孫 娜

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138003)

低滲氣藏水平井產(chǎn)能影響因素敏感性分析

孫 娜

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138003)

為了提高吉林油田水平井開發(fā)深層天然氣的產(chǎn)能和經(jīng)濟效益，研究了低滲透率氣藏水平井產(chǎn)能影響因素。所考慮的影響因素包括儲層滲透率、儲層厚度、水平段長度、縱向位置、表皮系數(shù)、壓裂裂縫條數(shù)。研究表明:在相同滲透率下，隨著水平井段長度、氣層厚度和壓裂縫條數(shù)的增加，水平井采氣指數(shù)增加，而且三者對水平井采氣指數(shù)的影響顯著;水平井采氣指數(shù)隨表皮系數(shù)的增加而降低幅度逐漸減緩;縱向位置影響甚微;水平井采氣指數(shù)隨著儲層滲透率的增大而逐漸增大。

低滲氣藏;水平井;產(chǎn)能;影響因素;吉林油田

引 言

影響氣藏水平井產(chǎn)能的主要因素包含儲層厚度、水平段長度、水平井在油藏中的位置、鉆井液與完井表皮效應、壓裂、酸化等，不同原因對產(chǎn)能的影響各異［1－7］。結合 X氣藏實際，采用綜合考慮儲層非均質性的數(shù)值模擬技術研究氣藏水平井產(chǎn)能的影響因素［8－10］，為今后X氣藏水平井開發(fā)提供科學理論依據(jù)。

1 X氣藏概況

X氣田是低壓、低豐度、低滲、非均質性強的復雜巖性氣藏。X氣田為河流相沉積，2套含氣層系之間無明顯隔層，屬于無邊底水、同巖性干氣氣藏，為同一溫度、壓力系統(tǒng)。據(jù)完鉆井統(tǒng)計，目的層段平均鉆遇有效厚度為13.93 m，氣層單層厚度薄，儲量豐度低，不適合分層系開發(fā)，因此采用一套層系開發(fā)。氣藏驅動類型為定容彈性驅動，因此開發(fā)方式采用天然能量衰竭式降壓開采。

根據(jù)X氣藏水平井設計井位，對儲層滲透率、儲層厚度、水平段長度、表皮系數(shù)、壓裂裂縫條數(shù)進行敏感性分析。數(shù)值模擬中用到的參數(shù)取值見表1。

表1 X氣藏基礎參數(shù)

2 產(chǎn)能影響因素敏感性分析

2.1 氣層厚度

圖1為儲層其他參數(shù)不變、改變儲層厚度和滲透率引起的氣井產(chǎn)能的變化情況?？梢钥闯觯骄蓺庵笖?shù)與氣層厚度幾乎呈現(xiàn)線性變化，水平井采氣指數(shù)隨氣層厚度的增加而增加。對于氣藏滲透率來說，隨著氣層厚度的增加，氣藏滲透率對水平井采氣指數(shù)的影響越明顯。

圖1 水平井產(chǎn)能與儲層厚度關系曲線

2.2 水平井段長度

通過對比不同水平段氣井產(chǎn)能可以看出，隨著水平井段長度的增加，水平井采氣指數(shù)增加，但增加的幅度則隨著水平段長度的增加而減小。總的來說，在有限的長度范圍內，水平段長度越大，單井產(chǎn)量越大，而且?guī)缀醭示€性變化。對于氣藏滲透率來說，隨著氣藏滲透率增加，相同水平段長度下，水平井采氣指數(shù)增加(圖2)。

圖2 水平井產(chǎn)能與水平段關系曲線

從實際要求出發(fā)模擬了水平井水平段為2 000 m時不同井底流壓下對應的水平井產(chǎn)量(表2)。

表2 不同井底流壓下對應的水平井產(chǎn)量

從表2看出當水平段達到2 000 m時，相同滲透率下水平井產(chǎn)量隨著流壓的降低而逐漸增大，但增大的幅度也逐漸減緩;按照目前的流壓(pwf)約為20 MPa生產(chǎn)時，氣井的平均產(chǎn)量能達到80×104m3/d以上的。

2.3 水平井在氣層中的縱向位置

模擬計算了水平井水平段在氣層中的縱向位置(水平井水平段與氣層頂之間的厚度占氣層厚度的比例)對氣井產(chǎn)能的影響(圖3)。從圖3中可以看出，水平井采氣指數(shù)與水平井在氣層中的縱向位置的關系并不明顯，當水平井在氣層中間時，水平井具有最好的采氣指數(shù)，但相對于其他位置來說，優(yōu)勢并不明顯。

圖3 水平井產(chǎn)能與水平井位置關系曲線

2.4 表皮系數(shù)

對比不同污染程度下氣井產(chǎn)能大小可以看出

圖4 水平井產(chǎn)能與表皮系數(shù)關系曲線

(圖4)，隨著水平井表皮系數(shù)的增加，水平井采氣指數(shù)明顯降低，而且在表皮系數(shù)比較小的時候，具有更加明顯的變化趨勢。當表皮系數(shù)增加到一定的程度后，再繼續(xù)增加表皮系數(shù)，水平井采氣指數(shù)的降低的幅度變緩。從氣藏滲透率的角度來看，滲透率越大，水平井采氣指數(shù)隨表皮系數(shù)的增加而降低得越明顯。

2.5 壓裂水平井裂縫條數(shù)

對比不同裂縫條數(shù)情況下氣井產(chǎn)能大小可以看出(圖5)，隨著壓裂縫條數(shù)的增加，水平井采氣指數(shù)增加，但增加的幅度則隨著壓裂縫條數(shù)的增加而減小。總的來說，在有限壓裂縫的條數(shù)范圍內，壓裂縫條數(shù)越大，單井產(chǎn)量越大，而且?guī)缀醭示€性變化。對于氣藏滲透率來說，隨著氣藏滲透率增加，水平井采氣指數(shù)隨壓裂縫條數(shù)增加而增加越明顯。

圖5 水平井產(chǎn)能與壓裂縫條數(shù)關系曲線

對不同流壓下的壓裂情況進行了模擬(表3)。從表3分析認為，壓裂水平井隨著流壓的降低，產(chǎn)能逐漸增大，水平井產(chǎn)量與裂縫條數(shù)呈線性關系。

表3 不同井底流壓下水平井產(chǎn)量隨壓裂縫條數(shù)變化規(guī)律_

3 結論

(1)水平井采氣指數(shù)與氣層厚度幾乎呈現(xiàn)線性變化，水平井采氣指數(shù)隨氣層厚度的增加而增加。隨著氣層厚度的增加，氣藏滲透率對水平井采氣指數(shù)的影響越明顯。

(2)隨著水平井段長度的增加，水平井采氣指數(shù)增加，但增加的幅度則隨著水平段長度的增加而減緩。隨著氣藏滲透率增加，相同水平井長度下，水平井采氣指數(shù)增加。

(3)水平井采氣指數(shù)與水平井在氣層中的縱向位置的關系并不明顯，當水平井在氣層中間時，水平井具有最好的采氣指數(shù)，但相對于其他位置來來說，優(yōu)勢并不明顯。

(4)隨著水平井表皮系數(shù)的增加，水平井采氣指數(shù)明顯地降低，而且在表皮系數(shù)比較小的時候，具有更加明顯的變化趨勢。

(5)隨著壓裂縫條數(shù)的增加，水平井采氣指數(shù)增加，但增加的幅度則隨著壓裂縫條數(shù)的增加而減緩。隨著氣藏滲透率增加，水平井采氣指數(shù)隨壓裂縫條數(shù)增加而增加得越明顯。

［1］周學民，唐亞會.徐深氣田火山巖氣藏產(chǎn)能特點及影響因素分析［J］.天然氣工業(yè)，2007，27(1):90－92.

［2］賀偉，馮曦，王陽.低滲氣藏氣井產(chǎn)能影響因素分析［J］. 天然氣勘探與開發(fā)，2000，23(2):23 －26.

［3］楊學云，張學婧，蔣國斌，等.啟動壓力梯度影響下低滲透氣藏水平井產(chǎn)能模型的建立［J］.特種油氣藏，2010，17(1):85 －87.

［4］王掌洪，張士誠，王玉芳.低滲氣藏水平井不同完井方式產(chǎn)能預測研究［J］.西安石油學院學報:自然科學版，2003，18(6):39 －42.

［5］張鳳喜，吳曉東，隋先富，等.基于電模擬實驗的低滲透油藏壓裂水平井產(chǎn)能研究［J］.特種油氣藏，2009，16(2):90－93.

［6］朱維耀，王明，劉合，等.特低滲油層非達西滲流壓裂水平井非定常滲流產(chǎn)能預測新方法［J］.特種油氣藏，2010，17(5):63 －66.

［7］丁一萍，王曉冬，邢靜.一種壓裂水平井產(chǎn)能計算方法［J］. 特種油氣藏，2008，15(2):64 －68.

［8］王娟，康志江.農(nóng)Ⅹ氣藏數(shù)值模擬技術研究及應用［J］．天然氣工業(yè)，2000，20(增刊):88 －92.

［9］杜殿發(fā)，張志英，姜漢橋，等.勝利油區(qū)典型氣藏開發(fā)參數(shù)的數(shù)值模擬研究［J］.油氣地質與采收率，2002，8(6):43－45.

［10］王濤，李相方，姚約東，等.正韻律底水油藏水平井開發(fā)技術界限研究［J］.特種油氣藏，2009，16(1):58－60.

Sensitivity analysis of the influential factors of horizontal well productivity in low permeability gas reservoir

SUN Na
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138003，China)

The influential factors of horizontal well productivity in low permeability gas reservoir have been studied for the Jilin oilfield to improve deep gas development．The influential factors include reservoir permeability，reservoir thickness，length of horizontal segment，vertical location，skin factor，and the number of induced fractures．The results show that under same permeability，the gas productivity index(PI)of horizontal well increases with the increasing of the length of horizontal segment，gas layer thickness，and the number of induced fractures，and these three factors have evident influence on gas productivity index;the extent of gas PI decrease along with skin factor increase gradually slows down;vertical location has little effect;and the gas PI of horizontal well increases gradually with the increasing of reservoir permeability．

low permeability gas reservoir;horizontal well;productivity;influential factor;Jilin oilfield

TE319

A

1006－6535(2011)05－0096－04

20110115;改回日期20110415

“973”項目“高效天然氣藏形成分布規(guī)律與凝析、低效氣藏經(jīng)濟開發(fā)的基礎研究”(2001－CB－209－100);黑龍江省科技攻關項目“水平井產(chǎn)能設計及指標預測方法研究”(GZ05A301)

孫娜(1983－)，女，助理工程師，2006年畢業(yè)于大慶石油學院工商管理專業(yè)，2009年畢業(yè)于大慶石油學院油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面工作。

編輯 孟凡勤