底水气藏大斜度井开发优化设计研究

张宇，钟海全，李永臣，郭春秋，史海东

（1.大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆163152；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；3.中国石油煤层气有限责任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

底水气藏大斜度井开发优化设计研究

张宇1，钟海全2，李永臣3，郭春秋4，史海东4

（1.大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆163152；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；3.中国石油煤层气有限责任公司忻州分公司，山西保德036603；4.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

大斜度井开发底水气藏遇到的最大问题就是底水锥进。以数值模拟技术为手段，建立底水气藏大斜度井地质概念模型。区别于常规单参数局部优化，采用极差法分析大斜度井开发底水气藏时复合参数的交互影响，从而能够又快又准地得出更合理的全局最优结果。同时，为准确模拟开采特征，利用多段井模拟技术并考虑气藏渗流与井筒流体流动的耦合及摩阻的影响，采用示踪剂追踪法精确模拟底水见水时间，使得指标优化更加合理可靠。结果表明，斜井段趾端避水高度对见水时间及无水采出程度均产生影响，而斜井段长度和生产压差则对预测期末采出程度起主要作用。该项研究对底水气藏大斜度井的高效开发具有一定的指导作用。

底水气藏；大斜度井；多段井；示踪剂；全局最优

0　引言

土库曼斯坦阿姆河右岸地区沉积微相类型丰富，储层结构复杂，其物性变化快、非均质性强［1］，底水活跃程度不同，气藏在开发过程中会逐渐水淹［2］，如何延长该地区气井的无水生产周期及提高气藏的采收率是开发此类气藏的关键。水平井/大斜度井开发能够有效地控制底水锥进，因此，其最优避水高度、合理井筒长度及合理产量（生产压差）便成为高效开发的关键因素［3］。目前，国内外学者多针对水平井开发底水油气藏的相关问题进行研究［4-6］，而对大斜度井开发效果的优化分析相对较少，且多为单参数的分析。陈海龙等［7］将油藏渗流与水平井段中流体流动进行耦合，得出水平井最优长度的数学模型；吴克柳等［8］采用等值渗流阻力法，并结合底水驱动垂向临界速度变化，推导了底水气藏开发的临界生产压差计算模型；范子菲等［9］针对长方体砂岩气藏中的水平井，考虑气体非达西流动和气层各向异性，建立了水平井长度优化的数学模型；符奇等［10］研究临界产量垂向位置的变化规律，提出了底水油藏水平段合理位置的计算方法；王涛等［11］采用响应曲面法研究在不同因素下对水平井见水特征参数b值的影响，得出各因素对水平井含水变化的影响规律。

笔者在前人研究的基础上，研究斜井段长度、斜井段趾端避水高度及合理产量的综合作用对大斜度井开发底水气藏的影响，区别于常规单参数指标局部优化，采用正交设计极差分析法［12］对总体情况进行全局优化，又快又准地得出更具合理性的全局最优结果。同时，为准确模拟大斜度井的开采特征，斜井的建立采用多段井模型，将气藏渗流与井筒流体流动进行耦合并考虑摩阻，提出采用示踪剂追踪法精确模拟底水见水时间，使得开发结果更加符合实际情况，为大斜度井的低成本高效开发提供技术支撑。

1　大斜度井模型的建立

以阿姆河右岸地区气藏储层物性参数为基础，建立三维模型。气藏顶面埋深为2 792m，有效厚度为150m，原始地层压力为56.88MPa，孔隙度为7.2%，水平渗透率为0.7mD，垂向与水平渗透率比值为0.01，含气饱和度为0.65，地层温度为120℃，地层水密度为1.065 g/cm3，气密度为0.77×10-3g/cm3，地层水黏度为0.45mPa·s。

模型采用笛卡尔网格系统，I方向两端网格步长为300m，中间网格步长为100m，J方向网格步长为200m，K方向网格步长为5m，总共31层，模型总网格数为19×7×31=4 123。在气藏底部采用Fetchovich水体模拟底水，中部布置大斜度井，井斜角为80°。同时，为判断模型压降参数设置是否正确，对研究区大斜度井进行实际测压资料历史拟合，即选择该井处于稳定生产期的测压数据进行拟合，其误差小于5%，吻合效果较好。

2　单参数对大斜度井开发效果的影响

为准确分析各参数对底水气藏水淹规律及采出程度的影响，利用数值模拟多段井模型研究了井筒内的能量损失［13］。井筒直径为89mm，示踪剂质量浓度为1.0mg/L，采用示踪剂追踪精确模拟底水见水时间。

多段井模型将井筒劈分为多个段，每段拓扑结构保持原井轨迹，且拥有独立的压力、流体密度和相速度（图1）。考虑井筒内的能量损失，包括摩擦阻力损失、加速度损失及水静力学压降损失，进而可对井筒内的流体进行详细描述。采用上述模型以某一测试产量模拟生产，通过对每个射孔网格流压和流量的统计，可定量描述大斜度井不同长度的压力变化和气量差异（图2）。

图1　大斜度井多段井模型Fig.1 Themulti-segmentmodelofhighly deviated well

图2　大斜度井井筒压力和流量分布Fig.2 Thewellbore pressure and flow distribution of highly deviated well

对于底水气藏而言，若开发过程中底水逐渐上升，气井避水高度和产量设计不合理，将导致过早见水，进而降低无水采出程度。目前，气藏底水锥进研究中，见水时间通常采用经验公式法或利用含水率来间接确定，这样会存在一定的误差。因此，笔者提出利用示踪剂追踪的方法来确定气井产出底水的准确时间，在底水中加入不同的示踪剂，通过模拟判断气井产水的来源，进而确定底水锥进的时间，为相关指标的优化提供依据。

2.1大斜度井的斜井段长度

为对比不同斜井段长度对底水气藏水淹规律的影响，模拟研究大斜度井的斜井段长度分别为200m，400m，600m和800m，斜井趾端避水高度为60m，生产制度为稳定生产（55万m3/d）情况下的水淹规律及开发效果。数值模拟结果（图3）表明：随着斜井井段长度的增加，见水时间和无水采出程度均随之增加，但增幅逐渐减小［图3（a）］，预测期末采出程度也逐渐增大［图3（b）］；当长度超过600m后，增长速度放缓，受长度增加的影响变弱。

图3　斜井段长度对开发指标的影响Fig.3 The effectof the length of deviated segmenton development indexes

2.2斜井段趾端避水高度

为对比不同斜井段避水高度对底水气藏水淹规律的影响，模拟研究大斜度井的趾端避水高度分别为30m，40m，50m和60m，斜井段长度为600m，生产制度为稳定生产（55万m3/d）情况下的水淹规律及开发效果。数值模拟结果（图4）表明：随着斜井井段避水高度的增加，见水时间和无水采出程度均随之增加，且增幅逐渐变大［图4（a）］，预测期末采出程度逐渐减小［图4（b）］；当斜井段避水高度超过40m时，对采出程度的影响变大。

图4　斜井段避水高度对开发指标的影响Fig.4 The effectof the inclined section height to avoid water on development indexes

3　复合参数对大斜度井开发效果影响

单参数对大斜度井开发效果的影响在油气田开发方案优化中常常被采用，该方法通过固定部分参数，逐个对其余参数进行优化，当参数之间没有交互作用时，得出的结论是正确的。在实际生产中，不同参数的取值互相影响，即开发指标之间存在交互作用［14］。因此，采用多次单参数优化往往只能得到局部最优结果。复合参数对大斜度井开发效果的影响是指斜井段长度、斜井段趾端避水高度和合理产量的综合作用。若对各参数不同水平组合进行模拟，全面实验则需要模拟较多方案，虽然能得到全局最优结果，但在网格精细划分或者参数较多的情况下，将会耗费大量的机时，甚至难以实现。为此提出将正交设计极差分析法与数值模拟方案相结合，根据正交准则挑选典型代表点（表1），并设计正交表，以提高方案的合理性，减少工作量。

表1　正交设计L16（45）Table 1 Orthogonaldesign table L16（45）

针对阿姆河右岸地区气藏的实际情况，采用正交设计表L16（45）对复合参数进行分析。其中，斜井段长度与斜井段趾端避水高度设计为4个水平，设计合理产量也为4个水平，分别为45万m3/d，50万m3/d，55万m3/d和60万m/d3，以见水时间、无水采出程度和预测期末采出程度为优选指标。相比全面实验方案64个（43），正交方案缩减至16个，大大减少了工作量，且能准确地找到最优结果。

对16个方案进行模拟计算，考虑斜井段长度和避水高度的交互作用，采用正交设计极差法分析实验结果（表2）。斜井段避水高度对见水时间和无水采出程度的影响较大，斜井段长度的影响次之，而合理产量和斜井段长度对预测期末采出程度的影响较大，斜井段长度与避水高度的交互作用对指标的影响较小。

表2　复合参数三指标正交设计Table 2 The orthogonaldesign of com pound parameterson three indexes

根据极差最大原则，在底水气藏开发过程中，若从见水时间和无水采出程度考虑，应优先确定合理的斜井段趾端避水高度；若从预测期末采出程度考虑，应优先确定合理产量和斜井段长度。综合考虑3个优选指标以及完钻井等因素，优化后3个参数的取值分别为：斜井段长度为600m，斜井段趾端避水高度为60m，合理产量为55万m3/d。与常规单参数指标优化结果相比，正交设计结果考虑了3个参数交互对指标的影响，同时综合考虑了不同指标（3个指标）的动态均衡，使得油气田开发方案的优选更加合理化，达到了全局最优的效果。

4　结论

（1）多段井描述技术将井筒劈分为多个段，每段拓扑结构保持原井轨迹，可实现对大斜度井井筒损失的模拟，以及准确表征斜井段上的压力变化和气量差异。靠近井筒趾端，压力相对较高，靠近跟端压降变化较大。

（2）在实际生产中，各参数对开发效果的影响往往是综合作用的结果，极差分析法可作为优化开发指标的辅助手段，实现开发指标的全局最优。

（3）在底水气藏开发过程中，若要延缓见水时间，提高无水期采出程度，应优先确定合理的斜井段趾端避水高度；若从预测期末采出程度考虑，应优先确定合理的产量和斜井段长度。

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（本文编辑：杨琦）

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

国家示范工程项目“阿姆河右岸天然气项目中区勘探开发一体化示范工程”（编号：2011ZX-05059）资助

张宇（1988-），男，硕士，主要从事油气田开发工作。地址：（163152）黑龙江省大庆市让胡路区第一采油厂。E-mail：swpu_zy@163.com。