中石化西南油气分公司贵州采气厂贵州遵义564700
摘要：进入新世纪以来，社会发展迅速，对能源的需求也不断增加，也造成了全球能源危机的不断加重，这就促使人们不断开发新的能源。除了传统的石油能源外，气体能源的作用也越来越大，对气田开发的力度也不断增加，为了能够对气藏有更好的认识，发现气田开发时的各种问题，按照气田开发现状需要制定出严格的生产制度，使用单位压降采气量法。本文主要对气田开发中单位压降采气量法的应用进行详细研究，以便为气田开发提供借鉴。
关键词：单位压降采气量；气田开发；物质平衡原理
一、引言
不管是干气气藏或者凝析气藏内都已经建立相当完善的物质平衡方程，在气田开发中，在早期的水侵识别与水侵计量等方面都有广泛应用。以物质平衡原理为基础，对单位压降采气量表达式进行深入推导，会随着压力降低而表现一种先增加后降低的现象，这主要是和偏差因子以及压力波传播有很大关系借助实际的曲线与理论的曲线相对比，能够对气藏内是否会发生水侵等开发时常见的问题进行判断和确定，这种方法在计算时十分简单便利，具备很强的实用性，效果也很好。下面进行详细介绍。
二、国内气田开发的现状分析
国内气田开发已经从以前的一穷二白到现在的蓬勃发展，不仅数量有很大提高，也有了质量的飞跃，各种先进设备和技术也在气田开采过程中不断应用，动态化监测体系也在不断的完善中。经过长时间的探索与研究，已经研究适应国内气田开发的方法和技术，还建立起一套与国内国情相适应的气田开发技术和管理体系，这不仅有助于提升气田开发的效率和质量，还能够刺激消费，促进经济发展。
国内气田分布的范围十分广泛，各地地质状况有很大差异，因此气田分布也有一定的侧重点。气田地质特征主要是碎屑岩沉积，虽然目前对国内油气田进行探测后显示，大部分油气田都位于东部陆地区域，但随着科技的不断进步和各种先进工具与技术的使用，气田范围也在不断扩展。国内对气田进行开发的技术已经基本上能够使用对各种复杂类型地质状况的开发，也形成一种相对完整的技术性体系，一些技术也处在世界领先水平。但是国内气田的地质状况比较复杂，油气的存储条件比较差，在进行开发时，需要对天然气的储量品味状况进行考虑，然后对于勘探所发现的储量进行确定，按照地质状况、开发动态与静态等资料，对各种类型的储层与相应储量进行确定，而且在当前技术条件下，一些类型的气田储量经济性比较小。国内低渗气藏的储量差不多占总量的一半左右，这种气藏储藏的分布型特点是具有普遍性，对这类气藏进行开发时，单井的产量如果比较低，就可以持续开采，有用之不竭的趋势，但是如果需要扩大规模，进行工业化开采，井数也会大量增加，稳产的期限也就会缩短，甚至可能会失去稳产期。而且，目前国内的气田大部分都是中型和小型的气田，储量的丰度一般比较低，物性较差，非均质性比较强，气体和水体的关系比较复杂，单井的产量降低，稳定性周期比较短，增产措施的见效期也比较短，这些对后面气田的开发都有严重影响。本文结合与物质平衡方程相结合，提出一种全新气田开发的动态判定方法，也就是单位压降采气量法，这对气藏的水侵识别与动态化分析和预测有指导性意义。
三、建立起物质平衡方程
首先，按照摩尔量平衡原理，确定定容异常高压凝析气藏物质平衡方程如下：
在对凝析气藏进行开发时，瞬时反凝析液体分子量（MI）和气藏的瞬时反凝析液体的密度（PI）会随压力的不断变化而发生变化，按照定容衰竭实验内假定的地质储量（G），累计采集量（Gp）和气藏瞬时反凝析液体量（SL），压力（P），温度（T），物质平衡方程内的δR（气藏物质平衡方程内反凝析项校正值）是：
四、单位压降采气量计算的方法
首先，定容异常高压凝析气藏，在一般条件下，地层的温度没有太大的变化，基本上可以忽视不计，所以认为压缩因子Z也只是随着地层压力P变化而不断变化，得到：
最后，对于定容气藏来说，这种气藏不会存在储集层再压实，岩石的颗粒弹性膨胀，束缚水弹性的膨胀等现象，所以CP=0，可以把（12）式简化成
五、实例和具体应用
以贵州的以旺隆气田为例，旺隆气田位于川东南低褶带赤水凹陷旺隆构造，主产层为三叠系嘉陵江组和二叠系茅口组，属于裂缝型气藏，大多受构造控制，以单井开发气藏。
旺4井的目的层是三叠系嘉陵江组二段，原始地层的压力是22.034MPa，地层的温度是65℃。地质储量为4.97亿方。天然气的临界压力是4.609MPa，临界温度是189.74K，相对密度是0.5660，这是一个1容无水气藏。实际的压力与产量如下表：
把SL与δR带入（12）式内，然后对旺4井气藏的单位压降采气量进行计算，实际单位压降采气量的整体会沿着理论的曲线而上下的波动，实际值和理论值之间是有一些差异的，但是基本上重合，表示上述计算是对的。因为气田内不同的断块，储集层的条件与气藏的性质大体上是相同的，所以能够把上图当做这一气田计算SL与δR的理论模板。
旺8井的目的层是二叠系茅口组，原始地层的压力是54.710MPa，地层温度是90℃。地质储量为1.5亿方。天然气的临界压力是4.639MPa，临界温度是181.20K，相对密度是0.5656，是一个定容有水气藏。实际的压力与产量如下表：
借助上述理论模板与理论公式，计算出旺8井气藏的压降采气量，两个断块的后期实际单位压降采气量与理论计算单位压降采气量有较大的偏差，然后和气田的地质特征相结合旺8井气藏在进行开发时随着地层的压力降低，气藏会受边水的侵入，侵入水会占据气藏的部分有效孔隙，造成气藏的体积减少压缩，后期单位压降采气量会呈现出迅速上升特征。
结论：单位压降采气量的曲线随着压力降低而出现一种先增加后降低的趋势，主要有两个原因：第一，气田在初期进行开发时，压力波传至边界，在这一过程中，单井的控制储量也在不断的增加，单位压降采气量也就相对的增加。第二，偏差因子会随压力降低而出现先下降在增加的现象，偏差因子的最小值对应压力和单位压降采气量的曲线最大值压力大体上是一致的。此外，使用单位压降采气量法开展水侵识别等进行动态化判断有很强适用性。
六：气田开发中治理水侵的策略
1.基本性策略。在距离水区比较远的构造高点来布井，并对压差进行控制就能够有效进行防水，产水排水和水体的能量衰竭能够使天然气的采集率到达理想的程度，水区的排水会对相邻生产井起到保护的作用。但是，天然气在进行工业化的开采时，对产量的规模与采气的速度都有较高要求，产出地层水的处理也会受到技术和经济以及环境等因素的制约，在最佳的时机采用适当措施可能只有一次机会，所以治水就比较复杂。从整体来说，需要重视相关资料的收录，重视现场的实验工作，充分使用布井优化、合理的陪产和及时的排水等手段进行调控，在无水期采气时要做好防水措施，带水其采气时做好控水措施，产水加剧期需要适当加强排水工作，这是气田开发治水基本的策略。
2.主动排水的策略。在边水区域主动进行排水，早期开发时打开地水层进行排水，进而降低气藏的水侵压力，这是治水的积极策略。这些措施在实施时会有适当条件的限制，需要在科学分析的基础上在使用。比如，在开发井遇到断裂带和气藏底部水体时，超出自然水的侵量强排水是没有必要的，在底水层的渗透性高于气层，水体的能量比较大，气水在同产时会造成气井迅速水淹情况下，能够主动的打开底水层的泄压排水效果。
3.风险决策与经济评价。在对气田进行开发管理时，需要对其能够承受的采气排水技术与经济界限进行明确，对不同开发方法风险进行评估，这是明确治水措施的关键环节。根据采气排水投入和产出开展经济专项评价，对预期效益指标对应气藏临界生产的水气比进行计算，这能够对当前生产情况和经济界限差距进行指示，进而防止出现无效益或者过度进行治水的现象。如果是在气田的地址特征与水侵规律不是非常清楚的前提下，就需要对各种可能的情况进行考虑，评估出现概率，对特定条件下实际做法经济损失或者效益等进行评估，然后对不同的治水计划和方案开展损益性分析，关注数学期望值比较低的对象，然后与实际状况相结合，进行综合分析，排除那些风险比较高的方案。
七．结语
综上所述，在对气田进行开发时单位压降采气量法的应用具有重要的意义，能够提升气田的采气量，需要引起相关人员的重视。同时还需要加强在气田开发时的治水策略，结合气田的实际状况进行治水，降低水侵危害，进而提高整个气田开采的经济性，促进整个气田开采行业的发展，为国内经济社会发展奠定基础。
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