马井气藏IPM生产一体化数值模拟研究与应用

黄万书 倪 杰 刘维东

（1.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川 德阳 618000；2.中国石油西南油气田公司通信与信息技术中心，四川 成都 610051）

0 引言

气田开发作为一项系统性工程，涵盖了气藏动态、井筒举升和地面集输等各个生产环节。但目前的分析研究基本上是逐点分析，再通过人工方式进行综合、统计和分析，难免出现资料错漏、人为误差、耗时多等问题，从而影响系统分析的准确性和及时性。对气藏—井筒—管网进行生产一体化动态模拟将单个生产环节紧密地连接起来，不仅能够在气田投产前对各种方案设想进行对比评估，而且还可以投产后跟踪监测、优化整个生产运行系统，以便获取最高的开采效率和经济效益。

1 气藏概况及软件功能特点

1.1 马井蓬莱镇组气藏概况

马井蓬莱镇组气藏位于四川盆地西部龙门山中段前缘彭县断层下盘北部，为构造背景下的岩性复合圈闭气藏，储集层主要为三角洲平原—前缘分支河道及河口坝砂体，以中孔—微喉、小孔—微喉为主。孔隙度主要为1.13%～19.39%，平均值为10.51%。渗透率一般为0.16～2.5 mD，平均值为1.072 5 mD。属于近常规—致密储层。

气藏地层压力一般在17.97～31.98 MPa，压力系数在1.36～1.71，气层温度在41.03～56.88℃，地温梯度为1.96～2.11℃／100m。自1999年1月投产以来，历经几年的勘探开发，投产井数与气藏产能不断增加，气田管网不断得到完善，目前已经形成多个用户出口，多分支的环状管网结构。

1.2 数值模拟软件功能特点

IPM生产一体化数值模拟软件真正实现了油气藏—井筒—管网生产管理的无缝衔接，目前在世界范围内有60多个国家、超过280个石油开采及技术服务公司利用该软件进行生产管理和优化，其中包括BP、Exxon Mobil、Total、Shell等国际石油公司。IPM数值模拟软件主要由地面管网优化设计、井筒动态优化分析、生产动态综合分析、高压物性分析、油气藏数值模拟、控制连接器等模块组成，工作流程如图1所示。

2 软件应用

2.1 气藏一体化模型的建立

在进行一体化分析时，首先要建立一个一体化分析平台，这个平台包括从气藏到用户的整个生产集输系统，把气藏作为起始边界，用户端作为系统的终端，如果只做气田内部的分析，则可以把终端设置为集气站，同时需确定终端的生产条件（压力和产量）。笔者以马井X片区蓬莱镇组气藏为例，建立气藏生产一体化模型，其生产系统主要包括4座集气站，7个井组共计20口井（图2）。目前产气量为22×104m3／d，稳定外输压力为1.46 MPa。

图1 IPM油气藏生产一体化软件工作流程图

图2 建立IPM气藏一体化模型图

2.2 气井产能递减分析

该气藏属于低渗致密砂岩气藏，大多数井都必须进行加砂压裂改造后才能获得工业气流，因此多采用射孔完井模型。利用动态分析模块对气井的生产动态进行拟合，求取气井目前地层压力、井底流压、裂缝半长等动态资料，然后根据气井目前的地层参数，利用井筒分析模块计算气井目前的绝对无阻流量。气井产能递减分析表明，该气藏产能递减迅速，个别井由于初期配产高，产水量较大等原因，生产一年多以来，产能递减达到90%。

2.3 气井合理生产管柱研究

油管尺寸是影响井筒压降的重要因素，管径越小，油管摩阻压降越大，井筒压力损失越高，气井产量就越低。利用井筒分析模块，输入单井的井口压力、地层压力、地层温度等基本参数，对气井的产量随油管尺寸变化进行敏感性分析，以优选合理的生产管柱：① 目前产能情况下，该气藏除了个别产量较高的井外，油管尺寸对气井产量基本无影响；② 除了个别井管柱目前能满足携液要求外，大多数井无法满足携液要求，需采取排水采气工艺措施。

2.4 气藏稳产模拟

目前外输压力为1.46 MPa，起始时间为2011年8月19日，控制总产量不超过22×104m3／d，对气藏进行稳产模拟可以得到：① 气藏将以20×104m3／d左右的产量生产至2013年8月，随后产量逐渐递减；② 产量进入递减期后可持续生产到2015年12月，废弃地层压力为4.3 MPa；③ 累积产气量为3.54×108m3，最终采收率为82.1%。

2.5 气藏生产动态预测

最大潜能指系统潜在的最大能量，即气体从地层出来后不受任何节流设备限制，从井筒流向地面管线所能提供的产能。目前X片区系统最大潜能为80.5×104m3／d，以最大潜能为上限，对不同产量下的生产动态作预测，研究表明：系统最大控制产量越大，外输压力越高，气藏废弃越早，最终采收率越低。目前生产条件下，气藏最大产量应控制在50×104m3／d以内，气藏合理产量应控制在19×104m3／d，才能保证单井稳产期较长，并提高可采储量（图3）。

图3 最大控制产量与最终采收率敏感性分析图

2.6 生产方案优化

动态分析表明，马井X片区蓬莱镇组气藏单井配产不合理，部分井的配产偏高。从一体化角度对单井产能进行优化分析，原则上要求单井的配产小于绝对无阻流量的1／3，生产方案优化前后对比如图4所示。

图4 马井X片区蓬莱镇组气藏气井生产方案优化图

外输压力与最终采收率的敏感性如图5所示。由图5可以看出，除产量极低的几口井外，大多数井生产方案优化后稳产期得到了提高。在1.46 MPa的外输压力下，生产方案优化后，气藏稳产期增加10个月，由2013年8月延迟到2014年6月，废弃时间由2016年12月延迟到2017年4月，累积产气量由3.54×108m3／d增加到3.56×108m3／d，最终采收率由82.1%上升到82.6%，采收率提高了0.5%。

图5 外输压力与最终采收率的敏感性曲线图

3 结论

1）IPM生产一体化数值模拟软件主要包括地面管网优化设计模块、井筒动态优化分析模块、生产动态综合分析模块、高压物性分析模块、油气藏数值模拟模块、控制连接器模块，具有应用泛围广、功能适用性强的显著特点，为油气藏生产方案优化提供了一个有效的工具。

2）动态分析表明，马井X片区蓬莱镇组气藏单井配产不合理，部分井的配产偏高，采用IPM生产一体化数值模拟软件对生产方案优化后，气井稳产期可增加10个月，废弃时间可推迟5个月，采收率提高0.5%。

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