底水气藏大斜度井优化设计论文

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1大斜度井模型的建立

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=4123。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。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。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。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，预测期末采出程度也逐渐增大；当长度超过600m后，增长速度放缓，受长度增加的影响变弱。

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，预测期末采出程度逐渐减小；当斜井段避水高度超过40m时，对采出程度的影响变大。

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。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，并设计正交表，以提高方案的合理性，减少工作量。

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。

作者:张宇钟海全李永臣郭春秋史海东单位:大庆油田有限责任公司西南石油大学中国石油煤层气有限责任公司