靖邊氣田下古分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率影響因素分析

劉茂果，晏寧平，呂利剛，陳俊杰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

靖邊氣田下古分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率影響因素分析

劉茂果，晏寧平，呂利剛，陳俊杰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

靖邊氣田下古氣藏馬五段發(fā)育多個(gè)含氣層，氣田采用多層合采的開發(fā)方式進(jìn)行。開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)，氣田下古各小層的氣量貢獻(xiàn)率與相應(yīng)各層地質(zhì)儲(chǔ)量不成正比，各小層氣量貢獻(xiàn)率差別大，馬五13小層地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的49.63%，歷年產(chǎn)氣剖面結(jié)果顯示馬五13氣量貢獻(xiàn)率占到了70%以上。為了提高靖邊氣田開發(fā)效果，促進(jìn)下古各小層均衡開發(fā)，各小層的氣量貢獻(xiàn)率已成為氣田現(xiàn)階段開發(fā)研究的重點(diǎn)及難點(diǎn)。通過分析靖邊氣田歷年產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果，結(jié)合多氣層滲流數(shù)學(xué)模型理論，對靖邊氣田多層合采井小層貢獻(xiàn)率影響因素進(jìn)行研究。綜合分析認(rèn)為靖邊氣田下古氣量主要貢獻(xiàn)層位為馬五13小層，其氣量貢獻(xiàn)率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻(xiàn)率均小于10.0%。以靖邊氣田物性參數(shù)為基礎(chǔ)，通過理論計(jì)算，認(rèn)為靖邊氣田下古各小層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率在受儲(chǔ)層物性參數(shù)影響外，還受到了小層控制半徑影響，各小層氣量貢獻(xiàn)率若只受到儲(chǔ)層物性參數(shù)影響，馬五13氣量貢獻(xiàn)率約為30%～50%，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑在400 m～500 m時(shí)，馬五13氣量貢獻(xiàn)率與產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果相一致。

靖邊氣田；馬家溝；多層合采；小層貢獻(xiàn)率

靖邊氣田下古奧陶系氣藏主要發(fā)育在馬五段，馬五段內(nèi)發(fā)育多個(gè)含氣小層，各含氣小層之間物性參數(shù)變化較大，氣層分布面積最廣、物性最好的為馬五13小層。2014年對馬五1+2段72塊巖樣進(jìn)行巖心分析，結(jié)果表明馬五13層孔隙度平均值為其余各小層均值的1.5倍，馬五13小層的滲透率平均值為0.43 mD，其余各層平均值低于0.2 mD，通過各小層滲透率數(shù)據(jù)計(jì)算得到樣品滲透率極差為22.76，說明下古儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。靖邊氣田下古馬五13小層有效厚度是其余各層平均厚度的1.49倍，測井解釋馬五13小層孔隙度、滲透率是其余小層平均值的1.19、1.48倍。由于馬五段縱向上生產(chǎn)層位較多，層間的非均質(zhì)性強(qiáng)，靖邊氣田歷年開展的產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果表明各小層產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)差異較大，因此，有必要在產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合多層氣藏的滲流理論，分析各層的氣量貢獻(xiàn)影響因素，研究靖邊氣田分層氣量貢獻(xiàn)率情況。

1　產(chǎn)氣剖面測試馬五段各層貢獻(xiàn)率情況

2014年，靖邊氣田對21口井進(jìn)行產(chǎn)氣剖面測試，結(jié)果顯示馬五13小層產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)率為78.31%，馬五12小層氣量貢獻(xiàn)率為9.72%，其余各小層貢獻(xiàn)率均小于7.0%。統(tǒng)計(jì)下古馬五段各小層探明地質(zhì)儲(chǔ)量，馬五13地質(zhì)儲(chǔ)量為總儲(chǔ)量的49.63%，馬五12地質(zhì)儲(chǔ)量為總儲(chǔ)量的19.09%，其余各層地質(zhì)儲(chǔ)量為總儲(chǔ)量的31.28%。各層地質(zhì)儲(chǔ)量比例與產(chǎn)氣剖面測試小層貢獻(xiàn)率對比表明，馬五13小層地質(zhì)儲(chǔ)量采氣速度要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其它各小層。

另外，近四年產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果表明，靖邊氣田下古馬五13氣量貢獻(xiàn)率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻(xiàn)率均小于10.0%，近幾年各小層氣量貢獻(xiàn)率變化幅度小，從產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果看，靖邊氣田下古馬五13小層為氣田主力氣量貢獻(xiàn)層位，其余產(chǎn)層為次要?dú)饬控暙I(xiàn)層位（見表1）。

表1　2011年至2014年靖邊氣田各小層氣量貢獻(xiàn)率

2　多層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率影響因素分析

2.1理論分析

針對多層氣藏參與供氣的氣井，對分層貢獻(xiàn)能力、儲(chǔ)量等各小層開發(fā)指標(biāo)的研究，國內(nèi)外許多學(xué)者見文獻(xiàn)［1-17］進(jìn)行了深入的研究。文獻(xiàn)［3］建立了多層滲流數(shù)學(xué)模型，在多層圓形封閉氣藏，根據(jù)各層厚度較小，層間距較小，氣體管流損失可以忽略，井底每層壓力都相等假設(shè)條件，在理論上分析了各層氣量貢獻(xiàn)的影響因素?？紤]表皮效應(yīng)的多層合采氣井的無因次滲流數(shù)學(xué)模型見下式。

無量綱量：

定義有效井徑：

在不考慮表皮效應(yīng)和井筒儲(chǔ)集效應(yīng)的影響下，地層系數(shù)和儲(chǔ)容系數(shù)分別對小層產(chǎn)氣量的影響（見圖1、圖2）。從圖1、圖2可以看出在地層壓力波到達(dá)封閉邊界之前，各層ωj（儲(chǔ)容系數(shù)）對氣井的分層產(chǎn)氣量幾乎沒有影響，產(chǎn)氣量主要受βj（地層系數(shù)）的影響，分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)近似等于βj；當(dāng)壓力波到達(dá)邊界形成擬穩(wěn)態(tài)流后，βj對氣井分層產(chǎn)量的影響幾乎很小，這時(shí)產(chǎn)氣量主要受ωj的影響，分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)近似等于ωj。

圖1　儲(chǔ)容系數(shù)ωj對氣井分層產(chǎn)氣量的影響

圖2　地層系數(shù)βj對氣井分層產(chǎn)氣量的影響

不同封閉邊界對氣井分層產(chǎn)量的影響（見圖3），ωj和βj第一層為0.5和0.2，第二層為0.5和0.8，計(jì)算結(jié)果表明，不同產(chǎn)層的邊界大小對其產(chǎn)氣量有著明顯的影響，小層封閉邊界越短，壓力波越容易達(dá)到邊界，并且儲(chǔ)量也越小，壓力波傳播到邊界以后，該層儲(chǔ)量已采出大部分，后期產(chǎn)量將降低，分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)不再近似等于ωj。

3.2靖邊氣田下古分層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率影響因素分析

靖邊氣田自1997年規(guī)模開發(fā)以來，已開發(fā)18年，完鉆下古井700余口，以靖邊氣田下古各層平均儲(chǔ)容系數(shù)、地層系數(shù)為基礎(chǔ)，分析靖邊氣田各小層氣量貢獻(xiàn)率情況，統(tǒng)計(jì)靖邊氣田638口下古氣井儲(chǔ)層參數(shù)，馬五13儲(chǔ)容系數(shù)為0.27，其余小層不到0.2，馬五13地層系數(shù)為0.33，馬五14地層系數(shù)為0.32，其余各層小于0.2（見表2）。利用Blasingame圖版擬合方法分析靖邊氣田單井控制半徑，對524口下古生產(chǎn)井進(jìn)行了Blasingame圖版擬合，達(dá)到供氣邊界氣井平均控制半徑為1 064.83 m。利用多層滲流模型進(jìn)行計(jì)算，在相同的供氣半徑下，壓力波到達(dá)邊界后馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率為27.0%，其余產(chǎn)層貢獻(xiàn)率低于20%，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率與產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果差別大。啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)顯示，靖邊氣田各小層巖心啟動(dòng)壓力梯度不一致，馬五13小層巖心的啟動(dòng)壓力梯度最低，平均為0.010 3 MPa/m，其余層位啟動(dòng)壓力梯度平均為0.024 8 MPa/m，由于各小層滲透率及啟動(dòng)壓力梯度不同，分析認(rèn)為各層氣量貢獻(xiàn)率在受到儲(chǔ)層參數(shù)影響外，還受到了供氣半徑的影響。

圖3　泄流邊界reDj對氣井分層產(chǎn)氣量的影響

表2　靖邊氣田馬五1+2各小層儲(chǔ)容系數(shù)及地層系數(shù)表

通過改變次產(chǎn)層控制半徑進(jìn)行分層氣量貢獻(xiàn)率計(jì)算，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑在400 m時(shí)，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率為84.44%，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑為500 m時(shí)，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率分別為70.71%，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑增加到800 m時(shí)，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率為41.12%。可見，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑在400 m～500 m時(shí)，馬五13氣量貢獻(xiàn)率理論計(jì)算與產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果一致（見表3、圖4、圖5）。

表3　次產(chǎn)層不同控制半徑下應(yīng)各小層氣量貢獻(xiàn)率，%

圖4　靖邊氣田各小層平均控制半徑下產(chǎn)量貢獻(xiàn)率圖

圖5　靖邊氣田各次產(chǎn)層控制半徑為500 m時(shí)產(chǎn)量貢獻(xiàn)率圖

利用多層合采模型對靖邊氣田下古兩口單井進(jìn)行實(shí)例分析。GX井為2003年12月11日投產(chǎn)的一口多層合采氣井，歷年產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果表明，主力氣層馬五13小層氣量平均貢獻(xiàn)率為93.2%，其余馬五124、馬五22各小層氣量貢獻(xiàn)率不到10%。利用多層氣藏滲流模型進(jìn)行計(jì)算，各層壓力波達(dá)到邊界后，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)為45.6%，和產(chǎn)氣剖面測試各小層氣量貢獻(xiàn)率相差較大。統(tǒng)計(jì)靖邊氣田5口生產(chǎn)層位為非主力氣層氣井的控制半徑情況，非馬五13氣層生產(chǎn)井平均控制半徑為608.77 m，若改變GX井次產(chǎn)層泄流半徑，將該井次產(chǎn)層控制半徑由該井平均控制半徑955.22 m調(diào)整為608.77 m時(shí)，在不改變表皮系數(shù)情況下，各層壓力波到達(dá)邊界后，馬五13層氣量貢獻(xiàn)率上升到71.0%，馬五13氣量貢獻(xiàn)率增大，從計(jì)算結(jié)果分析，該井次產(chǎn)層控制半徑小于600 m（見表4、圖6、圖7）。

表4　GX井基礎(chǔ)參數(shù)及產(chǎn)氣剖面結(jié)果

圖6　GX井各層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率圖

陜X井為1999年投產(chǎn)的下古低滲透區(qū)的一口多層合采氣井，該井下古各層平均控制半徑649.15 m，利用巖心分析得出的孔隙度和滲透率進(jìn)行各層氣量貢獻(xiàn)率計(jì)算，當(dāng)各層壓力波達(dá)到邊界后，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率為53.2%，其氣量貢獻(xiàn)率小于產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果（見表5、圖8）。

表5　陜X井基礎(chǔ)參數(shù)及產(chǎn)氣剖面結(jié)果

綜合分析滲流模型計(jì)算結(jié)果，認(rèn)為靖邊氣田下古各小層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率在受物性參數(shù)影響外，還受到了小層控制半徑影響。靖邊下古各小層氣量貢獻(xiàn)率若只受到儲(chǔ)層物性參數(shù)影響，馬五13貢獻(xiàn)率約為30%～50%，其次在受到各小層控制半徑影響后，馬五13小層氣量貢獻(xiàn)率上升。從計(jì)算結(jié)果看，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑在400 m～500 m時(shí)，馬五13氣量貢獻(xiàn)率理論計(jì)算與產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果一致。

圖7　GX井次產(chǎn)層半徑為608.77 m時(shí)各層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率圖

圖8　陜X井各層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率圖

3　結(jié)論

（1）產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果表明，靖邊氣田下古氣量主要貢獻(xiàn)層位為馬五13小層，其氣量貢獻(xiàn)率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻(xiàn)率均小于10.0%。

（2）多層氣藏滲流模型計(jì)算結(jié)果表明，壓力波傳播到邊界形成擬穩(wěn)定流時(shí)，各小層的儲(chǔ)容系數(shù)越大，氣量貢獻(xiàn)越大，靖邊下古馬五13小層儲(chǔ)層物性高于其它產(chǎn)層，壓力波傳播到邊界后，其氣量貢獻(xiàn)率在各小層中最大。

（3）綜合分析多層滲流模型計(jì)算結(jié)果，認(rèn)為靖邊氣田下古各小層產(chǎn)量貢獻(xiàn)率在受儲(chǔ)層物性參數(shù)影響外，還受到了小層控制半徑影響。靖邊下古各小層氣量貢獻(xiàn)率若只受到儲(chǔ)層物性參數(shù)影響，馬五13氣量貢獻(xiàn)率約為30%～50%，當(dāng)次產(chǎn)層控制半徑在400 m～500 m時(shí)，馬五13氣量貢獻(xiàn)率滲流模型理論計(jì)算與產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果相一致。

符號(hào)注釋：

pDj-第j層無因次壓力；tD-無因次時(shí)間；rD-無因次半徑；ωj-第j層儲(chǔ)容能力比值，無因次；βj-第j層地層系數(shù)比值，無因次；qjscD-第j層流入井筒無因次流量；qsc-地面流量，×104m3/d；qjsc-第j層流量，×104m3/d；ψj-第j層儲(chǔ)層擬壓力；reD-邊界無因次半徑，無因次；T-地層溫度，K；t-時(shí)間，h；μ-天然氣粘度，mPa·s；p-壓力，MPa；r-半徑距離，m；rw-井筒半徑，m；S-表皮系數(shù)；ct-儲(chǔ)層綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；h-有效厚度，m；φ-孔隙度，%；k-滲透率，×103μm。

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Analysis of the influence factors for the contribution rate of single layers in low palaeozoic of Jingbian gasfield

LIU Maoguo，YAN Ningping，LV Ligang，CHEN Junjie
（Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

A plurality of gas-bearing reservoir is developed in Jingbian gasfield for Ma5 of lower Paleozoic gas reservoir，commingling production are used to develope the gas field.The contribution rate of each layer which is difference，is not proportional to the corresponding layer geological reserves in gas field development，the test results of gas production profile over the years show that the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer accounted for more than 70%，although the geological reserves of its accounted for 49.63%of all.In order to improve the development effect of Jingbian gas field，and promoted the balanced development of each layer，the contribution rate of single layers is key and difficulty to development of gas field.In this article，the well of commingling production is analyzed to the influence factors for the contribution rate of single layers in Jingbian gasfield，according to the test results of gas production profile over the years and the mathematical model of multiplereservoir percolation.The analysis believe that the main contribution rate of layers，which is between 70%and 80%，is Majiagou formation Ma513layer in Jingbian gasfield，and others less than 10%.Reference the physical parameters of Jingbian gasfield，the calculating data indicate that the contribution rate of each layer is affected by influenced raduus，besides physical parameters.Only consider the influence factors of physical parameters，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is between 30%and 50%，when the influenced raduus of sub-producing layer is between 400 m and 500 m，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is in consonance with the result of gas production profile over the years.

Jingbian gasfield；Majiagou formation；commingling production；contribution rate of single layers

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.011

TE312

A

1673-5285（2015）07-0047-07

2015－05-06