，進而降低無水采出程度。目前，氣藏底水錐進研究中，見水時間通常采用經驗公式法或利用含水率來間接確定，這樣會存在一定的誤差。因此，筆者提出利用示蹤劑追蹤的方法來確定氣井產出底水的準確時間，在底水中加入不同的示蹤劑，通過模擬判斷氣井產水的來源，進而確定底水錐進的時間，為相關指標的優化提供依據。

2.1大斜度井的斜井段長度

為對比不同斜井段長度對底水氣藏水淹規律的影響，模擬研究大斜度井的斜井段長度分別為200m，400m，600m和800m，斜井趾端避水高度為60m，生產制度為穩定生產（55萬m3/d）情況下的水淹規律及開發效果。數值模擬結果（圖3）表明：隨著斜井井段長度的增加，見水時間和無水采出程度均隨之增加，但增幅逐漸減小［圖3（a）］，預測期末采出程度也逐漸增大［圖3（b）］；當長度超過600m后，增長速度放緩，受長度增加的影響變弱。

圖3　斜井段長度對開發指標的影響Fig.3 The effectof the length of deviated segmenton development indexes

2.2斜井段趾端避水高度

為對比不同斜井段避水高度對底水氣藏水淹規律的影響，模擬研究大斜度井的趾端避水高度分別為30m，40m，50m和60m，斜井段長度為600m，生產制度為穩定生產（55萬m3/d）情況下的水淹規律及開發效果。數值模擬結果（圖4）表明：隨著斜井井段避水高度的增加，見水時間和無水采出程度均隨之增加，且增幅逐漸變大［圖4（a）］，預測期末采出程度逐漸減小［圖4（b）］；當斜井段避水高度超過40m時，對采出程度的影響變大。

圖4　斜井段避水高度對開發指標的影響Fig.4 The effectof the inclined section height to avoid water on development indexes

3　復合參數對大斜度井開發效果影響

單參數對大斜度井開發效果的影響在油氣田開發方案優化中常常被采用，該方法通過固定部分參數，逐個對其余參數進行優化，當參數之間沒有交互作用時，得出的結論是正確的。在實際生產中，不同參數的取值互相影響，即開發指標之間存在交互作用［14］。因此，采用多次單參數優化往往只能得到局部最優結果。復合參數對大斜度井開發效果的影響是指斜井段長度、斜井段趾端避水高度和合理產量的綜合作用。若對各參數不同水平組合進行模擬，全面實驗則需要模擬較多方案，雖然能得到全局最優結果，但在網格精細劃分或者參數較多的情況下，將會耗費大量的機時，甚至難以實現。為此提出將正交設計極差分析法與數值模擬方案相結合，根據正交準則挑選典型代表點（表1），并設計正交表，以提高方案的合理性，減少工作量。

表1　正交設計L16（45）Table 1 Orthogonaldesign table L16（45）

針對阿姆河右岸地區氣藏的實際情況，采用正交設計表L16（45）對復合參數進行分析。其中，斜井段長度與斜井段趾端避水高度設計為4個水平，設計合理產量也為4個水平，分別為45萬m3/d，50萬m3/d，55萬m3/d和60萬m/d3，以見水時間、無水采出程度和預測期末采出程度為優選指標。相比全面實驗方案64個（43），正交方案縮減至16個，大大減少了工作量，且能準確地找到最優結果。

對16個方案進行模擬計算，考慮斜井段長度和避水高度的交互作用，采用正交設計極差法分析實驗結果（表2）。斜井段避水高度對見水時間和無水采出程度的影響較大，斜井段長度的影響次之，而合理產量和斜井段長度對預測期末采出程度的影響較大，斜井段長度與避水高度的交互作用對指標的影響較小。

表2　復合參數三指標正交設計Table 2 The orthogonaldesign of com pound parameterson three indexes

根據極差最大原則，在底水氣藏開發過程中，若從見水時間和無水采出程度考慮，應優先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預測期末采出程度考慮，應優先確定合理產量和斜井段長度。綜合考慮3個優選指標以及完鉆井等因素，優化后3個參數的取值分別為：斜井段長度為600m，斜井段趾端避水高度為60m，合理產量為55萬m3/d。與常規單參數指標優化結果相比，正交設計結果考慮了3個參數交互對指標的影響，同時綜合考慮了不同指標（3個指標）的動態均衡，使得油氣田開發方案的優選更加合理化，達到了全局最優的效果。

4　結論

（1）多段井描述技術將井筒劈分為多個段，每段拓撲結構保持原井軌跡，可實現對大斜度井井筒損失的模擬，以及準確表征斜井段上的壓力變化和氣量差異。靠近井筒趾端，壓力相對較高，靠近跟端壓降變化較大。

（2）在實際生產中，各參數對開發效果的影響往往是綜合作用的結果，極差分析法可作為優化開發指標的輔助手段，實現開發指標的全局最優。

（3）在底水氣藏開發過程中，若要延緩見水時間，提高無水期采出程度，應優先確定合理的斜井段趾端避水高度；若從預測期末采出程度考慮，應優先確定合理的產量和斜井段長度。

（References）：

［1］劉石磊，鄭榮才，顏文全，等．阿姆河盆地阿蓋雷地區牛津階碳酸鹽巖儲層特征［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，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．水平井產量影響因素分析［J］．復雜油氣藏，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，程時清．凝析氣藏水平井產能計算模型及方法研究［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．水平井段最優段長度的確定方法研究［J］．西南石油學院學報，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壓差變化規律［J］．新疆石油地質，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，紀淑紅．氣藏水平井長度優化設計方法［J］．大慶石油地質與開發，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，胡書勇，等．底水油藏水平井水平段合理位置及長度的確定［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的數值模擬研究［J］．內蒙古石油化工，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．最優開發指標確定方法及其在某低滲氣藏的應用［J］．天然氣地球科學，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

國家示范工程項目“阿姆河右岸天然氣項目中區勘探開發一體化示范工程”（編號：2011ZX-05059）資助

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