崖城13-1氣田提高采收率技術研究與實踐*

張 輝 楊 柳 洪楚僑 王雯娟 陳 健

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田提高采收率技術研究與實踐*

張 輝 楊 柳 洪楚僑 王雯娟 陳 健

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田是南海西部海域投產的第一個氣田。針對該氣田動靜儲量差異大、見水明顯、壓力下降快等問題，通過綜合分析影響氣藏采收率的主要因素，提出考慮儲量動靜比的影響，對水驅氣藏采收率標定方法進行了改進，利用改進后的方法計算得崖城13-1氣田標定采收率為79%。為了達到氣田的標定采收率，結合崖城13-1氣田開發實踐提出了提高氣藏采收率的主要措施：補孔提高單井產能，增加儲量動用程度；完善開發井網，擴大儲量動用范圍；采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強度；適時降低氣井井口壓力，延長氣井生產周期。上述措施實施后取得了較好的效果，既保持了氣田穩產，又改善了氣田開發效果，為海上其他水驅砂巖氣藏開發提供了經驗借鑒。

崖城13-1氣田；水驅氣藏；采收率標定；方法改進；技術措施；實施效果

崖城13-1氣田是南海西部海域投產的第一個氣田。該氣田斷層多、構造復雜，具有弱邊水等特征，經過20年的開發，取得了豐富的生產動態資料和研究認識。針對氣田生產過程中表現出的氣藏動靜儲量差異大、壓力下降快、氣田見水明顯等問題，結合采收率影響因素分析，以可靠的采收率標定結果為預期目標，從開發因素角度實施各類有效措施從而保持氣田穩產并達到預期標定的采收率。研究結果可為其他類似氣田的開發提供借鑒。

1 氣田概況

1.1 地質油藏概況

崖城13-1氣田位于瓊東南盆地西部，為一披覆半背斜構造，主要儲層為漸新統陵水組三段(簡稱陵三段)潮控辮狀河三角洲砂巖，次要儲層為漸新統陵水組二段(簡稱陵二段)及中新統三亞組WA砂體。陵三段測井解釋產層平均孔隙度12.9%，平均滲透率370 mD，平均含氣飽和度67.9%；陵二段平均孔隙度8.6%，平均滲透率19.8 mD，平均含氣飽和度52.6%；三亞組WA砂體平均孔隙度14.0%，平均滲透率1 362 mD，平均含氣飽和度91%。崖城13-1氣田屬正常的溫壓系統，地溫梯度約為4 ℃/100 m，陵三段氣藏中深(3 810 m)溫度176 ℃，壓力系數1.03。天然氣組分中甲烷占85.12%，C2+占5.36%，CO2占8.33%，天然氣相對密度0.684。

1.2 生產動態特征

崖城13-1氣田于1996年投產，經過20年的開發表現為如下生產動態特征。

1) 氣田初期生產穩定，日產氣量在1 000萬m3左右；2011年進入開發遞減期，呈指數遞減規律，年遞減率30%左右；截至2015年底，采出程度為67%。

2) 氣田動態儲量在不同區塊差異較大。2014年測壓資料計算全氣田動態儲量為635.78億m3，陵三段北塊、三亞組WA砂體儲量動用程度為85%；陵三段南塊儲量動用程度為27.1%～68.0%。

3) 氣田連通性在平面上存在分塊性。生產壓降及歷次測壓資料表明，氣田北塊各井壓降一致、連通性好，但南塊不同區塊下降程度不同；縱向上流動單元間存在泥巖隔層和夾層。

4) 水氣比逐漸上升。從1996年投產初期的0.11 m3/萬m3上升至目前的1.81 m3/萬m3，目前已有9口生產井出現地層水侵入(圖1)。

5) 氣田壓力下降明顯。氣田投產初期壓力系數為1.03，目前陵三段主體區壓力系數僅為0.12，部分生產井受水體侵入影響，面臨停噴的風險。

圖1 崖城13-1氣田生產曲線Fig.1 Production curve of YC13-1 gas field

2 采收率標定

2.1 水驅氣藏采收率標定方法改進

目前氣藏采收率研究方法比較多，實際應用中主要有經驗統計法、類比法、數值模擬法和物質平衡法，且各種方法的適用條件、使用范圍各有不同[1-4]。針對崖城13-1氣田開發情況，經驗統計法和類比法不再適用；數值模擬法雖然考慮因素比較全面，但是受到模型準確程度的影響比較大，通常結果偏樂觀；物質平衡法適用于采出程度大于10%的穩產期或者遞減期，要求有可靠的壓力資料及原始的物性參數資料，計算結果可靠。因此,對崖城13-1氣田的采收率標定采用物質平衡法。

根據陳元千[5]于1991年提出的確定水驅氣藏采收率的方法，同時考慮廢棄地層壓力、巖石-束縛水的彈性膨脹、綜合波及體積系數和水淹區殘余氣飽和度等因素的影響，水驅氣藏的采收率可簡化表示為

(1)

對于實際氣藏而言，因為孔隙結構的原因總會有一部分儲量無法流動，因此將靜態法計算的儲量作為基礎來求取的采收率是不合理的[6]，只有通過利用生產動態資料計算的動態儲量才能參與流動，因此在實際氣藏采收率標定過程中應該考慮儲量動靜比的影響，即式(1)可改進為

(2)

2.2 采收率計算結果

式(2)中較難確定的關鍵參數殘余氣飽和度可以由實驗來測定。通過崖城13-1氣田20塊巖心單向自發滲吸實驗結果(排除個別異常點)發現，該氣田的原始含氣飽和度與殘余氣飽和度的關系如圖2所示。崖城13-1氣田原始含氣飽和度Sgi=71.3%，因此由圖2中擬合公式可得殘余氣飽和度Sgr=32.7%。

Stoian等[7]于1966年提出的水驅氣藏體積波及系數的計算公式為

圖2 崖城13-1氣田原始含氣飽和度與殘余氣飽和度的關系Fig.2 Relationship between initial gas saturation and residual gas saturation in YC13-1 gas field

(3)

根據式(3)利用產水量、壓力等生產動態數據可以計算水侵量，再根據水侵量計算結果，無因次廢棄壓力(pa/Za)/(pi/Zi)=0.1對應臨界攜液流量時的體積波及系數Ev=0.754。

崖城13-1氣田經過多年的開發已經處于擬穩態，動態儲量基本保持穩定，因此通過壓降法并利用目前累產量和壓力等數據，計算崖城13-1氣田儲量動靜比Rd=0.84。將上述參數代入式(2)，計算崖城13-1氣田采收率為79%。

3 提高采收率技術措施及實施效果

為了達到崖城13-1氣田的標定采收率，針對該氣田生產過程中表現出來的動態特征，根據水驅氣藏采收率影響因素的機理，參考國內氣田開發過程中提高采收率的成功經驗[8-11]，提出了如下4種提高采收率的主要措施，并取得了較好的實施效果。

3.1 補孔提高單井產能，增加氣田儲量動用程度

崖城13-1氣田開發早期6口生產井生產情況良好，但這6口生產井僅不同程度地射開陵三段氣藏上部氣層。后經生產資料分析，認為氣藏縱向上的連通性較差，故于1998年對A1、A4、A5井下部地層進行了補射孔作業。補孔實施后，A1、A4、A5井壓力梯度測試表明井筒壓力明顯上升，其中A1井井底壓力上升了1.77 MPa，A4井上升了0.68 MPa，A5上升了2.76 MPa。如圖3所示，A5井補射孔作業后產能增加，表明產層下部儲量得到了充分動用。

圖3 崖城13-1氣田A5井補孔前后IPR曲線對比Fig.3 Contrast of IPR curves before and after perforation in Well A5 of YC13-1 gas field

3.2 完善開發井網，擴大儲量動用范圍

崖城13-1氣田投產初期6口生產井均分布在陵三段北塊，為了增加儲量動用范圍，2001年12月分別在北2、南1、南2、南3塊的陵三段鉆探A7、A13、A14、A12井，在三亞組WA砂體鉆探A8井。這5口調整井鉆后初期產氣量在(200～280)萬m3/d，生產狀況良好，氣田南塊及三亞組的儲量得到了充分動用，儲量動用范圍擴大到除了NT外的氣田全部范圍，動態儲量從491億m3增至657億m3(圖4)，開發井網相對完善。

圖4 崖城13-1氣田不同區塊動儲量計算結果Fig.4 Caculation results of dynamic reserves of different blocks in YC13-1 gas field

3.3 采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強度

針對崖城13-1氣田見水的情況，分別從控水、排水、降低水傷害等角度進行綜合治水。通過對7口井實施治水措施后，合計增氣150.2萬m3/d(表1)。

A12井和A7井屬于見水嚴重，水淹關停的井。以A12井為例，該井出水原因為固井質量差而發生水竄，主要采取堵水方案，擠水泥封堵老井眼，避開下部高壓水源，在上部開窗側鉆水平井A12Sah井，該井投產后初期配產35萬m3/d，目前生產穩定。

A2、A3、A5井屬于見水有停噴風險的井，見水原因是邊水侵入,因此主要采用堵水+補孔措施。以A3井為例，通過生產測井測試，確定該井的出水層位，在出水層位上部進行機械堵水作業，在砂體B2-2到B2-1之間下入橋塞，封堵下部A砂體的水，堵水作業順利。A3井堵水后效果明顯，Cl-濃度從堵水前的6 000 mg/L左右下降到堵水后100 mg/L左右，但堵水后產氣量沒有明顯的增加，壓力恢復解釋機械表皮為13.38，表明該測試層受污染較重。隨后對A3井進行補孔，共59.4 m，補孔后氣井產量明顯增加，測試產量從措施前的33.5萬m3/d增加至措施后的68.6萬m3/d，且Cl-濃度保持在100 mg/L左右。

表1 崖城13-1氣田近年來綜合治水措施效果統計Table 1 Statistics of flood comprehensive control measures effect of YC13-1 gas field in recent years

3.4 適時降低氣井井口壓力，延長氣井的開采期

通過引入壓縮機降低井口流壓，延長氣井生產壽命，提高生產時率，已經成為氣田生產中后期提高采收率的有效措施之一。2012年8月崖城13-1平臺通過對壓縮機進行改造，使壓縮機最低入口壓力由2.56 MPa降至2.07 MPa，后又降至1.38 MPa。測試氣田總外輸產氣量為532萬m3/d，較降壓前的474萬m3/d增加約58萬m3/d。單井測試中，在壓縮機壓力降至1.38 MPa時，除A12Sah井及A8井外，其余井產量均提高(3～6)萬m3/d，預測濕氣壓縮機入口壓力從目前的2.56 MPa分別降到1.38、0.69 MPa下氣田可累計增加可采儲量(12～17)億m3(圖5)，并可使由于井口壓力低無法進入管匯的A14、A15井恢復生產，從而延長了氣井的開采期，增加了累計產氣量。

圖5 崖城13-1氣田降壓生產前后產氣量對比Fig.5 Contrast of gas production before and after decompression in YC13-1 gas field

4 結論

1) 通過綜合考慮采收率的影響因素，特別是儲量動靜比的影響，對水驅氣藏采收率標定方法進行了改進。利用改進后的方法，計算得崖城13-1氣田標定采收率為79%，計算結果更加切合實際開發情況。

2) 為了達到崖城13-1氣田的標定采收率，提出了4種提高采收率的主要措施：補射孔提高單井產能，增加氣田儲量動用程度；完善開發井網，擴大儲量動用范圍；采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強度；適時降低氣井井口壓力，延長氣井的生產周期。上述措施實施后取得了較好效果，既保持了氣田穩產，又改善了氣田開發效果，為海上其他水驅砂巖氣藏開發提供了經驗借鑒。

符號注釋

ER—氣藏采收率，f；

pa—氣藏廢棄壓力，MPa；

pi—原始地層壓力，MPa；

Za—地層壓力下降到廢棄壓力時對應的氣體偏差系數；

Zi—氣體原始偏差系數；

Ev—體積波及系數；

Sgr—殘余氣飽和度，f；

Sgi—原始含氣飽和度,f；

Rd—動靜儲量比;

We—累計水侵量，萬m3;

Wp—累計產水量，萬m3；

Bw—水的體積系數；

Vp—孔隙體積，萬m3;

Swi—原始含水飽和度，f；

pR—平均地層壓力，MPa；

Z—天然氣偏差系數；

Ce—儲層綜合壓縮系數，MPa-1；

Δp—地層壓降，MPa。

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(編輯：張喜林)

Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field

ZHANG Hui YANG Liu HONG Chuqiao WANG Wenjuan CHEN Jian

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

YC13-1 is the first gas field put into operation in western South China Sea.Aiming at the problems of large difference between dynamic and static reserves, water invasion and quick drop of pressure, by analyzing main factors affecting gas recovery and taking dynamic-static reserves ratio into consideration, one improved method of recovery calibration for water invasion gas reservoir is put forward, with which the calibrated recovery factor of YC13-1 gas field is 79%.Combined with field development practices, four improving gas recovery measures are proposed, including reperforation to increase the productivity of single well, improvement of development well pattern to enhance producing degree of reserves, adoption of comprehensive water control techniques to abate water flux, and reduction of wellhead pressure to extend production period.Field applications of these measures show good results as improving field development effects and keeping stable production, which may provide guidance for development of the similar gas fields.

YC13-1 gas field; water drive gas reservoir; recovery calibration; method improvement; technical measure; implementation effect

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“海上大型砂巖氣藏開發中后期綜合治理及開發策略研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

張輝，男，高級工程師，2003年畢業于長安大學資源學院資源勘查工程專業，從事油氣田早期評價、油氣田開發評價工作。E-mail:zhanghui4@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0083-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.012

張輝,楊柳,洪楚僑，等.崖城13-1氣田提高采收率技術研究與實踐[J].中國海上油氣，2017,29(1)：83-88.

ZHANG Hui,YANG Liu,HONG Chuqiao,et al.Research and practice of enhanced oil recovery technology in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):83-88.

TE377

A

2016-07-25 改回日期：2016-09-20