摘要：根據每個氣藏地質特征和動態監測資料，獲得氣藏試采特征。對每個氣藏開發動態進行分析，掌握了驅動類型、邊水活動特征潛力等動態情況，計算不同氣藏的動態采收率，制定氣藏合理工作制度。
　　關鍵詞：合理開發政策，采收率，潛力分析，大慶西部外圍氣田
　　某廠所管轄的A西部外圍地區共探明6個氣田[1]，目前開發動用AL、ER、XD、T301、BYNL5個氣田，動用含氣面積70.3km2，采氣井總數16口，目前可正常生產11口，關井5口井。動態儲量采氣速度3.23%，采出程度36.35%。已開發的氣田通過應用動態資料核算的最新動態儲量和實際動態儲量，動態儲量采氣速度5.3%，采出程度47.1%。
　　1氣田相關理論開發研究
　　針對每個氣田的地質狀況不同（AL氣田屬巖性氣驅氣藏、T301屬弱邊水氣藏、BYNL屬強水驅氣藏、LN屬于帶油環的氣藏）研究的方向不同，分析時主要劃分為定容氣藏和水驅氣藏兩種情況研究。確定氣井的合理工作制度，能夠使氣田產能發揮最大。
　　1.1氣田最終動態采收率
　　1.1.1定容氣藏：（AL氣藏）
　　用Gopal方法計算Za,此法適用條件：1.2≤≤3.0；0.0≤≤15.0，AL氣田符合條件。
　　
　　其中：未知數廢棄壓力下偏差系數Za；未知數擬對比壓力，；擬對比溫度，；
　　未知數臨界壓力，MPa；臨界溫度，℃
　　用Standing提供的美國加利福尼亞州的干氣相關經驗公式求和。
　　適用條件：當<0.7時的公式：AL氣田的相對密度均在0.6左右，
　　
　　
　　最終求出：
　　利用公式計算出AL氣田的采收率為67.2%。
　　1.1.2水驅氣藏：（BYNL、T301、ER）
　　計算公式：；廢棄時體積系數可由經驗公式求得。
　　其中：、在原始、廢棄時含氣飽和度；、(未知)在原始、廢棄時體積系數。
　　通過計算BYNL氣田采收率77.5%，T301井采收率88.9%，ER氣田的采收率為79.21%。
　　1.2氣田合理生產壓差的確定
　　1.2.1疏松砂巖氣藏（AL）
　　AL氣田是水動力條件較弱的濱淺湖相沉積，以粉細砂為主，泥質含量高，儲層埋藏淺（580-760m），砂巖膠結疏松，氣層易出砂。利用公式計算砂巖氣藏不出砂的合理生產壓差。
　　常用“C”公式法確定合理生產壓差。將井壁巖石所受最大張應力定義為切向應力σt，計算公式：
　　
　　根據巖石破壞理論，當巖石的抗張強度C小于最大切向應力時，井壁巖石不穩定，將會引起巖石結構破壞而出砂。因此，垂直井井壁巖石是否堅固的判別式為C≥，即：
　　
　　因此，防止井底出砂的合理生產壓差ΔP的表達式：
　　
　　式中—井壁巖石最大切向應力，Mpa；—地層巖石的抗張強度，MPa；—巖石的泊松比；—上覆巖層的平均密度，kg/m3；—產層深度，m；—儲層流體壓力，MPa；—井底流壓，MPa。
　　理論計算AL氣田的極限生產壓差為0.15MPa。
　　1.2.2水驅氣藏（BYNL、T301、ER）
　　對于水驅氣藏來說，氣井合理產量確定后，必須嚴格管理，原則“少動操作，少關井，平穩操作保穩產”。氣井生產過程中，操作頻繁對產能有影響，尤其是出水后的氣井，會使水限制在井筒內并沉落在井底。由于井底回壓增加水被壓回地層，使井的周圍液體飽和度增加，氣相滲透率降低，最后導致氣井產量下降。根據生產實踐經驗，產量總體趨勢是：井口壓力下降，氣產量遞減和產水量上升。
　　（1）理論公式法：
　　首先計算無水臨界壓差：；其次按臨界壓差計算臨界產氣量：計算合理生產壓差0.54MPa。
　　式中—氣井厚度(從氣層頂到氣水界面的距離)；—氣層鉆開厚度，m；—地層水密度，t/m3；
　　—圖版查得。—臨界無水產量，103m3/d；a，b—二項式系數。
　　（2）經驗法。現場觀察氣井在某一產量時氣井攜液最少，記錄當時的油壓用公式折算井底流壓：
　　
　　計算合理生產壓差0.6MPa。
　　1.3氣藏合理產氣量的確定
　　氣井合理產氣量是氣藏開發的重要指標，其中天然氣中的凝析液是影響合理產量重要因素，如果產量控制不當，不能將凝析液帶出井筒，會將凝析液積聚在氣井井底和近井區，增加井底回壓和滲流阻力，在這種情況下，氣井最大合理產量大于最小攜液量，使凝析液隨著氣流不斷帶出井筒，保持井底和近井區儲層不受凝析液的污染。合理產氣量應控制在最大合理產氣量與最小攜流量之間，確定氣井最大合理產氣量為無阻流量10－15%。
　　1.3.1最小卸載流量計算：
　　
　　式中—帶液最小產量，104m3/d；—井內計算點帶液最小流速，m/s；
　　其中、、、已知，由公式求出
　　其中天然氣密度，kg/m3，由公式
　　—井內氣、液之間表面張力，mN/m，通常取60mN/m。
　　1.3.2無阻流量經驗公式計算：；；；
　　式中—實測產量，104m3/d；—井底流壓，Mpa；—無量綱壓力。
　　建議三個公式求出后再算數平均求出最后結果。利用IPR曲線用經驗公式：
　　
　　在直角坐標圖上畫成與的關系曲線。應于上述三個公式計算的結果相近。
　　1.4天然水侵量確定
　　根據天然水域的大小、幾何形狀、地層巖石特性和流體特性的好環，劃分為穩定流法和非穩定流法。正常生產的11口井中有6口井出液，可劃分為不穩定流和非穩定流研究。
　　1.4.1穩定流法
　　氣田周圍具有廣闊天然水，氣田的滲透率較大，可將氣藏簡化為一口半徑為的“擴大井”。水侵速度不隨時間變化達到穩定流動，BYNL近似看為穩定流。計算該氣田的水侵系數較大k=1079.8m3/(MPa•d)，D402井天然水累積量691.1712×104m3。該井的水侵常數較高，在氣資源每斷采出的時候天然水能夠很快的補充，地層壓力下降緩慢，總壓差1.64MPa。
　　利用達西穩定流定律，得到天然水侵量的表達式：
　　，
　　其中、由生產數據可知，為水侵常數，它與天然水域的儲層物性、流體物性和氣藏邊界形狀有關。計算公式：
　　—水域地層的滲透率，μm2；—天然水域有效厚度，m；—氣水接觸面半徑，mm；—天然水的外緣半徑，mm；—地層水粘度，mPa•s。
　　地層水粘度由公式求得。
　　1.4.2非穩定流法
　　氣田的滲透較小，水侵速度隨時間變化，水向氣藏的水侵過程為一個不穩定的過程。AL氣田近似為非穩定流法，出液井有D603井和D621井，以D603井為例計算該井水侵量。基本原理：建立數學模型，為了求解方便，形式統一。
　　
　　定義無量綱變量：
　　
　　式中：—天然水域的有效孔隙度，—天然水域中的有效壓縮系數，1/MPa；、、、參數可以查到，、由公式求得：
　　
　　式中A、B、C由以下公式求出：
　　其中：；；；
　　D603井的天然累積水侵量為5.21m3，認為邊水不活躍，預測氣井無經濟效益時累計產水僅15.22m3，因此邊水對氣藏開采不會造成嚴重影響。
　　1.5氣田的廢棄壓力確定
　　按總公司推薦的方法即經驗法確定廢棄壓力公式：，求出的結果與數模中研究有誤差，確定廢棄壓力可用IPR曲線與氣井油管動態曲線圖確定。
　　2氣田產能潛力分析
　　2.1AL氣田
　　計算AL氣田的采收率為67.2%，剩余可采儲量為3.58×108m3。按年產氣約3500×104m3計算，生產10年到2015年。可投產新井D607井接替產能。合理生產控制邊水推進速度，增加氣井無水期穩產時間，構造北部邊水有活動跡象，南部尚未發現邊水侵入。由觀察井壓力監測結果，D603和D621均不同程度的見水，D603井屬AL西北部的油環邊界，該井開采年限較長采出程度相對較高，井底流壓下降較快，該井按非穩定流法計算天然累積水侵量為5.21m3，認為邊水不活躍，預測氣井無經濟效益時累計產水僅15.22m3，因此邊水對氣藏開采不會造成嚴重影響。實際累積產液6.3m3；D621井北部較高部位氣井，該井投產初期有見水的情況，分析可能是SO1組的地層水，因為測井解釋為SO1有少量水存在。兩井屬于同一氣藏中，同時開井時盡量減少D603井的氣量。
　　2.2ER氣田
　　計算ER氣田的采收率為79.21%，剩余可采儲量為0.11×108m3。按年產氣約400×104m3計算，生產3年到2008年。ER氣田天然氣探明儲量為22.26×108m3，含氣面積22.5km3，投產3口井(DII-2、II-4、V-3)，3口井的井控動態儲量為1.14×108m3，僅為原探明儲量的5.39%。該氣田為弱水氣藏，平均滲透率為617.5×10-3μm2，氣田的滲透率較大符合平面徑向穩定流動，計算水侵常數k=4.43m3/MPa•d，天然累積水侵量230m3/MPa•d，預測氣井無經濟效益時累計產水252m3，D4目前產液多無法正常生產關井，D3的主要產氣層某I2層地層壓力下降，油環向井底移動，目前按稠油井生產。
　　2.3XD氣田
　　油田投產2口氣井，氣田動態儲量2.4×108m3。目前開井1口，累積采氣0.3028×108m3，采氣速度3.08%，采出程度為12.62%。計算XD氣田的采收率為64%，剩余可采儲量為1.23×108m3，與其它氣田相比，XD氣田剩余可采儲量較高，但XD某油層大部分是油氣水同層發育，造成開采比較困難，目前某D13井日產油可達0.6t，建議井口加分離器油氣同采。
　　2.4零散氣田
　　BYNL氣田D402井原始地層壓力11.74MPa，目前地層壓力10.1MPa，地層壓力下降緩慢，主要原因邊水及時供應，彌補地下虧空。采出程度48.1%，計算的采收率77.5%，剩余可采儲量0.95×108m3。按年產氣約750×104m3計算，生產10年到2015年。該氣藏為強水驅，部分氣層的邊水已經侵入到氣井周圍地區，一定要嚴格執行合理工作制度穩定生產，控制D402井采氣速度在3%以內，合理生產壓差0.6MPa，合理采氣量控制在2.6-2.8×104m3/d，超量生產，必會引起產液量增加。氣田周圍具有廣闊天然水，氣田的滲透率較大，近似看為穩定流。計算該氣田的水侵系數較大k=1079.8m3/MPa•d，計算天然水累積量691.1712×104m3。該井的水侵常數較高，在氣資源每斷采出的時候天然水能夠很快的補充，地層壓力下降緩慢，總壓差1.64MPa。某油田T301井為弱水氣藏，采出程度87.8%。計算的采收率89.8%。目前動液面1011m，處于射孔頂界（1243.6m）以上，產液量增加，主要原因采出程度高，地層壓力下降快，使邊部油水侵入井底積液增加，氣田的滲透率較大符合平面徑向穩定流動，計算水侵常數k=537.9m3/MPa•d，天然累積水侵量801.1536×104m3，測氣井無經濟效益時累計產水950m3。LN油田M31井為彈性氣驅氣藏，油環對邊水起阻擋作用，采出程度38.3%，計算該井的采收率87.89%，剩余可采儲量1.07×108m3。由于該井含蠟量較高，油管結蠟嚴重，2001年10月對該井熱洗后進行氣舉，雖然洗通但洗井時壓力太高，管柱密封不嚴，導致洗井液進入氣層，對氣層造成了嚴重污染，制定的方案是注氮排液或壓裂，預計處理后該井產能達到2.0×104m3。
　　3結論
　　（1）AL氣田的采收率為67.2%，ER氣田的采收率為79.21%，XD氣田的采收率為64%，BYNL氣田D402井的采收率77.5%，LN油田古31井的采收率87.89%。
　　（2）AL氣田屬于疏松砂巖氣藏，氣井易出砂，嚴格控制生產壓差在0.15MPa之內，8口氣井按合理生產制度生產。
　　（3）BYNL氣田為強水驅氣藏，合理控制控制采氣速度即合理采氣量，采氣速度控制在3.0%以內，合理采氣量控制在2.6-2.8×104m3/d，超量生產，必會引起產液量增加。
　　（4）XD氣田為凝析氣田，制定油氣同采方案。
　　參考文獻：
　　[1]陳鐵龍.油田穩油控水技術論文集[M].北京；石油工業出版社，2001.