石油与环境生物技术杂志

抽象的

预测高产水平气井性能及控制东非第三纪砂岩层水位上升

约翰·迈克尔·特莎、费内·莫雷诺、詹姆斯·麦克莱恩·萨默维尔 *、萨奥德·卡西姆

A1 气田是距东非海岸约 56 公里的海上气田，水深 1153 米。不同层的渗透率分布各不相同，总渗透率为 680 米，储层 A1 气田的孔隙度分布在 0.21-023 之间。储层厚度也不同，最厚可达 50 米。这项研究工作确定了会影响水锥影响的参数。运行模拟敏感性以观察水锥/波峰对水平气井的影响，并使用 Petrel 模拟器预测这些井的性能。结果表明，与南北和原始井方向（西北-东南）相比，东西向放置的水平井将早期突破水，由于边缘含水层的影响，采收率较低，因此不建议这样做。在油田 A2 中，已确定穿孔高度和间距的变化在 30-40 米之间，这将延迟水锥高采收率，并延长稳定期。由于水平井渗透层的分布和低生产指数（即油井性能），天然气采收率可能会较低。随时间变化的速率相关表皮和机械表皮演变表明，增加非达西/湍流系数会降低油井性能并降低天然气采收率，在水突破时间之前观察到高下降趋势，但水突破时间较早，因此需要深穿透。水平气井在所有情况下的水平长度均为 300 米，油管头压力从 40-100 巴增加会导致天然气生产的稳定期缩短、产水率低和天然气采收率低。将 kv/kh 比率从 0.1、0.6 变为 1 表明早期水突破比基准情况 0.1 提前 6 个月，因此不会延迟水锥。天然气采收率降低 5%。天然气采收率随气量增加而增加，在高气量生产时会观察到早期水突破。低气量生产可能会延迟水锥化。然而，这样做并不经济，因为天然气采收率较低，并且可能需要更长的时间才能达到其总最大天然气产量，而与高气量生产相比，天然气产量较低。西侧含水层更强，可以预见会比东侧造成水锥化。该含水层使天然气采收率降低 19%，水锥化径向延伸 1.7 公里，峰值产水率持续 16 年。当含水层体积增加一倍时，含水层流入率增加 69%。因此，从高气量生产的结果来看，在含水层或水对井产生影响之前，即所谓的含水层溢出之前，采收率较高。为了避免水锥化，使用先进完井技术，如流入控制装置 (ICD)，安装井下测量仪。此外，如果井靠近气水接触面，则必须不要穿孔，水平井应位于距气水接触面最远的位置，以最大限度地提高天然气回收率。不仅如此，使用完全打开的节流阀还可以大大提高产水率，从而导致水锥化。