水平井在凝析气藏开发中的适应性分析

摘 要

摘要：对水平井开发凝析气藏中的储层特征、储层非均质性、凝析油含量及地露压差的适应性分析，以及数值模拟的结果表明：水平井通过改变油气藏中的流动条件，能实现小压差下的大流量
摘要：对水平井开发凝析气藏中的储层特征、储层非均质性、凝析油含量及地露压差的适应性分析，以及数值模拟的结果表明：水平井通过改变油气藏中的流动条件，能实现小压差下的大流量生产，降低边底水锥进的速度，较小的生产压差，可以延缓储层反凝析，从而使储层包含更多的重组分，减缓了储层气田露点的升高，有利于提高凝析油采收率，有效地抑制了反凝析；水平井单井控制储量大，较长的水平段增加了井筒与储层接触面积，从而增加油气井的产量，提高凝析油和凝析气的采收率。对比分析某凝析气藏水平井与直井的开发效果，在气藏总体非均质性不强的情况下，2口水平井的应用效果较好，平均日产气量大幅提高，表明水平井在凝析气藏开发中具有很大的潜力。
关键词：凝析油气田；水平井；开发；反凝析；采收率；适应性
    目前在油气田开发中应用较广的复杂结构井主要有水平井、蛇曲井、大位移井、丛式井、多分支井和阶梯式井等井型。其中多分支井从井眼轨迹又可划分为：栈式分支水平井、音叉式分支水平井、鸥翅式分支水平井、鱼骨式分支水平井等10种类型。
    复杂结构井具有比直井更长的完井层段，能够产生较大的泄油区，可以改造断块型油气藏的连通性，能够有效抑制有底水或气顶的水锥或气锥，具有水力造缝所不能达到的合理定向控制和长度控制的优势。复杂结构井实质上并没有改变油气渗流机理，气藏流体所遵循的渗流方程与直井一样，只是流体流入条件发生了变化，由此改变了流场。复杂结构井本身不能提供任何辅助能量以助开采，但它可以提高能量利用率[1～5]。
1 水平井开发凝析气藏的适应性分析
1.1 水平井适应的储层特征
1.1.1单因素的影响
1.1.1.1 气层的有效厚度
    一般认为气层有效厚度应大于6m。由于中靶后在油气层中钻进有一定的上下波动幅度，水平段井眼轨迹将很难控制在油气层之内，给钻井带来困难，另外，厚度小于6m的河流相沉积砂体，容易尖灭。
1.1.1.2 气层各向异性系数(β)
    ，它描述了渗透率的方向性。对于直井，平面径向流占主导，往往关心水平渗透率；对于水平井则是椭球渗流，既要考虑水平渗透率，又要考虑垂直渗透率。垂直渗透率太低，不利于水平井增产，根据国内外水平井开发经验，口应小于4。
1.1.1.3 气层渗透率
    根据Joshi物理模型和国内外水平井开发经验表明，气层渗透率小于0.2mD效果不显著，钻水平井无意义。特低渗透储层不适合钻水平井，而应采用直井压裂方式开发。
1.1.1.4 供气面积
    供气面积较大，目的层分布稳定，确保有一定的可采储量。水平井开发的实例统计表明，水平井区单井供气面积大于2.0km2，单井可采储量不小于1.0×108m3。
1.1.2组合因素的影响
1.1.2.1 地层参数()小于100m
    对于水平井，既要关注储层各向异性，又要关注储层厚度，如果储层各向异性程度高、厚度大，水平井增产效果就不明显，采用直井开发比采用水平井开发效果会更好。该参数一是限制油气层厚度不能太大(一般小于50m)。S.D.Joshi研究表明，油气层厚度大于61m后，水平井与直井的产能指数比急剧变小；二是要求垂直渗透率不能太小。主要的目的是保证水平井的增产效果。
1.1.2.2 地层系数(K·h)大于20mD·m
   该参数要求储层渗透率不能太小(一般应大于1mD)，对比实验表明储层渗透率小于1mD时，水平井增油效果仅与压裂直井相当。
1.2 非均质性对水平井开发凝析气藏的适应性
   储层各向异性是影响油气藏渗流的重要因素，对于直井一般认为其渗透率即有效渗透率就是地层的水平方向的渗透率，但是对于水平井而言，其有效渗透率则认为是水平渗透率和垂直渗透率的函数，即水平渗透率和垂直渗透率都影响其产量。
    通过对水平井拟三维产能方程进行离散得出了不同各向异性系数(水平渗透率与垂向渗透率比值的开方)下，水平井长度和米采油指数的关系。
    图1中最上面一条曲线代表垂向渗透率等于水平渗透率的均质油藏。显示了由于垂向渗透率的下降而造成的油井产能大幅下降。从图1中可以看到，垂向渗透率越好水平井产量越高。如果必须在低渗透储层钻水平井，则应当通过水力压裂来改造储层的垂向渗透性。
 

    水平井垂向渗透率对产能的影响是非常显著的，一般情况下，当油层厚度增大时，垂向渗透率影响就越严重，这与垂直井的生产情况是不相同的。对水平井来说，垂向渗透率减小会引起垂向流动阻力的增加和产量的下降，相反，如果垂向渗透率大于水平渗透率，则意味着垂向流动阻力减小，产量增大。
    由于垂向和水平井渗透率不同造成的各向异性也在一定程度上反映了渗透率的非均质。刘月田教授等人研究发现：井筒与最大渗透率方向的夹角越大及地层的各向异性越强，水平井的控制储量和产能越大。水平井筒与最大渗透率方向垂直时，水平井产量最大。水平井产量随水平渗透率与垂直渗透率比值的增大而增大。所以，渗透率各向异性比较大的油气藏更适宜利用水平井来开采。
    对于凝析气藏，由于泄油面积的增大，水平井可能产出更多的气和凝析油，但也可能由于储层巨厚而且垂向渗透率较低，导致气和凝析油的产量较低。
    根据现代油藏工程计算，某凝析气藏水平井和直井采气量比值随Kv/Kh值和水平段长度的变化而变化(图2)。当Kv/Kh值为0.2、0.5和水平段长度为500m的条件下，水平井和直井产气量比值分别为3.6和4.2。由此可见渗透率非均质影响水平井的增产效果。
 

1.3 凝析油含量对水平井开发凝析气藏的适应性
    建立一个长4000m、宽2000m的气藏理想数值模型。该模型纵向分8个小层，平面上X方向均匀地划分为40个网格，Y方向划分为20个网格，网格步长为100m×100m，总网格数为40×20×8=6400。
    采用某气藏地质模型，流体参数和相渗曲线采用XJ4井的数据。在综合考虑气藏废弃压力和含水率的情况下，以2.5%的采气速度进行开采，从2000年模拟到气藏达到废弃的时间。在高凝析油含量(574g/m3，XJ4井流体)和低凝析油含量(250.99g/m3，XJ5井井流体)两种情况下，对比水平井和直井开发凝析油累计产量、气油比以及地层压力的保持情况(图3～5)。

1.3.1不同凝析油含量下水平井和直井开发凝析气藏开发效果
    从图3中可以看出：
    1) 无论是高凝油地层，还是低凝油地层，水平井的气油比都比直井的气油比低，这说明用水平井开发凝析气藏可以减少凝析油损失，提高了凝析油采收率。
    2) 利用水平井开发可以延长气藏废弃的时间，对于高凝油地层，大约5a，而低凝油气藏仅可以延长2～3a。
    3) 高凝油气藏，利用水平井开发减少的凝析油量大于低凝油气藏(两条线之间的间隔)。
    4) 由于气井定产气量生产，在高于露点压力时，地层中没有凝析液析出，因此气油比保持为稳定的值。在井口分离时，低凝析油含量的气井析出的凝析油含量少，因而气油比比高凝析油含量气井的气油比大。压力低于露点压力，地层中开始有凝析油析出，气油比开始上升。
1.3.2不同凝析油含量下的直井和水平井凝析油累计产出量
    从图4中可以看出：
    1) 高凝析油含量的气藏凝析油的累计产出量高于低凝析油含量气藏。这是因为：虽然高凝析气藏的凝析油损失较大，但毕竟其重组分含量高，因而会产出更多的凝析油，但是因为更加严重的反凝析可能会导致其凝析油的采出程度低于低凝油气藏。
    2) 无论是高凝油气藏还是低凝油气藏，用水平井开发的累计凝析油产量会大于直井产出的凝析油量。
    3) 对于高凝油气藏，水平井提高凝析油累计产量程度大于低凝油，也就是说反凝析严重的气藏更加适合水平井开发。水平井具有更大的泄油面积，产出同样的量所需的生产压差远小于直井，因而会抑制反凝析现象的发生。
1.3.3不同凝析油含量下的直井和水平井开发地层压力保持情况
    从图5中可以看出：
    1) 高凝析油含量的气藏地层压力下降较快，低凝析油含量的气藏地层压力保持情况良好。
    2) 采用水平井开发时，地层压力下降较慢，提高了地层能量的利用率。
    3) 对于高凝析油含量的气藏，水平井与直井对比，地层压力降低更加缓慢，因而开发效果更好。
1.4 水平井与直井开发边底水油气藏效果对比
    对于同一个边底水油藏，采用不同的井型边底水推进的速度是不一样的。对于强底水情况，模拟了圆形地层中心1口直井或1口水平井的开采情况，其采出程度与含水率关系曲线见图6。从图中可以看出，水平井的无水开采期比直井的无水开采期长得多，水平井的采出程度也比直井高。因此同等情况下，水平井的开发效果要好于直井的开发效果。

2 凝析气藏水平井开发实例
    NX1H、NX2H水平井位于气藏的中部，水平井段长度为530m。凝析油含量189.7g/m3，最大反凝析液量为3.49%，为中含凝析油凝析气藏。2口水平井生产稳定，产能较高，位于构造高部，含水低。
    NX1H水平井自2005年10月28日开始生产，到2009年2月28日已生产3年多时间，累计产油10.87×104t，累计产气5.36×108m3，累计产水2264.6t，综合气油比5000m3/t，综合含水率2.04%。截至2009年2月底，油压33MPa，产气50×104m3/d，产油100t/d，产水2.5t/d。PVT分析数据见表1。
表1 NX1H井PVT分析研究成果数据表
参数
分析值
参数
分析值
地层压力/MPa
55.69
地层温度/℃
130.1
露点压力/MPa
53.66
临界压力/MPa
49.64
地露压差/MPa
2.O3
临界温度/℃
-46.4
临界凝析压力/MPa
58.69
临界凝析温度/℃
309.6
露点体积系数/m3·m-3
0.00316
油罐油密度/g·cm-3
0.7824
露点压力偏差系数
1.320
油罐油分子量
140
    NX2H井自投产以来日产气量和日产油量总体较高，气油比稳定。截至2009年2月底，油压34MPa，产气50×104m3/d，产油105t/d，产水2.5t/d，平均气油比4900m3/t。自2005年8月6日投产到2009年2月28日，累计产气5.82×108m3，累计产油11.66×104t，累计产水2405.4t，总体生产状况稳定。PVT分析数据见表2。
表2 NX2H井PVT分析研究成果数据表
参数
分析值
参数
分析值
地层压力/MPa
56.33
地层温度/℃
125.4
露点压力/MPa
56.18
临界压力/MPa
49.37
地露压差/MPa
0.15
临界温度/℃
-48.1
临界凝析压力/MPa
59.83
临界凝析温度/℃
320.4
露点体积系数/m3·m-3
3.1607
油罐油密度/g·cm-3
0.7973
露点压力偏差系数
1.289
油罐油分子量
138.59
    与同一区块的直井对比，水平井提高了天然气和凝析油的产量。例如，NX3井比NX1H提前4a生产，才累计产气4.9×108m3，累计产水2595.9t，累计产油10.96×104t。水平井气油比的变化平稳，凝析油含量基本上维持在200g/mL左右；而直井气油比、凝析油含量变化幅度大，凝析油含量在170～300g/mL范围内变化。
3 结论
    1) 在凝析气藏开发中，当反凝析液产生时，储层轻烃增多，使得储层气体露点压力增加，进一步减少了地露压差，进而影响开发效果。
    2) 水平井可以在较小压差下生产。小压差可以缩短反凝析区半径，减少反凝析液量，使得相应气相渗透率减少缓慢。在气藏开发早中期，有利于提高产能。在气藏开发晚期，对应一定的废弃产量，有利于降低储层废弃压力，从而提高气藏采收率。同时，较小的生产压差，可以延缓储层反凝析，从而使储层包含更多的重组分，减缓了储层气田露点的升高，有利于提高凝析油采收率。
    3) 对于同一边底水油藏，水平井开发效果好于直井。
    4) 某凝析气藏总体非均质性不强，其中2口水平井的应用效果较好，产气量分别为50×104m3/d和49×104m3/d，这说明在边水凝析气藏中可以采用水平井开发，取得较好的生产效果。
参考文献
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(本文作者：张云 中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂)