辛翠平，張 磊，王 凱，王振國(guó)，白慧芳，趙鵬飛

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

延安氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，主力產(chǎn)層為山西、盒8和本溪，作為典型的低壓、低孔、低滲、低產(chǎn)砂巖氣藏[1-5]，與常規(guī)氣藏相比，延安氣田開發(fā)中后期穩(wěn)產(chǎn)難度更大.在開發(fā)過(guò)程中，準(zhǔn)確預(yù)測(cè)氣田穩(wěn)產(chǎn)期，及時(shí)調(diào)整氣田開發(fā)方式(氣井配產(chǎn)、增壓開采等)，對(duì)氣田中后期穩(wěn)定生產(chǎn)具有極其重要的意義。

目前預(yù)測(cè)氣井和氣藏穩(wěn)產(chǎn)能力的方法主要有兩種：①通過(guò)理論和經(jīng)驗(yàn)公式預(yù)測(cè)氣井單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，進(jìn)而評(píng)估氣田的整體穩(wěn)產(chǎn)能力；②利用氣藏描述和數(shù)值模擬綜合評(píng)價(jià)氣藏開發(fā)效果并預(yù)測(cè)穩(wěn)產(chǎn)潛力[6]。本文從延安氣田Y井區(qū)概況出發(fā)，通過(guò)產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法研究了單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，進(jìn)而利用數(shù)值模擬法，類比相似氣田，綜合預(yù)測(cè)延安氣田的穩(wěn)產(chǎn)年限，為延安氣田中后期穩(wěn)定開發(fā)和措施調(diào)整提供理論支撐和借鑒。

1 井區(qū)概況

Y井區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部延安東部，如圖1所示，構(gòu)造特征為一西傾的單斜構(gòu)造，局部發(fā)育低幅度，閉合高度為5～15 m，沉積環(huán)境主要為三角洲前緣沉積，主要發(fā)育次生溶孔、晶間孔等[7]。Y井區(qū)主力產(chǎn)層為山西組，其次為石盒子組盒8段和本溪組，孔隙度主要分布在3%～10%之間，滲透率主要分布在0.08～2.5 mD之間，為典型的低孔低滲砂巖氣藏。

Y井區(qū)自2015年底投產(chǎn)，單井平均日產(chǎn)氣為1×104m3/d，單井平均日產(chǎn)水為0.5 m3/d，井口套壓從初期的16.3 MPa降低到10 MPa。準(zhǔn)確預(yù)測(cè)氣田的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，可為Y井區(qū)后期方案調(diào)整提供理論依據(jù)。

2 單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間預(yù)測(cè)

2.1 方法優(yōu)選

單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的預(yù)測(cè)方法主要有物質(zhì)平衡法、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、數(shù)值模擬法等，表1分析了各種方法的適用條件。

圖1 延安氣田Y井區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Location of Y wellblock, Yan＇an gas reservior

表1 單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間預(yù)測(cè)方法對(duì)比Table 1 Comparison of methods for predicting gas well production stable time

物質(zhì)平衡法[8-9]只需要?dú)饩牡貙訅毫屠塾?jì)產(chǎn)氣量即可預(yù)測(cè)剩余穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，計(jì)算簡(jiǎn)單，但該方法需要連續(xù)的地層壓力監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)；產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法需要生產(chǎn)數(shù)據(jù)(產(chǎn)量、井口壓力)以及氣井的孔隙度、有效厚度等參數(shù)，不需要長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井測(cè)壓，大大減少了測(cè)試時(shí)間以及費(fèi)用，但要求生產(chǎn)數(shù)據(jù)具有一定的精度，否則會(huì)產(chǎn)生一定誤差；數(shù)值模擬方法是通過(guò)建立三維地質(zhì)模型來(lái)模擬流體的流動(dòng)，從而得到壓力、飽和度場(chǎng)的變化等，該方法可考慮氣藏的非均質(zhì)性、氣井工作制度的改變等，但需要大量的試驗(yàn)數(shù)據(jù)、氣井的物性參數(shù)等，過(guò)程復(fù)雜，耗時(shí)較長(zhǎng)。

延安氣田Y井區(qū)屬于典型的低滲透氣藏，壓力恢復(fù)時(shí)間較長(zhǎng)，關(guān)井測(cè)壓嚴(yán)重影響氣田的生產(chǎn)，因此物質(zhì)平衡法在Y井區(qū)具有一定的局限性；而數(shù)值模擬需要獲取大量的參數(shù)，且計(jì)算過(guò)程復(fù)雜；產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法不需要長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井測(cè)試，且氣井的基本物性參數(shù)可通過(guò)測(cè)井曲線獲得，該方法更適應(yīng)于研究區(qū)。

2.2 單井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間

低滲壓裂氣井的不穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，短期內(nèi)很難達(dá)到擬穩(wěn)定滲流狀態(tài)，且礦場(chǎng)一般考慮減少測(cè)試時(shí)間、降低測(cè)試費(fèi)用以及避免資源浪費(fèi)等因素，導(dǎo)致氣井的實(shí)際測(cè)試時(shí)間較短，很難滿足試井要求。因此，對(duì)于低滲壓裂氣井，可直接利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)與典型圖版進(jìn)行擬合，從而得到氣井參數(shù)，通過(guò)獲得的參數(shù)建立單井解析模型，對(duì)氣井后期的生產(chǎn)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

常用的典型曲線有Arps、Fetkovich、Blasingame、Agarwal-Gardner等[10]。Arps、Fetkovich典型曲線法均只適用于分析定井底流壓生產(chǎn)情況，且只適用于徑向流模型，不適合該區(qū)塊；Blasingame典型曲線分析法考慮了產(chǎn)量和井底流壓的變化以及氣體pVT性質(zhì)隨壓力的變化；Agarwal-Gardner典型曲線法的適用條件與Blasingame典型曲線分析法相同，但對(duì)數(shù)據(jù)質(zhì)量要求高，如果實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)比較分散，會(huì)導(dǎo)致曲線失去分析的意義。由于該區(qū)氣井產(chǎn)量和壓力均為變化的參數(shù)，因此本次研究選用Blasingame典型曲線。

以Y1井為例，Y1井從2015年11月開始穩(wěn)定生產(chǎn)，平均日產(chǎn)氣量約為3×104m3/d；截至2018年3月底，井口套壓從初期的16.5 MPa下降到9.9 MPa。根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)，計(jì)算物質(zhì)平衡時(shí)間、規(guī)整化產(chǎn)量以及規(guī)整化產(chǎn)量積分導(dǎo)數(shù)，在雙對(duì)數(shù)圖版上繪制出Y1井規(guī)整化產(chǎn)量曲線與規(guī)整化產(chǎn)量積分導(dǎo)數(shù)曲線，與圖版中的典型曲線進(jìn)行擬合，如圖2所示，擬合結(jié)果顯示與ReD=5.0的典型曲線擬合效果最佳。

圖2 雙對(duì)數(shù)典型曲線擬合圖版(Y1井)Fig.2 Double logarithmic typical curves match (well Y1)

在典型曲線ReD=5.0和Y1井的規(guī)整化產(chǎn)量曲線上選取任何一個(gè)擬合點(diǎn)，可計(jì)算得到Y(jié)1井的地層滲透率為0.42 mD，泄氣面積為0.42 km2，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量為0.76×108m3，裂縫半長(zhǎng)(xf)為72.6 m以及氣藏各向邊界值(ye、xe、xw和yw)，建立Y1井單井解析模型，示意如圖3所示。

圖3 Y1井單井解析模型示意Fig.3 Diagram of well Y1 analytical model

利用建立的單井解析模型對(duì)Y1井進(jìn)行壓力擬合，如圖4所示，在解析模型中通過(guò)輸入歷史產(chǎn)氣量計(jì)算擬合壓力。從擬合區(qū)可以看出，擬合壓力與歷史壓力非常吻合，說(shuō)明擬合效果非常好，證明單井解析模型可靠。進(jìn)而利用單井解析模型對(duì)Y1井進(jìn)行產(chǎn)量和壓力預(yù)測(cè)，如圖4的預(yù)測(cè)區(qū)所示，預(yù)測(cè)結(jié)果顯示Y1井以3×104m3/d的產(chǎn)氣量能夠穩(wěn)定生產(chǎn)至2020年1月，剩余穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間為1.7年。

產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法直接利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)單井生產(chǎn)進(jìn)行預(yù)測(cè)，不需要長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井測(cè)試，適用于所有氣井，不僅能實(shí)現(xiàn)對(duì)氣井生產(chǎn)狀況的簡(jiǎn)單快速預(yù)測(cè)，而且大大提高了氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。

利用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法計(jì)算了Y井區(qū)41口氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，結(jié)果如圖5所示，可以發(fā)現(xiàn)Y井區(qū)氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間主要分布在3～7年，占總井?dāng)?shù)的85.33%，單井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間平均為5.6年。

3 氣田穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的預(yù)測(cè)

3.1 Y井區(qū)氣田的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間

針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層的物性，采用單井分層數(shù)據(jù)和測(cè)井解釋的物性數(shù)據(jù)建立該區(qū)的氣藏三維地質(zhì)模型。首先，依據(jù)單井分層數(shù)據(jù)建立工區(qū)的構(gòu)造模型；其次，依據(jù)沉積相研究成果和測(cè)井解釋成果數(shù)據(jù)，應(yīng)用隨機(jī)模擬方法建立巖相三維地質(zhì)模型；再次，用相控隨機(jī)建模建立有效儲(chǔ)層離散分布模型；最后，用相控建模方法建立氣藏儲(chǔ)層參數(shù)：孔隙度、滲透率、含氣飽和度三維精細(xì)地質(zhì)模型。

圖4 Y1井不穩(wěn)定分析法生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)曲線Fig.4 Dynamic prediction curves of well Y1 by yield instability analysis

圖5 典型井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間分布Fig.5 Histogram of gas well production stable time

建立的三維地質(zhì)模型如圖6所示，網(wǎng)格為93 m×97 m×23 m的均勻直角網(wǎng)格，平面網(wǎng)格步長(zhǎng)取值為10 m×10 m，縱向網(wǎng)格精度平均取值為1 m。

建立動(dòng)態(tài)數(shù)值模型，各參數(shù)取值為：選取氣井試氣測(cè)得的平均地層壓力作為各層的初始地層壓力(表2)，選用試驗(yàn)測(cè)得的氣水相滲曲線(圖7)和氣體高壓物性(圖8)等參數(shù)，采用等效裂縫模型，設(shè)定氣井的平均裂縫半長(zhǎng)為80 m。

圖6 氣藏三維地質(zhì)模型Fig.6 Gas reservoir three-dimension geologic mode

通過(guò)建立的模型對(duì)氣藏進(jìn)行計(jì)算，以A1井為例，對(duì)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合。如圖9所示，可以看出模擬產(chǎn)氣量與實(shí)測(cè)產(chǎn)氣量之間的擬合結(jié)果十分吻合，前期和后期井底流壓的擬合效果很好，中期井底流壓的擬合效果相對(duì)一般，整體擬合效果較好，證明本次數(shù)模結(jié)果可靠，可用于氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)。

表2 模型中各層的地層壓力取值Table 2 The formation pressures of each layer in the model

圖7 歸一化氣水相滲曲線Fig.7 Normalized gas-water phase permeability curves

圖8 天然氣高壓物性Fig.8 High-pressure physical property of natural gas

利用建立的靜態(tài)地質(zhì)模型和動(dòng)態(tài)數(shù)值模型，預(yù)測(cè)出4種不同的采氣速度下氣藏的產(chǎn)氣量隨時(shí)間變化的曲線，如圖10所示，可以看出采氣速度越高，穩(wěn)產(chǎn)期越短。Y井區(qū)的地質(zhì)儲(chǔ)量為124.1×108m3，目前年產(chǎn)氣量為3×108m3，計(jì)算得到目前Y井區(qū)的采氣速度約為2.4%，根據(jù)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行插值，Y井區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間約為5.5年。

圖9 A1井生產(chǎn)歷史擬合曲線Fig.9 Production history fitting curves of well A1

3.2 Y井區(qū)與相似氣田的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間對(duì)比

X井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東側(cè)，為河控淺水三角洲前緣沉積，主要生產(chǎn)層位為山西組[5]；蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古鄂爾多斯市境內(nèi)，主力產(chǎn)層為石盒子組盒8氣層[11-14]；大牛地氣田主力生產(chǎn)層位為盒3、盒2、山1[15-17]。3個(gè)氣田均處于鄂爾多斯盆地，為典型的低孔、低滲—特低滲氣藏。延安氣田Y井區(qū)地質(zhì)條件與3個(gè)氣田一致，地質(zhì)特征及穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間對(duì)比結(jié)果見表3。

圖10 氣藏不同采氣速度下的產(chǎn)量預(yù)測(cè)Fig.10 Prediction of production with different gas producting rates

表3 Y井區(qū)與相似氣田的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間對(duì)比Table 3 Comparison of production stable time for Y wellblock and adjacent gas fields

相似區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間介于3～6年之間，Y井區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間為5.5年，對(duì)比結(jié)果證明數(shù)值模擬法預(yù)測(cè)得到的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間結(jié)果可靠，為延安氣田中后期穩(wěn)定開發(fā)和措施調(diào)整提供了理論支撐和借鑒。

4 結(jié)論

(1)物質(zhì)平衡法計(jì)算簡(jiǎn)單，但需要連續(xù)的壓力監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，該方法不能廣泛適用于低滲透氣藏；而產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法可直接利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)單井生產(chǎn)進(jìn)行預(yù)測(cè)，不需要長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井測(cè)試，大大提高了氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性；數(shù)值模擬方法可考慮氣藏的非均質(zhì)性，計(jì)算結(jié)果更精確，但計(jì)算過(guò)程復(fù)雜。

(2)采用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法預(yù)測(cè)得到Y(jié)井區(qū)41口氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，結(jié)果顯示Y井區(qū)氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間主要分布在3～7年，占總井?dāng)?shù)的85.33%，單井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間平均為5.6年。

(3)在建立三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬預(yù)測(cè)不同采氣速度下的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，根據(jù)實(shí)際采氣速度，綜合確定Y井區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間為5.5年，與相似氣田的對(duì)比結(jié)果證明預(yù)測(cè)得到的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間結(jié)果可靠，為延安氣田中后期的穩(wěn)定開發(fā)和措施調(diào)整提供了理論支撐和借鑒。