川東石炭系氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

楊莎 李曉平

（西南石油大學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,成都 610500）

川東石炭系氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

楊莎 李曉平

（西南石油大學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,成都 610500）

在分析川東5個(gè)石炭系氣藏生產(chǎn)現(xiàn)狀和遞減期資源潛力的基礎(chǔ)上，使用經(jīng)典的Arps遞減分析方法研究其產(chǎn)量遞減趨勢(shì)，總結(jié)產(chǎn)量遞減模式和影響氣藏產(chǎn)量遞減的因素。

氣藏；石炭系；低滲氣藏；水侵；產(chǎn)量遞減

石炭系是四川盆地近30年天然氣開發(fā)的主產(chǎn)層系，目前多數(shù)氣藏已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)的中后期，采出程度較高。在已投入開發(fā)的氣藏中，按已探明地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算的采出程度進(jìn)行劃分，采出程度≤30%（處于開發(fā)早期）的氣藏只有8個(gè)，采出程度為30%～50%（處于開發(fā)中期）的氣藏有8個(gè)，采出程度＞50%（處于開發(fā)后期）的氣藏有17個(gè)。川東地區(qū)石炭系氣藏目前采出程度＞30%的氣藏占已開發(fā)氣藏的75.8%，15個(gè)主力氣藏中有8個(gè)氣藏（分別是沙罐坪、磨盤場(chǎng)—老灣、高都鋪、臥龍河、龍頭—吊鐘壩、萬順場(chǎng)、高峰場(chǎng)、西河口）處于遞減期。因而，研究川東石炭系氣藏遞減規(guī)律，分析階段產(chǎn)量變化特點(diǎn)，是充分挖掘資源潛力的前提和保障。

1 部分遞減期氣藏生產(chǎn)狀況分析

1.1 部分低滲氣藏生產(chǎn)狀況

沙罐坪石炭系為低孔低滲無水氣藏，目前氣藏生產(chǎn)井14口，生產(chǎn)規(guī)模達(dá)55×104m3/d。氣藏各井處于增壓開采階段，氣井產(chǎn)量普遍較低，產(chǎn)量超過5×104m3/d的井只有4口，主產(chǎn)井由于壓力低而遞減較快，低滲區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度極低。

臥龍河氣藏為低孔低滲弱水侵氣藏，截至2010年5月仍有66.4×104m3/d以上的剩余儲(chǔ)量。氣藏目前有24口生產(chǎn)井，其中7口井產(chǎn)量達(dá)3.0×104m3/d以上，占29.2%。氣藏各井開采處于增壓后期，氣井產(chǎn)量普遍較低，最高產(chǎn)量為8.8×104m3/d。產(chǎn)能低于1×104m3/d的氣井有6口，其中臥69井產(chǎn)能最低（僅0.4×104m3/d）,多數(shù)氣井產(chǎn)量為（1～3）×104m3/d。 氣藏邊水水體不大，對(duì)氣藏生產(chǎn)沒有大的影響，氣藏南區(qū)仍有生產(chǎn)潛力。

1.2 部分出水氣藏生產(chǎn)狀況

龍門—吊鐘壩、高峰場(chǎng)、雙家壩等石炭系氣藏是地層水比較活躍的氣藏，由于局部活躍水侵的影響導(dǎo)致氣藏開發(fā)效果變差。龍頭—吊鐘壩石炭系氣藏邊水屬于次活躍型，氣藏已全面進(jìn)入遞減階段，采出程度較高，但仍然有較多的剩余可采儲(chǔ)量。由于先期的超配產(chǎn)及氣藏產(chǎn)水，進(jìn)入遞減期以來，產(chǎn)量下降較快。目前生產(chǎn)井7口，日產(chǎn)水平為26.9×104m3左右，產(chǎn)能 41.79×104m3/d。

高峰場(chǎng)石炭系氣藏水侵從生產(chǎn)初期即開始，邊水活躍，受水侵影響產(chǎn)能規(guī)模明顯降低，目前產(chǎn)能為55.520×104m3/d。 氣藏北端出水導(dǎo)致峰7井停產(chǎn)，氣藏南端地層水進(jìn)入氣藏，導(dǎo)致峰3、峰19、峰13井產(chǎn)量下降。2006年補(bǔ)充開發(fā)井峰18井測(cè)試產(chǎn)地層水，產(chǎn)層底界距原始?xì)馑缑娲怪本嚯x僅6.23m，邊水不斷向氣藏推進(jìn)，部分天然氣被水分割而難以開采，氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量明顯減小，方案實(shí)施效果明顯變差。

雙家壩石炭系氣藏處于增壓開采遞減階段，氣藏邊水活躍，受水侵影響氣藏產(chǎn)量遞減較快，氣藏可采儲(chǔ)量和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量減少，開發(fā)方案執(zhí)行效果不理想。目前氣藏開采規(guī)模11×104m3/d，較調(diào)整方案設(shè)計(jì)規(guī)模 40×104m3/d 少了 29×104m3/d，受水侵影響，氣藏產(chǎn)能、采氣速度、生產(chǎn)井?dāng)?shù)、累產(chǎn)氣量等都未達(dá)到方案預(yù)測(cè)指標(biāo)。

2 氣藏產(chǎn)量遞減分析

2.1 不活躍水侵型氣藏產(chǎn)量遞減

此類氣藏產(chǎn)水量小，氣藏受水體影響弱，水氣比維持相對(duì)穩(wěn)定，例如臥龍河氣藏和沙罐坪氣藏。據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，沙罐坪氣田石炭系氣藏各井僅產(chǎn)凝析水不產(chǎn)地層水，目前仍為純氣驅(qū)氣藏，氣井井口壓力為9～12MPa時(shí)，氣井開始遞減(圖1)。經(jīng)分析目前氣井遞減的原因有兩種：一種是氣井進(jìn)入開發(fā)后期地層能量供給不足，氣井產(chǎn)量壓力同時(shí)出現(xiàn)遞減，產(chǎn)量年遞減率一般為10%～20%，井口壓力年遞減率一般在10%左右，如罐3、罐7、罐10、罐11、罐19等5口井；另一種是氣井單井產(chǎn)量配產(chǎn)過高或者氣井本身在進(jìn)入開發(fā)后期地層供給不足的時(shí)候還繼續(xù)提產(chǎn)，造成氣井遞減率進(jìn)一步加大，氣井產(chǎn)量壓力同時(shí)出現(xiàn)遞減，產(chǎn)量年遞減率一般為10%～50%，井口壓力年遞減率這10%～30%，如罐2、20等8口井。整個(gè)氣藏的遞減類型為指數(shù)遞減，其初始遞減產(chǎn)氣量qi為2 409.7×104m3/月，初始月遞減率ai為2.9%。

圖1 沙罐坪氣藏產(chǎn)量遞減分析

截至2010年5月，臥龍河氣藏累積產(chǎn)天然氣104.64×108m3，累積產(chǎn)水 6.72×104m3，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為68.09%，可采儲(chǔ)量采出程度77.16%，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量49.05×108m3，氣井井口壓力在2～7MPa時(shí)開始遞減。產(chǎn)量月遞減率一般為0.54%～2%，臥龍河氣藏遞減階段的遞減類型為衰竭遞減(圖 2)，其初始遞減產(chǎn)氣量 3 037.77×104m3/月，初始月遞減率1.03%。臥龍河氣藏存在三個(gè)不同的壓力系統(tǒng)，將氣藏分為北、中、南三個(gè)區(qū)塊。三個(gè)區(qū)塊生產(chǎn)區(qū)壓力最高為北區(qū)，其次為中區(qū)，南區(qū)最低。氣藏目前產(chǎn)能分布主要集中在氣藏的中區(qū)。遞減方式為直線遞減和指數(shù)遞減的氣井全部位于氣藏中區(qū)，所以可以考慮影響氣藏遞減類型的因素為地層壓力。

圖2 臥龍河氣藏產(chǎn)量遞減分析

2.2 局部活躍水侵型氣藏產(chǎn)量遞減

氣藏受局部活躍水體影響明顯，產(chǎn)量、壓力下降較快，如龍頭－吊鐘壩石炭系氣藏、高峰場(chǎng)、雙家壩石炭系由于局部活躍水侵的影響導(dǎo)致氣藏開發(fā)效果變差。

龍頭—吊鐘壩氣藏為強(qiáng)水侵型氣藏，氣藏目前的遞減模式為指數(shù)遞減(見圖3)，初始遞減產(chǎn)氣量為2 051.2×104m3/月，月遞減率為1.39%。目前氣井遞減的原因有兩種：一種是當(dāng)氣藏氣井的水氣體積比低于0.05×10-4時(shí),氣藏氣井的遞減類型為雙曲遞減，即當(dāng)氣藏氣井受地層水影響較弱時(shí)，氣藏氣井的遞減類型為雙曲遞減。當(dāng)氣藏氣井的水氣比較大時(shí),氣藏氣井的遞減類型為直線遞減，即當(dāng)氣藏氣井受地層水影響較強(qiáng)時(shí)，氣藏氣井的遞減類型為直線遞減。另一種是當(dāng)氣藏氣井受地層水影響較弱時(shí)，儲(chǔ)層物性較差（低滲氣藏氣井）的氣藏氣井的遞減類型為雙曲遞減；而當(dāng)氣藏氣井受地層水影響較強(qiáng)時(shí)，儲(chǔ)層物性好的井為直線遞減。對(duì)于高、低滲氣藏氣井而言，當(dāng)氣藏受地層水影響較強(qiáng)時(shí)，氣藏氣井的遞減類型由地層水的影響決定。

圖3 龍頭—吊鐘壩氣藏產(chǎn)量遞減分析

高峰場(chǎng)石炭系氣藏邊水活躍，受水侵影響產(chǎn)能規(guī)模明顯降低。氣藏目前遞減模式為雙曲遞減（圖4），初始遞減產(chǎn)氣量為 2 665.74×104m3/月，月遞減率為2.71%。氣藏北端出水導(dǎo)致峰7井停產(chǎn)，氣藏南端地層水進(jìn)入氣藏，導(dǎo)致峰3、峰19、峰13井產(chǎn)量下降。2006年補(bǔ)充開發(fā)井峰18井測(cè)試產(chǎn)地層水，產(chǎn)層底界距原始?xì)馑缑娲怪本嚯x僅6.23m，邊水不斷向氣藏推進(jìn)，部分天然氣被水分割而難以開采。氣藏北區(qū)氣井（峰6、峰11、峰12井）的水氣比差別不大，即受地層水影響程度差別不大，由于峰6的滲透率較峰11、峰12大得多。結(jié)果峰6呈雙曲遞減而峰11、峰12呈指數(shù)遞減。氣藏南區(qū)的峰3和峰13井，井間連通一般，滲透率差異很大，兩井的水氣比差別也很大，峰3井受地層水的影響較大，導(dǎo)致了兩井的遞減類型的差異。所以，對(duì)高峰場(chǎng)氣藏氣井而言，儲(chǔ)層物性和地層水是影響氣井遞減的主要因素。其中儲(chǔ)層物性的影響又大于地層水的影響。

圖4 高峰場(chǎng)氣藏產(chǎn)量遞減分析

雙家壩石炭系氣藏處于增壓開采遞減階段，氣藏邊水活躍，受水侵影響氣藏產(chǎn)量遞減較快，遞減類型為直線遞減 (圖5)，初始遞減產(chǎn)氣量1 414.21×104m3/月，月遞減率為1.2%。氣藏氣井的生產(chǎn)水氣體積比均保持在較高的水平，氣藏氣井的生產(chǎn)受地層水的影響較為嚴(yán)重。氣藏的非均質(zhì)性較強(qiáng)，各單井的儲(chǔ)層物性存在一定差異，而氣井產(chǎn)量的遞減類型以雙曲遞減為主。在已確定遞減類型的5口生產(chǎn)井中，4口生產(chǎn)井的生產(chǎn)水氣體積比高于10-4，且該4口生產(chǎn)井（七里9井、七里47井、七里41井及七里4井）的產(chǎn)量遞減類型均為雙曲遞減，僅七里45井的生產(chǎn)水氣體積比為0.5×10-4，該井的產(chǎn)量遞減類型為指數(shù)遞減。表明氣井生產(chǎn)水氣體積比高于10-4，受地層水影響較強(qiáng)時(shí)，氣井產(chǎn)量遞減類型為雙曲遞減，而受地層水影響較弱時(shí)，氣井產(chǎn)量遞減類型為指數(shù)遞減。各井在儲(chǔ)層物性存在一定的差異，儲(chǔ)層物性最好的七里45井，受地層水影響較小，氣井的產(chǎn)量遞減類型為指數(shù)遞減。其他4口井的儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，受地層水的影響較大，氣井的產(chǎn)量遞減類型為雙曲遞減。各氣藏產(chǎn)量遞減情況見表1。

圖5 雙家壩氣藏產(chǎn)量遞減分析

表1 川東石炭系氣藏遞減模式

3 結(jié) 論

利用在川東石炭系氣藏具有很高適用性的經(jīng)典Arps分析方法對(duì)川東5個(gè)遞減期的石炭系氣藏進(jìn)行遞減分析，確定了氣藏的遞減模式和產(chǎn)量變化規(guī)律方程。同時(shí)，分析并確定了影響各氣藏氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律與遞減類型的主要因素，可為下一步挖潛計(jì)劃提供可靠依據(jù)。

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Abstract：Based on analyzing potentials of five gas reservoirs in East Sichuan Basin and their present production status,the production decline trends are analyzed with classical Arps decline analysis,to the production-decline models and factors affecting Production decline.

Key words：gas reservoir；Carboniferous；low-permeability gas reservoir；water influx；production decline

Study on the Decline Rules of Carboniferous Gas Reservoir in Eastern Sichuan Basin

YANG Sha LI Xiaoping
(State Key Laboratory of Oil and Gas Geology and Exploitation，SWPU，Chengdu 610500)

TE32+8

A

1673-1980（2012）02-0092-04

2011-09-30

楊莎（1986-），女，西南石油大學(xué)2009級(jí)碩士研究生，從事油氣藏滲理理論與數(shù)值模擬研究。