吉拉克T^4Ⅱ2带底油凝析气藏开采动态特征研究

1、吉拉克t42带底油凝析气藏开采动态特征研究6油气田地面工程第28卷第5期(2009.5)doi:10.3969l/j.issn.1006-6896.2009.05.004吉拉克t42带底油凝析气藏开采动态特征研究张伟;张芬娥唐明龙焦玉卫.牛玉(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;2.中国石油塔里木油田分公司;3.中国石油勘探开发研究院)摘要:吉拉克t4口凝析气藏由于储层薄且储层上部存在低电阻气层段,以正韵律沉积为主,夹层不发育,因此在开采过程中主要表现为单井控制动态储量小,直井生产底水锥进快,产量下降快等特点,无水采气期短,带水生产是该类气藏生产井的主要特征.开采该类气藏时,在顶

2、部储层好的区域,可将水平井布在气藏顶部,延长无水采气期;在项部储层差的区域,可将水平井布在气藏中部,降低生产压差,带水生产.关键词:吉拉克;底油;凝析气藏;开发动态;水平井1吉拉克t气藏储层基本特征吉拉克t气藏顶面构造整体形态为一轴向nwse走向的短轴断背斜,被一条nesw向正断层分割为东西两块,含油气面积34.4km,幅度20m.气藏为带底油的凝析气藏,东,西块气油界面分别为一3415m,一3420m,油水界面分别为一3417rn,-3424rn,底油厚度分别为2m,4in.构造内部小断裂较发育.吉拉克t,气藏储层沉积相属扇三角洲前缘亚相,岩性以粉砂岩,细粉砂岩为主;渗透率0.1710-.4

3、93710_扯m,平均535.310m;孔隙度4.1629.56,平均23.2;宏观上为正旋回沉积,底水区物性较好;储层垂向,平面非均质严重,其中上部储层较差,原始含气饱和度较低(50左右);储层具有中弱盐敏及水敏,极强酸敏敏感性.气藏原始地层压力47.44mpa,温度104.5,为常温常压系统.凝析气层气油比1940rn./m.,凝析油密度0.7424o.7707g/cm.,凝析油含量467cm./m.,露点压力45.53mpa,等容衰竭最大反凝析液量9.26,压力2o.7mpa;底油厚度24rn,密度0.84o.88g/cm3,气油比170m3/m3,饱和压力36.46mpa.2006年,

4、经过进一步评价,用容积法计算地质储量为:凝析气37.3310m.(其中天然气34.6x10m3,凝析油146.54x10t),黑油地质储量421.03x10t,溶解气地质储量8.2710m.,是吉拉克三叠系凝析气田的主力气藏.2开发动态研究吉拉克t凝析气藏于1998年12月16日开始试采,2005年4月,以利用老井为主进行衰竭式开发.由于老井井况复杂,投产后油气产量不断下降,含水率持续上升,2006年以来,在新的三维地震采集,处理和构造解释研究基础上,部署开发调整井7口,开发效果得到明显改善.气藏开发三年来主要具有以下生产特征:(1)t4储层薄且以正韵律沉积为主,夹层不发育,直井生产底水锥进快

5、,无水生产期短,产量递减快.t4气藏为底水凝析气藏,油气柱高度仅20in,且储层为下粗上细的正韵律沉积,中下部储层(油气层下部及水层)高孔高渗,开发初期以直井生产,打开程度高(3864),避水厚度小(3.46.7m),且部分井固井质量不合格.投产初期产量远高于临界产量(见表1),单井无水开采期很短,仅为3个月,2006年5月进入高含水期.由于投产后很快见水,产量呈指数式递减,天然气,凝析油的平均月递减率高达5.47和5.49.表1直井临界产量计算井号dupuit临界产量/10in.?d水锥突破时问/d(2)储层非均质性严重,不同区域产量差别较大.t4气藏储层上部产层段平面非均质严重,测井解释渗

6、透率在85.51042410m之间.储层物性变化大,导致不同井之间产能差异较大,从部分井投产初期产量,生产压差,采期指数油气田地面工程第28卷第5期(2009.5)7对比发现,渗透率等值图高渗区单井产能也较高,储层差的区域产能也较低,采气指数差别44o倍.(3)储层上部存在低电阻气层段,原始气饱和度较低,水饱和度较高,该层段生产井投产后产量下降快,压差增大,在较长时间内以低油,气,水产量维持生产.t.凝析气藏多数井储层上部测井表现为低电阻特征.当生产井射孔段位于低电阻段且储层较差时,生产特征表现为气井初期产量较高,压差较小(高于中下部较好产层压差),但油气产量递减很快,压差快速增加,当生产压差

7、较大时,由于原始含水饱和度高(约45),水开始流动,导致气相渗流能力快速下降,气产量快速下降.与边底水推进到井底不同,共存水流动量在大压差下逐渐趋于稳定后,气,水相也以相对稳定的产量产出,井口以较低但稳定的油,气,水产量维持生产.(4)地层压力下降慢,底水较活跃,为中强度水驱.截至2007年5月,t4气藏地层压力较原始地层压力下降2.49mpa,累产气2.6710m.,油12.3110t,水17.910m.,地层压力下降5%,单位压降气采出程度为1.97/mpa,压力下降缓慢.由于地层能量充足,目前3口高产水井(jl102,jl105,ln57)et产水100120rn.,水气比2077m./

8、loin.,米采水指数2.7710.72m./d?mpa,井口油压l015mpa,气井带水自喷能力较强.历史拟合研究表明,日水侵量在投产初期产量高时最高,随着气井见水后产气量下降,产水量上升,水侵量有所下降.利用物质平衡原理计算气藏水驱指数在0.20.35之间,根据行业标准sy/t61681995气藏分类判断为中强度水驱.(5)水平井产能高,生产压差小,可在一定程度上延缓底水锥进,但受储层非均质影响,生产差异大.为缓解产量递减,通过开发机理等研究,2006年以来共部署7口水平井,水平段长400500iti,投产初期单井et产气1o10rn.,油50t左右,均达到了预期效果.从多种指标对比可以发

9、现,水平井开采效果明显好于直井;水平井产能的差异,反映了储层纵向及平面非均质性严重.图1,图2分别为ln57一h3,ln57一h4井井眼轨迹与地层关系测井解释成果图.其中ln57一h3井顶部储层好,录井气测高,水平段位于气层顶部储层预测好的区域,该井投产初期和目前压力高,含水上升慢,累产高(见图3);ln57一h4井所处位置气层厚度较大,气层顶部物性较差,下部储层较好,水平段略靠近气层的中部,该井初期压力高,但含水上升快,累产较高(图4).因此为确保高产,水平井的部署特别是水平段位置的确定应充分考虑到储层的非均质性.j-.dl一l埘,l一一_,fi(_=.,一_h一一.一一一懑一一一s图lln

10、57一h3井井眼轨迹与地层关系测井解释成果图2ln57一h4井井眼轨迹与地层关系测井解释成果出超田图3ln57一h3并开采曲线20o8d4图4ln57一h4井开采曲线2l0o050ooo.950n90o850莽800750(6)由于油气层厚度薄,底水活跃,油环油随着一起采出,但采出程度低,开采难度大.投产后,区块综合气油比基本保持稳定(维持在2000m./t左右),单井气油比差别不大,部分井气油比较山.翅瑚啪鲫伽瑚3322222mo8油气田地面工程第28卷第5期(2009.5)doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2009.05.005水平井压裂产能预测方法研究与应用马晖(

11、胜利油田纯梁采油厂)摘要:水平井压裂技术是一项新兴技术,在油田得到了越来越广泛的应用.结合genliangguo水平井压裂产能预测方法,通过建立不同裂缝形态的水平井压裂物理模型,对产能计算公式进行了修正和改进.现场应用表明,修正后的公式计算精度更高,更加符合现场实际.关键词:水平井;压裂;裂缝;物理模型;产能预测由于水平井压裂费用高,所以是否对水平井进行压裂,除了考虑油藏条件和技术问题以外还需要进行综合经济评价.因此,对水平井压裂后的产能进行预测具有重要的意义【】.一方面,它可以提高水平井压裂决策的科学性,获得最大的经济效益;另一方面,它可以为水平井压裂工艺参数的确定提供可靠的依据.本文通过对

12、genliangguo水平井压裂产能预测方法进行改进,得到了更加符合实际的产能计算公式.实践证明,改进后的公式准确可靠,能够满足现场应用的需要.1水平井压裂产能预测方法genliangguo和r.d.evans推导的天然裂缝油藏水平井的产能公式,综合考虑了渗透率各向异性,水平井部分穿透油藏,裂缝部分穿透油藏及裂缝与井筒夹角,水平井的偏心距等因素,可应用于水平井压裂后的产能预测.假设油藏宽度为a,长度为b,水平井筒长度为l,水平井同时穿过n条裂缝,裂缝的平均长度为l,平均张开宽度为c,平均间距为l/n,油藏基质渗透率为k,裂缝渗透率为k,;并假设所有裂缝单元的水平井筒压力均相同,这n条裂缝互相平

13、行,裂缝间距相等.水平井产量q是基质流向水平段流量q与从裂缝流向水平段流量q的总和,即qhq+q/(1)裂缝流向水平井的最大产量q是假设油藏中所有流体首先流向裂缝,然后再从裂缝流向水平井,没有流体从基质直接流向水平段.投产时有所下降,生产初期气油比较高,生产一段时间后气油比下降,分析认为主要是底油的影响.投产初期,在底水推进下,底油较快推进到井底,各井原油密度呈现增加趋势,由于底油所占比例较小,增加幅度不大,平均密度由0.758g/cm.增加到0.768g/cm.目前地层压力仍较高,在露点附近,因此反凝析影响不明显.根据数值模拟以及色谱指纹技术研究表明,截止到2008年5月,吉拉克t4凝析气藏

14、累采底油4.383610t,占累产油18.39910t的23.8%,底油地质储量采出程度1.04.(7)单井控制储量低,储量动用程度低,目前井网不完善.采用blansingame法,agarwalgardner法和npi法等3种水驱凝析气藏产量不稳定法计算动态储量,得出单井凝析气控制动态储量在0.1115.2210.1ti.之间,目前t4气藏井网下动态储量为2o.9310m.,仅占容积法计算地质储量37.3310.1ti.的56.07.主要由于开发井均为直井,见水后产量大幅递减,产量低,生产时间较短,影响了储量的动用,目前油和气的采出程度分别为3.24,9.27.3结语(1)吉拉克t4凝析气藏厚度薄,顶部气层毛管力作用明显,含气饱和度低,造成生产