吳則鑫

(中石油長(zhǎng)城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

蘇里格氣田受沉積條件影響，儲(chǔ)層厚度變化大，相變快，沿河道方向與垂直方向連續(xù)性差異性明顯，且砂體疊置模式復(fù)雜，有效厚度與砂巖厚度不存在正相關(guān)關(guān)系，同時(shí)儲(chǔ)層為低孔特低滲，滲透率突進(jìn)系數(shù)在1.5～2.8，級(jí)差范圍為160～713，非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)實(shí)踐表明[1-7]，氣井獲得較高的產(chǎn)能不僅需要處于有利地質(zhì)“甜點(diǎn)”上，而且需要合理的儲(chǔ)層改造體積，無論直井還是水平井，在儲(chǔ)層落實(shí)的前提下，通過水力壓裂改變低滲透儲(chǔ)層的滲流特性，能夠增大井筒泄流面積，從而實(shí)現(xiàn)控制儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。氣井產(chǎn)能因素多種多樣，本文從低滲透氣藏壓裂井基本滲流理論出發(fā)，分析了蘇X區(qū)塊氣井產(chǎn)能影響因素，影響氣井產(chǎn)能的因素主要包括地質(zhì)因素和工程因素兩方面，儲(chǔ)層厚度、物性、含氣性是控制氣井產(chǎn)能的基礎(chǔ)因素，水平段長(zhǎng)度、氣層鉆遇率、水平段在儲(chǔ)層中的位置是影響水平井產(chǎn)能的特定因素，同時(shí)還受加砂、壓裂工藝技術(shù)等一系列工程因素的影響。

1 氣井產(chǎn)能模型分析

對(duì)于具有邊界限制的壓裂直井[8-10]，當(dāng)壓力變化波及邊界以后，即地層壓力變化進(jìn)入擬穩(wěn)態(tài)以后，壓差與產(chǎn)量的關(guān)系表達(dá)為

(1)

其中，

Sa=S+Dqg

(2)

而壓裂水平氣井在擬穩(wěn)定流的計(jì)算公式為[11-14]

(3)

其中，reh稱為水平井折算供氣半徑，表示為

(4)

rwh稱為水平井折算井底半徑，表示為

(5)

其中，變量α的表達(dá)式為

(6)

式中qg——?dú)饩a(chǎn)能，104m3；

K——?dú)鈱訚B透率，mD；

h——?dú)鈱佑行Ш穸?，m；

Tsc——?dú)怏w在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的溫度，293.15 K；

pR——供氣邊界地層壓力，MPa；

pwf——井底流動(dòng)壓力，MPa；

Z——地層真實(shí)氣體偏差因子；

T——?dú)鈱訙囟?，K；

psc——?dú)怏w在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的壓力，0.101 325 MPa；

μg——地層天然氣黏度，mPa·s；

re——供氣半徑，m；

rw——井底半徑，m；

Sa——視表皮系數(shù)或擬表皮系數(shù)；

S——井壁機(jī)械表皮系數(shù)(壓裂井S=ln2rw/Xf)；

D——非達(dá)西流系數(shù)，(104m3/d)-1；

Kh——水平滲透率，mD；

reh——水平井折算供氣半徑，m；

rwh——水平井折算井底半徑，m；

Aeh——供氣面積，m2；

Le——水平井段長(zhǎng)度，m；

α——變量，m。

從直井產(chǎn)能公式(1)和水平井產(chǎn)能公式(3)可以看出，氣井產(chǎn)能的大小主要與氣層厚度(h)、水平段長(zhǎng)度(L)、氣層滲透率(K)、供氣半徑(re、reh)、視表皮系數(shù)(S)等參數(shù)有關(guān)，進(jìn)而可以得出壓裂氣井產(chǎn)能的影響因素主要為兩方面，一是內(nèi)因即儲(chǔ)層地質(zhì)因素，二是外因即工程因素。

2 控制因素分析

2.1 地層系數(shù)

圖1 qAOF與生產(chǎn)層段KH關(guān)系曲線Fig.1 Relationship curve of qAOF and KH of the production layer

在地質(zhì)物性因素中，氣井產(chǎn)能與砂體厚度、有效儲(chǔ)層厚度相關(guān)，是影響產(chǎn)能的主要因素。地層系數(shù)是氣層滲透率與氣層有效厚度的乘積[15]，利用蘇X區(qū)塊38口水平井不同氣井電測(cè)解釋得到的滲透率K及有效厚度h乘積得到地層系數(shù)KH，繪制其與氣井絕對(duì)無阻流量的關(guān)系曲線(圖1)，從圖1可以看出，地層系數(shù)與氣井絕對(duì)無阻流量的相關(guān)性較好，氣井產(chǎn)能隨地層系數(shù)KH增大而增加的趨勢(shì)明顯，地層系數(shù)是影響氣井產(chǎn)能的重要因素，與氣井產(chǎn)能呈正比關(guān)系，即地層系數(shù)越大，氣井產(chǎn)能越大。

2.2 水平段長(zhǎng)度

利用水平井開發(fā)氣藏，是提高氣井產(chǎn)能、改善開發(fā)效果的重要手段，一般而言，水平井的水平段越長(zhǎng)，產(chǎn)能就越高；但產(chǎn)能(三年穩(wěn)產(chǎn)期日產(chǎn)氣量)的增加與水平段長(zhǎng)度的延伸并非線性關(guān)系[16]。隨著水平井長(zhǎng)度的增加，增大了井筒與氣層的接觸面積，從而增大了氣井的泄氣體積，但受井筒摩阻和鉆井過程中的儲(chǔ)層污染等原因影響，產(chǎn)能增加會(huì)越來越小，與此同時(shí)鉆井周期、成本及作業(yè)難度大幅度增加。統(tǒng)計(jì)同一水平的鉆遇率下的產(chǎn)能情況，分800～900 m(16口)、950～1 100 m(19口)、1 100～1 200 m(18口)三個(gè)區(qū)間，結(jié)果顯示(圖2)：預(yù)測(cè)累產(chǎn)氣與水平段長(zhǎng)度(800～1 200 m)有很好的正比例線性關(guān)系，長(zhǎng)度1 000～1 200 m可保證氣井有較好的產(chǎn)能。

圖2 水平段長(zhǎng)度與產(chǎn)氣量關(guān)系Fig.2 Relationship between horizontal segment length and gas production

2.3 水平井有效儲(chǔ)層鉆遇率

類似地，考慮同一水平的水平段長(zhǎng)，分五個(gè)區(qū)間(66口)統(tǒng)計(jì)不同鉆遇率的水平井，結(jié)果表明(圖3)：預(yù)測(cè)累產(chǎn)氣隨有效儲(chǔ)層鉆遇率正方向增長(zhǎng)，有效儲(chǔ)層鉆遇率在60%以上可保障有很好的生產(chǎn)效果。

2.4 儲(chǔ)能系數(shù)

儲(chǔ)能系數(shù)(hφSg)反映了某一井點(diǎn)的含氣富集程度，為氣層有效厚度、含氣飽和度、孔隙度的乘積，是氣藏開發(fā)初期優(yōu)選富集區(qū)和預(yù)測(cè)氣井產(chǎn)能的良好參數(shù)[17]，和地層系數(shù)KH相比，儲(chǔ)能系數(shù)更適用于低滲透氣藏的產(chǎn)能評(píng)價(jià)，因?yàn)榈蜐B透條件下的氣井投產(chǎn)前都需要壓裂，氣井生產(chǎn)時(shí)流體流動(dòng)能力的大小不再是氣層本身的滲透率所決定的，更主要取決于壓裂裂縫所提供的滲透率大小，而儲(chǔ)能系數(shù)則準(zhǔn)確反映了某一井點(diǎn)處的“含氣量”的多少，只要“含氣量”多，即使?jié)B透率低，經(jīng)過壓裂后仍能獲得較高產(chǎn)能。圖4為蘇X區(qū)塊部分井氣層儲(chǔ)能系數(shù)(hφSg)與無阻流量關(guān)系曲線，相關(guān)性較好，儲(chǔ)能系數(shù)能較好地反映氣井絕對(duì)無阻流量大小，儲(chǔ)能系數(shù)值越大，表明氣層的含氣性能及儲(chǔ)集性能越好，與其對(duì)應(yīng)的絕對(duì)無阻流量也越大。

圖3 有效儲(chǔ)層鉆遇率與產(chǎn)氣量關(guān)系Fig.3 Relationship between drilling rate of effective reservoir and gas production

圖4 儲(chǔ)能系數(shù)與氣井絕對(duì)無阻流量關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curve of absolute open flow potential and storage factor

2.5 裂縫半長(zhǎng)

蘇X區(qū)塊氣井均需要進(jìn)行壓裂改造，因此壓裂規(guī)模、壓裂方式等一系列因素都將會(huì)對(duì)氣井產(chǎn)能產(chǎn)生較大的影響[18]。裂縫長(zhǎng)度與水平井生產(chǎn)時(shí)間和累產(chǎn)關(guān)系如圖5和圖6所示，從圖中可以看出，隨著裂縫長(zhǎng)度的增加，氣井絕對(duì)無阻流量亦增加，但當(dāng)裂縫長(zhǎng)度(這里是指裂縫半長(zhǎng))達(dá)到一定時(shí)(100～120 m)，氣井產(chǎn)能增加的幅度減緩。即縫長(zhǎng)對(duì)總產(chǎn)量、動(dòng)用儲(chǔ)量和采收率影響較大，裂縫半長(zhǎng)越長(zhǎng)，氣井與地層的連通性越好，總產(chǎn)量、動(dòng)用儲(chǔ)量和采收率就越高，但應(yīng)以120 m縫長(zhǎng)為界限。

圖5 水平井生產(chǎn)時(shí)間與裂縫長(zhǎng)度關(guān)系曲線Fig.5 Relationship curves of the production time of horizontal well and fracture half-length

圖6 壓裂水平井產(chǎn)量與裂縫長(zhǎng)度關(guān)系曲線Fig.6 Relationship curves of fracturing horizontal well production and fracture half-length

2.6 裂縫導(dǎo)流能力

裂縫導(dǎo)流能力是指裂縫滲透率Kf和裂縫寬度W的乘積[19]，即KfW，與氣井無阻流量對(duì)應(yīng)關(guān)系，如圖7、圖8所示。由圖可得出：氣井產(chǎn)能隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加而不斷增大，但增加的幅度在不斷減少；在裂縫導(dǎo)流影響初期，氣井產(chǎn)能變化幅度較大，但當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到一定程度后(80～100 mD·m)，氣井產(chǎn)能增加的幅度較初期相比已經(jīng)明顯變緩。在一定裂縫長(zhǎng)度和裂縫的條數(shù)下，裂縫導(dǎo)流能力的增加勢(shì)必使壓裂的加砂量增加，從而導(dǎo)致施工成本增加。選取合適的導(dǎo)流能力，能夠使得壓裂井的潛能得到較好的發(fā)揮，又獲得好的經(jīng)濟(jì)效益。

圖7 壓裂水平井生產(chǎn)時(shí)間與裂縫導(dǎo)流能力關(guān)系曲線Fig.7 Relationship curves of the production time of horizontal well and fracture conductivity

圖8 壓裂水平井產(chǎn)量與裂縫導(dǎo)流能力關(guān)系曲線Fig.8 Relationship curves of fracturing horizontal well production and fracture conductivity

3 綜合因素評(píng)價(jià)

3.1 地質(zhì)參數(shù)

氣井的最終產(chǎn)能通常采用預(yù)測(cè)最終累產(chǎn)氣量來評(píng)價(jià)，統(tǒng)計(jì)蘇X區(qū)塊完善井網(wǎng)區(qū)內(nèi)地質(zhì)參數(shù)與氣井累產(chǎn)氣量對(duì)應(yīng)關(guān)系[20-21]，進(jìn)而分析其對(duì)氣井最終產(chǎn)能的影響。從表1中可以看出，直井累產(chǎn)氣大于2 200×104m3，有效厚度需大于13 m，含氣飽和度需大于57.5%，單控儲(chǔ)量需大于0.5×108m3；而從表2中可以看出，水平井累產(chǎn)氣大于1×108m3，有效厚度需大于13 m，含氣飽和度需大于56.5%，單控儲(chǔ)量需大于1.42×108m3。

表1 蘇X區(qū)塊直井不同累產(chǎn)區(qū)間地質(zhì)參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of geological parameters at different production intervals of vertical wells in Su-X block

表2 蘇X區(qū)塊水平井地質(zhì)參數(shù)對(duì)比Table 2 Comparison of geological parameters at different production intervals of horizontal wells in Su-X block

同時(shí)，儲(chǔ)層橫向展布規(guī)模與氣井生產(chǎn)效果有很好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，通過氣井產(chǎn)量與地質(zhì)條件的對(duì)應(yīng)分析得出：氣井產(chǎn)量預(yù)測(cè)(3 500～7 000)×104m3，儲(chǔ)層橫向規(guī)模大，屬于復(fù)合砂體，一般3～4個(gè)井距，1.8～2.4 km；氣井產(chǎn)量預(yù)測(cè)(2 500～3 500)×104m3井，儲(chǔ)層橫向延伸規(guī)模適中，也屬于復(fù)合砂體，大于2個(gè)井距，大于1.2 km；單期河道范圍一般小于2個(gè)井距，約1.2 km，鉆遇該區(qū)域的氣井預(yù)測(cè)產(chǎn)量一般低于2 000×104m3。

3.2 壓裂方式

圖9 壓裂方式與產(chǎn)氣量關(guān)系Fig.9 Relationship between fracturing mode and gas production

隨著近幾年壓裂改造能力的增強(qiáng)，壓裂規(guī)模逐漸增多[22-24]。從圖9可以看出蘇X區(qū)塊采用過4～8段裸眼分割器壓裂和段內(nèi)多縫體積壓裂，分6個(gè)區(qū)間(57口)統(tǒng)計(jì)不同壓裂方式的水平井，結(jié)果顯示：預(yù)測(cè)累產(chǎn)氣隨壓裂段數(shù)的增加而提高，且從5段到6段有一個(gè)很大幅度的增長(zhǎng)，體積壓裂方式效果最好；同時(shí)通過對(duì)比不同壓裂方式下水平井平均單位壓降產(chǎn)量(圖10)，可以看出初期段內(nèi)多縫體積壓裂井套壓下降速率最低，即高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，段內(nèi)多縫壓裂均是比常規(guī)壓裂、長(zhǎng)水平段壓裂低，即段內(nèi)多縫壓裂穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)于常規(guī)壓裂、長(zhǎng)水平段壓裂穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，因此，在經(jīng)濟(jì)可行的情況下，可采用6段以上壓裂或體積壓裂等新技術(shù)。

圖10 不同壓裂方式氣井平均單位壓降產(chǎn)氣量對(duì)比 Fig.10 Contrast of the average unit pressure drop of gas well in different fracturing modes

4 結(jié)論

(1)致密砂巖氣藏氣井產(chǎn)能控制因素多樣，控制因素分地質(zhì)因素和工程因素，主控因素主要為沉積條件、儲(chǔ)能系數(shù)和改造體積。

(2)壓裂水平井水平段長(zhǎng)度、有效儲(chǔ)層鉆遇率、壓裂段數(shù)和裂縫導(dǎo)流能力等指標(biāo)與產(chǎn)能呈正相關(guān)關(guān)系，但均存在最經(jīng)濟(jì)范圍，需通過多角度論證。

(3)在蘇里格地區(qū)，氣井要獲得較高產(chǎn)能，在地質(zhì)上需處于沉積有利相帶，物性和含氣性較好，地層壓力相對(duì)較高，同時(shí)因地制宜，實(shí)施水平井開發(fā)，采用相對(duì)合理的儲(chǔ)層改造方式，最大限度地動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量。