克拉美麗氣田火山巖氣藏配產方法優選

閆利恒 王延杰 麥欣 李慶 邱恩波 楊琨

1.中國石油新疆油田公司勘探開發研究院 2.中國石油新疆油田公司開發公司 3.中國石油新疆油田公司開發處

克拉美麗氣田火山巖氣藏配產方法優選

閆利恒1王延杰1麥欣2李慶2邱恩波3楊琨2

1.中國石油新疆油田公司勘探開發研究院 2.中國石油新疆油田公司開發公司 3.中國石油新疆油田公司開發處

準噶爾盆地克拉美麗氣田火山巖氣藏產能受單井控制儲量、巖性巖相、儲集空間類型等多種因素的影響，產能變化大，評價比較困難，無阻流量配產法表現出明顯的局限性。為此，利用動、靜態模型將該區儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類3種類型，找到了各類儲層的產能特征，以利于指導布井和后期新井的配產；綜合利用無阻流量法、采氣指數法、類比法、圖版法等方法對新井進行產能標定研究；綜合利用物質平衡法、試采壓降法、單井動態模型法等方法對老井進行產能標定研究。進而得到了每類井的合理配產范圍：Ⅰ類儲層，直井合理產量為（8.00～10.00）×104m3／d，水平井合理產量為（22.00～24.00）×104m3／d；Ⅱ類儲層，直井合理產量為（5.00～6.00）×104m3／d，水平井合理產量為（14.00～16.00）×104m3／d；Ⅲ類儲層，直井合理產量為（2.20～3.50）×104m3／d，水平井合理產量為（9.00～11.00）×104m3／d。研究結果還表明適合克拉美麗火山巖氣藏的配產方法是：新井應該利用系統試井特別是修正等時試井或類比的方法進行配產；老井最好利用單井動態模型法進行配產。

準噶爾盆地 克拉美麗氣田 火山巖 氣藏 生產能力 分類 評價 標定 配產

克拉美麗氣田位于準噶爾盆地腹部陸梁隆起東南部的滴南凸起上，目的層為石炭系巴山組火山巖，發育3個火山噴發旋回，6個火山噴發期次。氣田構造特征總體表現為西傾的大型鼻狀構造，南北為邊界斷裂所切割。儲層孔隙度平均為11.48%，滲透率平均為0.459 mD，總體屬于中低孔、特低滲儲層。

2010年完成了克拉美麗氣田開發方案，采用“直井＋水平井”組合，650 m左右不規則井網布井，部署54口井，其中，直井37口，水平井17口，設計年產能10.00×108m3。截至目前，共有24口井投入試采，累積產氣11.10×108m3。

1 無阻流量法配產的局限性

1.1 無阻流量法配產情況

運用無阻流量法配產，合理產量取試氣無阻流量的1／5，部分井配產結果比試采產量小，部分井配產結果比試采產量大。DX1001井二項式試氣無阻流量為100.30×104m3／d，配產為20.06×104m3／d，試采期間平均產量為7.00×104m3／d。DX1415井二項式試氣無阻流量為20.60×104m3／d，配產為4.12×104m3／d，試采期間平均產量為10.08×104m3／d。

1.2 原因分析

試井解釋DX1001井為內好外差的徑向復合氣藏，隨著試采的進行，產能變小，加上單井控制儲量較小，為2.41×108m3，穩產能力較弱。DX1415井在鉆井過程中地層污染比較嚴重，初期表皮系數為4.61，試氣無阻流量偏低，隨著試采的進行，污染得到有效的解除，表皮系數變為－1.53，產能變大，加上單井控制儲量大，為3.39×108m3，穩產能力較強。

2 儲層類型的劃分及配產方法優選

2.1 儲層類型的劃分

參照火山巖油藏的儲層分類標準，綜合利用巖心實驗、生產測試、測井解釋、地質描述和試氣成果，采用雙變量交會圖方法，建立了工區火山巖氣藏分類的物性、電性、巖性巖相、孔隙結構和產能的綜合評價標準，將克拉美麗氣田火山巖儲層分為3類（表1）。

表1 克拉美麗氣田火山巖儲層綜合分類表

2.2 新井產能確定

對進行過系統試氣的井，可以建立產能方程，運用無阻流量法和采氣指數法［1－3］進行配產；對未進行試氣的井，可以類比井型相同、巖性相同、物性相似、井深相近井的試氣情況，進行配產，還可采用圖版法配產。例如，滴西14井區平均產量與地層系數、生產指數曲線呈線性關系，可以根據圖版確定單井的平均產量（圖1）。地層系數可以由壓力恢復試井求得；生產指數可以由生產數據求得。

2.3 老井產能確定

2.3.1 物質平衡法

物質平衡法是已知定產量生產階段的產量和定流壓生產階段的流壓，以產能方程和物質平衡方程為基礎，通過兩個方程的迭代，進而得到氣井產量、壓力變化過程以及穩產時間的方法。

下面以DX1813井為例來說明計算過程。首先利用產能測試資料求出二項式產能方程系數：A＝ 24.643 9，B＝0.319 3。然后用試井方法確定該井的動態儲量為11.40×108m3。取定井底流壓為16.50 MPa，若以20.00×104m3／d配產，能夠穩產4年；若以30.00×104m3／d配產，能夠穩產2年（圖2）。

2.3.2 試采壓降法

試采壓降法是通過試采數據、給定的生產時間以及生產期末的壓力，來求出生產時間內平均產氣量的配產方法。

下面以DX1805井為例來說明計算過程。該井用移動物質平衡方法計算的單井動態儲量為9.60×108m3。目前該井天然氣累計產量已經達到0.93×108m3。最低進站壓力時對應的流壓為16.50 MPa，此時對應的累計產氣量為3.50×108m3。該井預測產氣量為2.57×108m3，若穩產期為3年，該時間段內的單井平均產量為26.00×104m3／d左右。

2.3.3 單井動態模型法

圖1 新井類比地層系數、生產指數法配產圖

單井動態模型法［4－6］是用試井分析軟件建立動態預測模型，以穩產期和進站壓力為約束，確定單井的合理配產。它要求單井進行過壓力恢復測試并有一定的生產期。將短期試井與長期生產動態相結合進行試井解釋對建立準確的模型至關重要。

圖2 DX1813井物質平衡法配產圖

下面以DX1415井為例進行說明。首先利用壓力恢復及生產數據擬合DX1415井壓力流量史曲線，目前產氣量約8.50×104m3／d。克拉美麗氣田最低進站壓力是9.00 MPa，井深為3 700 m，不同配產下的自然穩產期末的最低井底流壓約為16.50 MPa。若按產量5.80×104m3／d進行配產，預測井底流壓降為16.50 MPa還能穩產3年（圖3）。

圖3 DX1415井壓力流量史擬合及生產預測圖

2.3.4 配產方法優選

通過現場實施，單井動態模型法是最準確最適合克拉美麗火山巖氣藏的配產方法，其次是試采壓降法，物質平衡法需要建立準確的產能方程，對部分井評價結果有誤差。

3 結論

1）利用上述方法對克拉美麗氣田單井進行了產能標定，Ⅰ類直井合理產量為8.00×104～10.00×104m3／d，水平井合理產量為22.00×104～24.00×104m3／d；Ⅱ類直井合理產量為5.00×104～6.00×104m3／d，水平井合理產量為14.00×104～16.00×104m3／d；Ⅲ類直井合理產量為2.20×104～3.50×104m3／d，水平井合理產量為9.00×104～11.00×104m3／d。

2）克拉美麗氣田火山巖氣藏新井應該利用系統試井特別是修正等時試井或類比的方法進行配產。

3）克拉美麗氣田火山巖氣藏老井最好利用單井動態模型法進行配產。

［1］莊惠農.氣藏動態描述與試井［M］.北京：石油工業出版社，2009.

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［6］任東，劉啟國，湯勇，等.基于啟動壓力梯度的火山巖氣藏多重介質試井模型［J］.天然氣工業，2011，31（10）：50－53.

Optimization of production allocation methods for volcanic gas reservoirs in the Kelameili Gas Field

Yan Liheng1，Wang Yanjie1，Mai Xin2，Li Qing2，Qiu Enbo3，Yang Kun2
（1.Ex ploration ＆Development Research Institute of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Development Division of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；3.Development Department of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.51－53，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The deliverability of volcanic gas reservoirs in the Kelameili Gas Field，Junggar Basin，is affected by many factors such as individual well controlled reserves，lithology and lithofacies，reservoir space types，etc.，so the fluctuation of these reservoirs＇productivity brings about great difficulty in evaluation，resulting in the limitations on the production allocation mode of absolute open flow（AOF）.In view of this，such reservoirs were classified into type－Ⅰ，type－Ⅱ，and type－Ⅲby use of static and dynamic models，and the production performance of each type reservoirs was discovered to guide the well spacing and the production allocation of laterstage new wells.Respectively，the productivity of new wells was calibrated by use of AOF，gas production index，the analogy method，and the plot method；whereas that of old wells by use of material balance method，depressurizing production，and individual well performance.Additionally，the range of reasonable allocation production of each type of wells was obtained.As for the type－Ⅰreservoirs，the reasonable production of direct wells was ranged from（8.00 to 10.00）×104m3／d，and that of horizontal wells from（22.00 to 24.00）×104m3／d；as for the type－Ⅱreservoirs，direct wells from（5.00 to 6.00）×104m3／d and horizontal wells from（14.00 to 16.00）×104m3／d；as for the type－Ⅲreservoirs，direct wells from（2.20 to 3.50）×104m3／d and horizontal wells from（9.00 to 11.00）×104m3／d.This study also shows that the proper allocation production methods for the Kelameili volcanic gas reservoirs are as follows：the systematic well testing especially the modified isochronal test or the analogy method is for new wells while the single well performance model is better for old wells.

Junggar Basin，Kelameili Gas Field，volcanic rock，gas reservoir，productivity，category，evaluation，calibration，production allocation

閆利恒，1982年生，工程師，碩士；主要從事天然氣開發研究工作。地址：（834000）新疆維吾爾自治區克拉瑪依市準噶爾路29號。電話：（0990）6867823。E－mail：ylheng＠petrochina.com.cn

閆利恒等.克拉美麗氣田火山巖氣藏配產方法優選.天然氣工業，2012，32（2）：51－53.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.011

2011－12－06 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.011

Yan Liheng，engineer，born in 1982，holds an M.Sc.degree and is mainly engaged in research of natural gas development.

Add：No.29，Junggar Rd.，Karamay，Xinjiang 834000，P.R.China

Tel：＋86－990－6867 823 E－mail：ylheng＠petrochina.com.cn