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燃气专业译文
对富含干气的阿曼SaihRawl油气田合的产能预测难题
N.AI-Marhoon和S.AI-Shidhani,SPE,阿曼石油发展
摘要:
SaihRawl油气田是阿曼最大的气田,其中Barik砂岩储层富含凝析气,而最深的Miqrat砂岩储层富含干气。
Barik储层已基本被完全被开采且其产量占绝大多数,该储层压力由初始压力513bar下降到目前平均的260到470bar。
而且油藏各储层性质的不同,各单位的水力压裂的不同,各单位的产量的显著差异导致储层的垂直差异显著。
气田Barik储层的凝析气比已经从480m3/MMm3下降到300m3/MMm3,该液体的压差导致Barik储层压力下降至低于露点压力,且通过井的多层合采导致Miqrat储层干气产量的增加。
SaihRawl气田井的Barik和Miqrat储层的生产受由凝析压力导致的流动损失,水力压裂在效率和几何方面的性质,完井方式和单一油藏或者多层油藏的影响,这使得对井的生产预测的任务变得非常复杂。
20世纪90年代中期,全球在开发凝析气藏这一领域的经验有限,这给最初的开发设计带来了一个真正的挑战。
尤其是对长期生产的预测。
时至今日,在油藏工程中,致密储层中的凝析气井在液体压差下的生产仍是一个具有挑战性的主题。
SaihRawl油气田对这一现象提供了首套全面的数据之一。
文章综述了SaihRawl油气田在其最初的40个月的生产期内的实际油藏动态。
例如,通过凝析气的产量和井的产能的预测,受富气和干气的流体混合物的影响,由合采生产的干气和富气潜在的窜流已观测到大幅度下降(上升到了50%每年)。
一、引言
SaihRawl(SR)油气田发现于1991年,它是阿曼最大的气田,其总储量(1.1.2002)超过15Tscf。
油气田的Barik砂岩储层富含凝析富气,Miqrat砂岩储层富含干气。
其储层的深度基准面分别是4370m和4850m,其地质构造单元分别是8和6个被大规模异岩封闭的侧向压力隔开的标准样式。
Barik储层具有一个220米的气柱,其孔隙率平均为7.6%;Miqrat储层具有一个100米的气柱,其孔隙率平均为6.8%。
两个储层的渗透率范围为0.02-10md。
所有生产井都已进行水力压裂以提高流速(表A).
Barik储层的初始油藏压力为513bar,Mriqrat储层的初始油藏压力为581bar。
Barik富气的露点压力是425bar。
SaihRawl油气田的生产是为了满足一年四季不用的天然气需求,同时保证满足合同年度最高日负荷需求的生产能力,这一生产理念对初期的凝析气生产的也有最大限度的生产而不影响最终凝析气的恢复。
该气田向阿曼液化天然气公司提供天然气,此公司于2000年初开始经营天然气。
在向阿曼液化天然气公司提供天然气的最初的十五个月,SaihRawl气田的生产能力处于日均最大负荷。
这一处境限制了对气田生产下降测试的能力。
然而,在2001年下半年,气田气体生产力的最高点已经下降到接近于由迹象显示的实际跌幅的生产水平。
而发现实际的跌幅要比出最预测的跌幅要高。
相似的,凝析油气比也比最初预测的要高,因此降低了凝析油的生产。
(表L)。
SaihRawl气田现今把70%的天然气提供给阿曼液化天然气公司。
气田蕴藏复杂的凝析气,在气田开发初期,预期生产天然气和凝析气的最终采收率分别只有4.3%和11.7%。
然而,油藏压力已经降低到低于露点压力,这造成凝析气的压差反过来又导致流入井筒的流体减少。
随着产量水平的提高,井的产能下降的更加厉害,从井SR-82和SR-99的产能可以得到证明,由每年老井25%的变化增加到每年新井的50%(表B)。
从整个气田的油藏数值模拟模型可以确定今后的发展需要这样的新井,高峰产能的预测和凝析油气比。
目前,气田有将近37口生产井,其中的29口仅仅在较浅的Barik储层完井,另外的8口井是在Barik和Miqrak储层完井。
二、油气田管理
借助于对油藏动态模型和气田校准频繁的历史匹配和全面的年度监控,气田进行着积极主动的管理。
单井模型用于预测井的产能和水力压裂的最优化。
监控事项包括以下内容:
1、生产测井工具。
生产测井工具以不同等级用于全部的新井和一些用于调查产能变化的老井。
2、地层压力。
反复的地层测试用于全部的新井。
3、井底流压。
井底流压需要用于一部分井。
4、生产数据。
除了温度和油管头压力,还包括每口井在风险米线上的湿气流动速率。
在气田的工厂出口,凝析油气比需要进行精确的测量,一些井需要井示踪试验方法。
后者使用不太频繁,只是作为指标而已。
2.1模型
在只有Barik气藏投入生产的前几个月,SaihRawl气田单井模型和全域模型被成功用于匹配和预测生产。
这个时期的大部分时间里都是在进行适度生产,大大低于井的产能。
另外,由于产量很小且损耗有限,井底压力和油藏压力的差别很小。
此外,凝析气漏失很少且只存在于井筒附近。
然而,随着更多的天然气采出时接近于井的产能,从2001年中期以来,井筒附近出现了面积较大的液体漏失。
Barik气藏不同单元导致不同的产量,使压力损耗也不同,由此,每口井的平均井底压力也不同。
这和液体漏失面积的尺寸,反映了表层变量,指出每口井的可变的下降率。
这种情况跟最初的模型假设不用。
2.2生产测井工具
随着气田生产的增加,加上Miqrat气藏开始在一些井通过多层合采促进生产,混合物的性能和压裂性能的不确定性已经增加。
生产测井工具正是被用作一个监测工具来进行评估这些不确定因素,提供投入的仿真模型,并且提高我们的操作原理。
2.3重复地层测试
在最初三年的生产中,气田在生产水平,不同气藏的投入和在气田南部油田开发的富集方面都经历了明显的变化。
储层压力数据在描述这些变化方面是至关重要的。
图C显示了由于每个单元不同特性和压裂效率,当选定的井之间的间距是在4KM至12KM之间时,该气藏横向和纵向不同的亏损。
2.4油气井动态
SaihRawl气田的动态由其天然气和凝析气的生产来进行评估。
采气是受天然气的整体需求和不断变化的气藏条件约束的,如描述天然气生产能力下降的储层压力和井生产力。
凝析气的产量受天然气的产量,天然气的来源,气藏环境和凝析油气比下降的趋势的约束。
对于SaihRawl气田,持续发展的亏损较少的储层部分的钻井增加了凝析气的产量,而正常下降的天然气和现有井的凝析油气比减少了凝析气的产量。
而且,较少的凝析气产量跟Miqrat气藏较多的干气产量,Barik气藏较少的干气产量是相关的。
2.5非合采井的动态
这部分井的凝析油气比当流速增加时减少(表H)。
也就是较高的气平面下降对应于较高的储层压力亏损,该储层也就有更多的凝析气漏失。
此外,Barik每个储层流动单元都有其自身的流入动态,这是一个储层物性的功能,也有其自身的压强和裂缝几何形状。
因此,在不用的流速下不同的水位降深会引起不同的液体漏失,且流速越快液体漏失就越显著。
表G给出了一个密封区域且从长远看来是投入递增的好例子。
如同单元1和单元2那样的密封单元一段时间后投入会增加,这应归于与其它高渗透性,衰竭多的单元相比较大的亏损适用于这些的密封单元。
2.6合采井的动态
井SR-114(表D),SR-152(表E)和SR-154(表F)通过生产测井工具对其单位投入进行了评估,这表明了Miqrt气藏所占的百分比随着流速的增加而下降。
在多层合采气井越低的产气率下,压力越高的Miqrat气藏有较高的气平面下降,而压力越低的Barik气藏就有较低的气平面下降。
在更高的产气率时,这两个气藏都要在高的生产压差下生产。
结果就是在Barik气藏有更高的投入时井产气变化的会更高,总的来说就是有更高的井凝析油气比。
当有亏损的单元关闭时,合采井允许对Barik气藏通过Miqrat气藏(高压区)的横流气进入到Barik(低压区),进行再增压。
这一作用将会使邻近井的凝析油气比增加。
由于这些井的封闭的很有限,这一现象还没有被清楚的看到。
难题是发展一种新井设计的理论,该理论要考虑到每个单元恭顺的亏损和利用Miqrat气藏的干气能源对天然气和凝析气产量的优化。
三、动态预测
在2001-2002年度期间的气藏监测为增进了解气田性能提供了必要的信息,这反过来又体现在全井模型的历史匹配中。
该模型与衰退分析法一起被用于预测当前井在短期内的天然气生产产能(表I和表J)。
利用上述方法,2002年的动态预测与测量的实际产能很接近。
其较小的差别归因于该气田在此期间没有生产出其潜能。
因此,这对有液体漏失亏损井筒附近的气流的影响不断减小。
因而,这些井得到了一些虚拟容量,如果他们的潜能被开采这些虚拟容量就会丧失。
另外,表K给出了在宽松和紧张的生产模式下个月产能的影响。
表K中的箭头指出了上一个月在宽松的生产模式下的虚拟产能。
此外,一些井测量的凝析油气比也给出了该有影响(表H)。
另外一个利用较好的凝析油气比下降来改进预测的指标已经被证实。
四、总结
SaihRawl气田前三年的生产提供了大量的关于天然气凝析气动态的资料,与此同时,管理如此复杂的气田也有很多的挑战。
积极主动且监测充足的气田气藏管理对了解储层条件和对其及时的应对是至关重要的。
一个特别的挑战是管理和合采井的可预见性(从天然气凝析气和干气气藏一起生产)。
这要求不同的经营理念。
每个井的每个储层/单元的衰减不得不经常进行评估。
对于关于不同的储层单元和气藏不同的投入的资料,井的设计的改善可以对合采井的可预见性和管理提供实质性的改进。
参考文献
[1]AI-Marhoon,N.;AI-Shidhani,S.andPieters,J.:
“First3yearsproductionofthegas-condensatefieldofSaihRawl,Oman.Whatisittellingus?
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[2]Langedijk,R.A.;AI-Naabi,S.;AI-Lawati,H.;Pongratz,R.;Elia,M.P.;Abdulrab,T.:
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[3]Skaar,R.G.,Walpot,K.S.:
“MatchingProductionRatesfromtheSaihRawlandBarikGas-CondensateFieldUsingStatesoftheArtSingleWellReservoirSimulationModels”,paperSPE63163,preparedfor2000AnnualTechnicalConferenceandExhibitioninDallas,Texas,October1-4.
[4]Shidi,S.M.;Perriman,B,J;Vogel,K:
“ManaginguncertaintiesinOmanLiquifiedNaturalGasGas-CondensateReservoirDevelopment.”PaperSPE63162,preparedforthe2000SPEAnnualTechnicalConferenceandExhibitioninDallas,Texas,October1-4.
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