向劉洋，劉紅梅，曹廷寬

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東坡地區(qū)沙溪廟組不同河道致密氣藏氣井合理配產(chǎn)研究

向劉洋，劉紅梅，曹廷寬

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610000）

東坡地區(qū)沙溪廟組不同河道儲層物性差異大，孔隙度、滲透率、含水飽和度和縱橫向上非均質(zhì)性不同，氣井應(yīng)進(jìn)行分類配產(chǎn)，但常規(guī)的合理配產(chǎn)方法并不完全適用配產(chǎn)要求，還需要綜合考慮啟動壓力梯度、應(yīng)力敏感性、滑脫效應(yīng)等因素的影響。為此，針對A、B、C三類典型河道，從合理利用地層能量、延長氣井穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率三方面因素出發(fā)，分別利用無阻流量法、指示曲線法、數(shù)值模擬等方法開展合理配產(chǎn)研究，建立具有針對性的配產(chǎn)方式，結(jié)果表明，無阻流量法、指示曲線法、數(shù)值模擬法進(jìn)行氣井初期配產(chǎn)，均能滿足氣井合理生產(chǎn)，其中數(shù)值模擬法與實(shí)際日產(chǎn)氣量更匹配。

東坡沙溪組；致密氣藏；合理配產(chǎn)

1 基本地質(zhì)特征

東坡沙溪廟組氣藏處于川西坳陷到川中隆起的過渡斜坡帶上，區(qū)域構(gòu)造較有利，為油氣長期運(yùn)移的指向帶。該氣藏以辮狀河沉積體系為主，發(fā)育多期水下分流河道。總體評價(jià)認(rèn)為該氣藏埋藏較深（多數(shù)在3 000 m左右），河道寬度較窄，且橫向相變快（0.3~0.8 km），砂體較發(fā)育（垂厚10~40 m），但單砂體厚度薄（均小于10 m）。儲層主要表現(xiàn)為“兩高兩低”（低孔隙度、低滲透率、高含水飽和度、高非均質(zhì)性），平均孔隙度為9.02%，平均滲透率為0.125×10-3μm2，屬于特低孔、低滲透致密儲層。與常規(guī)氣藏相比，東坡沙溪廟組致密氣藏砂體河道窄、儲層物性差、自然產(chǎn)能低，大多采用水平井多段加砂壓裂等措施提高單井產(chǎn)量，其合理配產(chǎn)在一定程度上影響氣井穩(wěn)產(chǎn)時間及其開發(fā)效果。因此，東坡沙溪廟組氣井壓裂后的合理配產(chǎn)至關(guān)重要，直接影響氣井生產(chǎn)效果。

2 合理配產(chǎn)研究

氣井合理配產(chǎn)主要考慮三個因素：一是盡量合理利用地層能量，二是氣井應(yīng)有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，三是有利于提高最終采收率。

氣井合理配產(chǎn)方法有很多種，常用的有無阻流量法、采氣指示曲線法、單位壓降產(chǎn)量法和單井?dāng)?shù)值模擬法。但針對低孔、低滲、高含水飽和度等特點(diǎn)的東坡窄河道致密氣藏，其滲流機(jī)理不同于常規(guī)氣藏，合理配產(chǎn)方法也與常規(guī)氣藏不同。低滲致密氣藏產(chǎn)能評價(jià)時，需要綜合考慮啟動壓力梯度、應(yīng)力敏感性、滑脫效應(yīng)等因素的影響，常規(guī)的產(chǎn)能評價(jià)方法若用來計(jì)算低滲氣藏氣井的無阻流量，其結(jié)果與真實(shí)氣井的無阻流量存在較大的偏差，會對氣井造成產(chǎn)能的認(rèn)識不準(zhǔn)確，同時無法根據(jù)穩(wěn)產(chǎn)期的需要來確定氣井的合理工作制度，導(dǎo)致氣井不合理生產(chǎn)，影響氣井最終采出程度和開發(fā)效益。

單井?dāng)?shù)值模擬法在評價(jià)產(chǎn)能方面具有較大優(yōu)勢：可以結(jié)合地質(zhì)建模較好地模擬地下情況，可以綜合考慮氣藏的應(yīng)力敏感和壓力梯度等因素影響，可以根據(jù)實(shí)際穩(wěn)產(chǎn)期的需要合理優(yōu)化配產(chǎn)。

2.1 無阻流量法

無阻流量是衡量氣井產(chǎn)能的重要指標(biāo)，常用多點(diǎn)試井方法來確定氣井無阻流量，進(jìn)而確定氣井產(chǎn)能。通常采取“高產(chǎn)低配、低產(chǎn)高配”原則，即無阻流量高、配產(chǎn)比例相應(yīng)較低。統(tǒng)計(jì)投產(chǎn)時間較長且有一定穩(wěn)產(chǎn)期井，直井合理生產(chǎn)能力為無阻流量的1/4~1/5，水平井合理生產(chǎn)能力為無阻流量的1/4~1/6，不同氣層不同儲層之間存在差異。

2.2 采氣指示曲線法

采氣指示曲線法為常用的合理產(chǎn)量確定方法。氣井生產(chǎn)壓差是地層壓力與產(chǎn)量的函數(shù)，氣井產(chǎn)量比較合理時，生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量成線性關(guān)系；隨著產(chǎn)量的增大，生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量將不再呈線性關(guān)系，氣井表現(xiàn)出明顯的非達(dá)西效應(yīng)。為了讓地層流體盡可能為線性流動，以減少非線性流動帶來的額外壓力損失，可把偏離早期線性的那個點(diǎn)產(chǎn)量作為氣井合理產(chǎn)量。

2.3 單井?dāng)?shù)模法

結(jié)合地質(zhì)成果與測試資料，對主力產(chǎn)層的主要生產(chǎn)井進(jìn)行單井?dāng)?shù)值模擬研究，得到不同氣藏典型的儲層參數(shù)?；谶@些參數(shù)，建立不同氣層對應(yīng)的水平井分段壓裂單井?dāng)?shù)值模擬模型，利用新井測井地質(zhì)資料進(jìn)行不同配產(chǎn)的動態(tài)預(yù)測，然后根據(jù)穩(wěn)產(chǎn)期再選擇合理產(chǎn)量。

3 應(yīng)用實(shí)例

中江氣田某氣藏不同河道地質(zhì)條件及儲層物性差異較大，造成氣井動態(tài)控制儲量、產(chǎn)能差異顯著，難以采用相同方式進(jìn)行配產(chǎn)。為此，從合理利用地層能量、延長氣井穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的角度出發(fā)，根據(jù)河道分類評價(jià)結(jié)果，分別對A、B、C三類典型河道開展合理配產(chǎn)研究，建立有針對性的配產(chǎn)方式。

3.1 試采法

目前中江氣田主力河道已投入生產(chǎn)的氣井較多，可根據(jù)氣井的實(shí)際生產(chǎn)動態(tài)及穩(wěn)產(chǎn)能力推斷不同類型河道中氣井的合理產(chǎn)量。

（1）A類河道。A類河道具有河道寬、厚度大、儲層物性好、含氣性好的特點(diǎn)，氣井產(chǎn)量高，生產(chǎn)穩(wěn)定。統(tǒng)計(jì)A類河道中氣井的穩(wěn)產(chǎn)情況，直井穩(wěn)定產(chǎn)量為2.6×104~5.5×104m3/d，平均為3.9×104m3/d；水平井穩(wěn)定產(chǎn)量為4.5×104~9.0×104m3/d，平均為5.5×104m3/d。

（2）B類河道。B類河道鉆遇儲層多為I類，物性較好，含水小于50%，采用水平井建產(chǎn)，開發(fā)效果較好。目前共投產(chǎn)水平井20口，平均無阻流量為12.4×104m3/d，部分水平井按3.0×104~5.0×104m3/d配產(chǎn)，可以維持1~2年的穩(wěn)定生產(chǎn)。

（3）C類河道。C類河道鉆遇儲層以II類為主，河道砂體發(fā)育，但物性較差，平均含水為50%左右，氣井產(chǎn)量波動較大、氣水比較高。該類河道中氣井無阻流量約為8.0×104m3/d，直井以1.0×104~2.0×104m3/d投產(chǎn)，生產(chǎn)較為穩(wěn)定；部分水平井穩(wěn)定產(chǎn)量約為3.0×104m3/d。

統(tǒng)計(jì)三類河道中生產(chǎn)時間長且產(chǎn)量穩(wěn)定的氣井，結(jié)果如表1所示。

3.2 指示曲線法

氣井產(chǎn)能是氣藏動態(tài)分析的重要內(nèi)容，最為常用的方法是通過產(chǎn)能測試建立相應(yīng)的產(chǎn)能方程進(jìn)行評價(jià)，其中，二項(xiàng)式產(chǎn)能方程的表達(dá)式為：

表1 氣田部分氣井試采穩(wěn)定產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)

目前僅A8井在投產(chǎn)之初進(jìn)行了系統(tǒng)產(chǎn)能試井，對測試數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，建立A8井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程：

利用式（2）計(jì)算出該井的無阻流量為10.69×104m3/d。據(jù)壓恢試井資料，A8井所在河道原始地層壓力為32.30 MPa，結(jié)合產(chǎn)能方程建立該井采氣指示曲線，得到A8井的合理產(chǎn)量為2.50×104m3/d。

3.3 數(shù)值模擬法

基于氣藏三維地質(zhì)模型，結(jié)合鉆完井、動態(tài)監(jiān)測資料及實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)等，利用數(shù)值模擬法對氣井合理產(chǎn)量進(jìn)行分析。

（1）A類河道。A類河道部分單井生產(chǎn)預(yù)測結(jié)果如圖1~圖2所示。根據(jù)產(chǎn)能建設(shè)方案，穩(wěn)產(chǎn)期取2年，水平井穩(wěn)定產(chǎn)量為4.20×104~6.70×104m3/d，直井穩(wěn)定產(chǎn)量為2.90×104~3.80×104m3/d。

圖1 A25井穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

圖2 A14井穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

（2）B類河道。B類河道單井生產(chǎn)預(yù)測結(jié)果如圖3所示，設(shè)穩(wěn)產(chǎn)期為2年，水平井穩(wěn)定產(chǎn)量為2.90×104~3.80×104m3/d。

圖3 A13井穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

（3）C類河道。C類河道單井生產(chǎn)預(yù)測結(jié)果如圖4~圖5所示，穩(wěn)產(chǎn)期為2年時，水平井穩(wěn)定產(chǎn)量為1.30×104~3.20×104m3/d，平均穩(wěn)定產(chǎn)量為2.30×104m3/d；直井穩(wěn)定產(chǎn)量為1.30×104~2.20×104m3/d，平均穩(wěn)定產(chǎn)量為1.75×104m3/d。

（4）單井配產(chǎn)數(shù)值模擬結(jié)果如表2所示，單井合理產(chǎn)量1.50×104~6.70×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)2年情況下，不同河道中單井合理產(chǎn)量及配產(chǎn)比差異大，說明不同地質(zhì)、儲層特征的河道中氣井具有不同的合理產(chǎn)量。

圖4 A15井穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

圖5 A17井穩(wěn)產(chǎn)能力預(yù)測

3.4 單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量法

（1）目前經(jīng)濟(jì)條件下單井極限產(chǎn)量。根據(jù)目前的經(jīng)濟(jì)條件計(jì)算單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，結(jié)果如表3所示。A氣藏內(nèi)部收益率為8%時，直井的單井極限產(chǎn)量為0.93×104m3/d，水平井為1.60×104m3/d；內(nèi)部收益率為12%時，直井的單井極限產(chǎn)量為1.02×104m3/d，水平井為1.80×104m3/d。B氣藏內(nèi)部收益率為8%時，直井的單井極限產(chǎn)量為1.23×104m3/d，水平井為2.05×104m3/d；內(nèi)部收益率為12%時，直井的單井極限產(chǎn)量為1.37×104m3/d，水平井為2.33×104m3/d。

（2）不同氣價(jià)條件下單井極限產(chǎn)量。在目前投資及穩(wěn)產(chǎn)2年的情況下，天然氣價(jià)格由目前含稅價(jià)格1 303元/103m3上升到1 700元/103m3時，A氣藏直井極限產(chǎn)量由目前的0.93×104m3/d下降到0.71×104m3/d；水平井極限產(chǎn)量由目前的1.60×104m3/d下降到1.22×104m3/d。B氣藏直井極限產(chǎn)量由目前的1.23×104m3/d下降到0.94×104m3/d；水平井極限產(chǎn)量由目前的2.05×104m3/d下降到1.57×104m3/d。

表2 單井合理配產(chǎn)數(shù)值模擬結(jié)果

（3）不同投資條件下單井極限產(chǎn)量。在目前天然氣價(jià)格及穩(wěn)產(chǎn)2年情況下，投資對單井極限產(chǎn)量影響大。A氣藏直井投資由目前1 095×104元下降到700×104元時，單井極限產(chǎn)量由目前的0.93×104m3/d下降到0.66×104m3/d；水平井投資由目前的 2 108×104元下降到1 700×104元時，水平井單井極限產(chǎn)量由目前的1.60×104m3/d下降到1.33×104m3/d。B氣藏直井投資由目前1 548×104元下降到1 200×104元時，單井極限產(chǎn)量由目前的1.23×104m3/d下降到1.00×104m3/d；水平井投資由目前的 2 794×104元下降到2 400×104元時，水平井極限產(chǎn)量由目前的2.05×104m3/d下降到1.79×104m3/d。

從該區(qū)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)結(jié)果來看，在目前氣價(jià)以及投資下，當(dāng)內(nèi)部收益率取8%時，A氣藏水平井的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為1.60×104m3/d；B氣藏中直井、水平井相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量分別為1.23×104m3/d和2.05×104m3/d。

3.5 合理配產(chǎn)結(jié)果

綜合試采法、指示曲線法、數(shù)值模擬等方法，并考慮經(jīng)濟(jì)極限對氣井產(chǎn)量的約束，氣藏合理配產(chǎn)結(jié)果如表3所示。該區(qū)沙溪廟組氣藏不同河道氣井控制儲量及產(chǎn)能差異較大，氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力也各不相同。A、B類河道控制儲量大，滲流好，推薦配產(chǎn)比1/6~1/4投產(chǎn)；C類河道含水較高、滲流阻力大，且單井無阻流量多在10×104m3以下，推薦配產(chǎn)比1/4~1/2較為適宜。整體上，河道越寬、物性越好、控制儲量越大的氣井穩(wěn)產(chǎn)能力更強(qiáng)，合理配產(chǎn)越低。

表3 氣田某氣藏不同河道合理產(chǎn)量配產(chǎn)結(jié)果

就3口井進(jìn)行采氣指示曲線法、數(shù)值模擬法和無阻流量法合理配產(chǎn)對比，其數(shù)值模擬法與實(shí)際日產(chǎn)氣量較為匹配，這與東坡窄河道致密氣藏滲流特征相符合。氣井的合理產(chǎn)量就是氣井能夠保持一個相對較高的產(chǎn)量生產(chǎn)，并且有較長的穩(wěn)定生產(chǎn)時間。對不同區(qū)域、不同位置、不同類型的氣井，在不同的生產(chǎn)方式下，有不同的合理產(chǎn)量選擇。

4 結(jié)論

（1）東坡沙溪廟組氣藏河道窄，儲層物性較差，含水飽和度高，縱橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，對氣井應(yīng)進(jìn)行分類配產(chǎn)。

（2）運(yùn)用無阻流量法、采氣指數(shù)法和數(shù)值模擬法進(jìn)行氣井初期配產(chǎn)，均能滿足氣井合理生產(chǎn)。

（3）數(shù)值模擬法綜合考慮了啟動壓力梯度、應(yīng)力敏感性等影響因素，同時考慮了企業(yè)天然氣供需穩(wěn)產(chǎn)期的需要，更科學(xué)嚴(yán)謹(jǐn)。

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Reasonable production allocation of gas wells in tight gas reservoirs of different channels of Shaximiao formation in eastern slope area

XIANG Liuyang, LIU Hongmei, CAO Tingkuan

(Exploration & Development Research Institute of Southwest Oil and Gas Company, SINOPEC, Chengdu, Sichuan 610000)

The reservoirs from different channels of Shaximiao formation in eastern slope area are characterized by big differences in reservoir physical property, and the porosity, permeability, water saturation and heterogeneity in vertical and horizontal directions are different. Therefore, gas wells should be classified for production allocation, while the conventional reasonable method of production allocation is not completely suitable for the requirements of production allocation, and the influence of starting pressure gradient, stress sensitivity, slippage effect and other factors should be considered comprehensively. Therefore, in view of the three types of typical river channels, starting from three aspects, namely the rational utilization of formation energy, extension of stable production of gas wells and enhancement of oil recovery ratio, by respectively using open flow potential method, indicator curve method and numerical simulation, a corresponding targeted production allocation pattern was established. The results show that the production allocation at the initial stage by using the methods mentioned above can satisfy the reasonable production of gas wells, and the numerical simulation method is more matched with the actual daily gas production.

Shaximiao formation in eastern slope area; tight gas reservoir; reasonable production allocation

1673–8217（2019）02–0082–05

TE377

A

2018–0６–2５

向劉洋，1989年生，2014年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣開發(fā)動態(tài)，數(shù)值模擬等方面的研究工作。

編輯：黃生娣