低孔低滲氣藏水平井初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)

■研究與探討

低孔低滲氣藏水平井初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)

王紀(jì)偉，曲文馳

東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室（黑龍江大慶163318）

由于儲層厚度、孔隙度、滲透率、含氣飽和度以及水平段長度等主要因素的影響，各水平井的初期配產(chǎn)較為復(fù)雜多變，致使難以保證水平井取得最佳的生產(chǎn)效果。無阻流量是評價氣井產(chǎn)能的一個重要參數(shù)，是氣井開發(fā)初期合理配產(chǎn)的主要依據(jù)。采用動態(tài)分析、Arps產(chǎn)量遞減法和流動物質(zhì)平衡方程法，分析研究區(qū)內(nèi)生產(chǎn)時間相對較長較穩(wěn)定的5口水平井的動態(tài)生產(chǎn)情況。結(jié)果表明，當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，實際累計產(chǎn)氣量是無阻流量的105倍，預(yù)計累計產(chǎn)氣量是無阻流量的193倍，動態(tài)儲量是無阻流量的218倍，生產(chǎn)能力明顯相對較高。

低孔低滲氣藏；水平井；無阻流量；初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)；流動物質(zhì)平衡方程法

目前，低孔低滲氣藏是國內(nèi)外開發(fā)的重要方向，但針對低孔低滲氣藏的開發(fā)技術(shù)并不成熟，尤其是對低孔低滲氣藏水平井開發(fā)初期配產(chǎn)情況的確定與產(chǎn)能效果的評價[1-3]。水平井初期配產(chǎn)過高，會產(chǎn)生速敏效應(yīng)，并且單井產(chǎn)量迅速遞減；水平井初期配產(chǎn)過低，經(jīng)濟效益又不佳[4-6]。依據(jù)無阻流量和單井實際生產(chǎn)動態(tài)分析確定單井初期配產(chǎn)比例，再結(jié)合Arps產(chǎn)量遞減法和流動物質(zhì)平衡方程法應(yīng)用分析，可以直觀地研究單井的產(chǎn)能和配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)的合理性。

研究氣藏屬于上古生界，淺水海相三角洲沉積，巖性圈閉，主要受海水侵襲影響；儲層巖性以石英砂和巖屑為主，局部長石，石英砂含量32%～81%，巖屑含量9%～22%；儲層砂巖以中、粗粒結(jié)構(gòu)為主，粒徑分布范圍在0.3～1.2mm，分選中等；儲層面孔率9.36%，粒間孔為主，其次為巖屑溶孔和雜基溶孔，膠結(jié)類型為孔隙式和再生孔隙式；孔隙度0.98%～10.1%，滲透率(0.02～11)×10-3μm2，屬于低孔低滲氣藏；氣藏埋藏深度1 955～2 380m，有效厚度15.8m，含氣飽和度32%～58%，氣藏含氣面積和地質(zhì)儲量較大；氣藏中部壓力19.82MPa，地層壓力系數(shù)0.96，地溫梯度為2.83℃/100m，排驅(qū)壓力范圍在1.2～19.16MPa之間，平均2.26MPa；產(chǎn)出氣體相對密度0.561 6～0.628 2，平均0.580 6，甲烷含量91.11%～98.59%，二氧化碳含量0～0.66%，氮氣含量0～3.12%，無硫，產(chǎn)水量小。

1 試井

研究區(qū)內(nèi)已鉆水平井8口，均采用一點法試氣，因此主要采用一點法計算無阻流量。試氣采用針型閥控制求產(chǎn)36h以上，在油嘴、孔板、油壓、套壓、上游壓力、平均溫度、中部流壓、流溫的條件下，穩(wěn)定8h，測得穩(wěn)定產(chǎn)氣量以及求產(chǎn)期間累計產(chǎn)氣量，并且根據(jù)靜壓測試成果，推算地層中部靜壓，用一點法計算該層無阻流量，計算得出的各水平井無阻流量見表1。

水平井無阻流量在(38～104)×104m3/d之間，變化范圍較大，平均無阻流量54.6×104m3/d。

表1 水平井試氣無阻流量計算結(jié)果

2 初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)分析

研究區(qū)內(nèi)生產(chǎn)時間相對較長較穩(wěn)定的水平井有5口，其實際動態(tài)生產(chǎn)情況見表2。此時單井的生產(chǎn)能力評價采用一種新的方式，即實際累計產(chǎn)氣量與無阻流量的比值法，該數(shù)值越大說明單井的生產(chǎn)能力越好。

水平井的初期配產(chǎn)比例與單井生產(chǎn)能力有一定關(guān)系，初期配產(chǎn)比例過高或者過低時，單井生產(chǎn)能力均欠佳。當(dāng)配產(chǎn)比例為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，水平井的實際累計產(chǎn)氣量是無阻流量的105倍，生產(chǎn)能力明顯高于其他水平井。因此，為了盡可能發(fā)揮水平井的生產(chǎn)能力，水平井的初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)定為無阻流量的1/4。

表2 各水平井實際累計產(chǎn)氣量與生產(chǎn)能力計算結(jié)果

3 初期配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)的應(yīng)用

3.1 Arps產(chǎn)量遞減法

依據(jù)單井遞減規(guī)律，采用R3軟件指數(shù)遞減法，分別預(yù)測生產(chǎn)相對比較穩(wěn)定的5口水平井的產(chǎn)氣量，單井有效生產(chǎn)期限按6.5年計算（自投產(chǎn)日算起），其中P1003井的產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果如圖1所示。

圖1 P1003井產(chǎn)量預(yù)測曲線圖

結(jié)合單井的實際生產(chǎn)情況和產(chǎn)量預(yù)測曲線，計算得出單井的預(yù)計累計產(chǎn)氣量（表3）。此時，生產(chǎn)能力計算公式為：生產(chǎn)能力=預(yù)計累計產(chǎn)氣量/無阻流量[7-8]。

當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，預(yù)計累計產(chǎn)氣量是無阻流量的193倍，生產(chǎn)能力同樣明顯較高。這也進一步說明：針對這種氣藏，水平井的初期配產(chǎn)比例選定1/4較為適合，能夠使井的產(chǎn)氣量達到最高值。

3.2 流動物質(zhì)平衡方程

L.Matter等人針對已經(jīng)投入生產(chǎn)，并且生產(chǎn)時間相對較長的氣井，提出了流動物質(zhì)平衡方程預(yù)測單井動態(tài)儲量的方法。該方法首先假定氣藏為封閉氣藏，當(dāng)氣井生產(chǎn)一段時間后，其流動狀態(tài)從快速遞減狀態(tài)轉(zhuǎn)為擬穩(wěn)定狀態(tài)，此時遞減率趨于一個常數(shù)。通過擬合穩(wěn)定期單井的累計產(chǎn)氣量與井底流壓的關(guān)系曲線，再作通過原始地層壓力的平行線，該平行線與X軸的交點值，即為該井的動態(tài)儲量[9-10]，計算公式如下：

式中：Po、P分別為原始地層壓力和第i時地層壓力，MPa；Zo、Z分別為原始地層條件下氣體的偏差系數(shù)和第i時地層條件下氣體的偏差系數(shù)；Gi、G分別為第i時單井累計產(chǎn)氣量和單井動態(tài)控制儲量，104m3。

根據(jù)公式（1）計算得出P1003井的動態(tài)儲量為11 108×104m3，如圖2所示。

表3 基于Arps產(chǎn)量遞減法的單井生產(chǎn)能力計算結(jié)果

圖2 P1003井產(chǎn)量預(yù)測曲線圖

根據(jù)公式（1）計算各單井的產(chǎn)能情況，結(jié)果見表4。此時，生產(chǎn)能力計算公式為：生產(chǎn)能力=動態(tài)儲量/無阻流量。

當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，單井生產(chǎn)動態(tài)儲量是無阻流量的218倍，生產(chǎn)能力明顯高于其他配產(chǎn)比例的水平井。因此，根據(jù)流動物質(zhì)平衡方程法推算得出的動態(tài)儲量，反推單井生產(chǎn)能力的結(jié)論與實際生產(chǎn)情況和Arps產(chǎn)量遞減法結(jié)論均一致。

4 結(jié)論

1）由單井實際生產(chǎn)動態(tài)分析得出，當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)比例為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，實際累計產(chǎn)氣量是無阻流量的105倍，生產(chǎn)能力較高。

表4 基于流動物質(zhì)平衡方程的單井生產(chǎn)能力計算結(jié)果

2）由Arps產(chǎn)量遞減法得出，當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)比例為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，預(yù)計累計產(chǎn)氣量是無阻流量的193倍，生產(chǎn)能力明顯相對較高。

3）由流動物質(zhì)平衡方程得出，當(dāng)水平井的初期配產(chǎn)比例為無阻流量的1/4標(biāo)準(zhǔn)時，單井生產(chǎn)動態(tài)儲量是無阻流量的218倍，單井生產(chǎn)能力較大。

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Controlled by the thickness,porosity,permeability and gas saturation of reservoir and the horizontal length of horizontal wells, the determination of the early production of the horizontal gas wells becomes relatively complex,which makes the best production effect of the horizontal gas wells difficultly achieved.The open flow capacity is an important parameter to evaluate the productivity of gas wells, and it is also the main basis for reasonable production of the gas wells.The dynamic production of 5 horizontal wells with relatively long production time and relatively stable production in the study area was analyzed based on the dynamic analysis,the Arps production decline method and the flowing material balance equation,and the results show that,when the early production of horizontal gas well is one fourth of its open flow capacity,the actual cumulative gas production is 105 times as much as open flow capacity,the predicted cumulative gas production is 193 times as much as open flow capacity,and the dynamic reserves is about 218 times as much as open flow capacity.Their production capacity is obviously high.

low porosity and low permeability gas reservoir;horizontal well;open flow capacity;early production standard;flowing material balance equation

尉立崗

2016-06-14

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05052）

王紀(jì)偉（1988-），男，博士研究生，主要研究方向為提高采收率理論與技術(shù)和油藏數(shù)值模擬。