低滲氣藏連通性分析新方法的應用及認識

劉琦 補成中 帥建軍

（1.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院，四川 成都 610051；2.中國石油川慶鉆探頁巖氣勘探開發項目經理部，四川 成都 610051；3.油氣藏地質開發工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500；4.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051）

低滲氣藏連通性分析新方法的應用及認識

劉琦1補成中2帥建軍3，4

（1.中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院，四川 成都 610051；2.中國石油川慶鉆探頁巖氣勘探開發項目經理部，四川 成都 610051；3.油氣藏地質開發工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500；4.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051）

在氣藏生產過程中是否存在井間連通、井間干擾大小等問題備受關注。針對這些問題，傳統的方法就是氣藏關井測壓或開展干擾試井測試。蘇里格氣田為典型的低孔—低滲氣藏，所需關井時間較長，由于生產任務重，這些傳統方法均難以付諸實施。對蘇里格氣田XX區塊石盒子—山西組氣藏生產時間超過1年的氣井，在不關井、不影響生產的前提下，利用產量和壓力的動態變化、井網密度、氣井投產前最大關井套壓等資料，運用一種新的生產數據分析技術求取單井物性參數、井控半徑、儲量等，從而簡單、快捷、可靠地分析判斷是否存在井間連通及井間干擾現象，為蘇里格氣田低滲氣藏連通性分析提供了一種新方法。

氣井 井間連通 傳統方法 生產分析技術

0 引言

蘇里格氣田主力產層為二疊系石盒子組盒8段，巖性為三角洲平原分流河道沉積的中粗粒石英砂巖，儲集空間以粒間溶孔為主，平均孔隙度為5%～12%，平均滲透率為0.06～2 mD［1］。XX區塊位于蘇里格氣田東南部，2006年投產以來，在開發方案和開發調整方案指導下采用“先肥后瘦”的模式，富集區加密布井，以期達到穩產和提高儲量動用程度的目的。對于氣藏開發，在氣藏生產過程中是否存在井間連通、井間干擾大小，以及地層壓力傳播速度的快慢等問題備受關注［2］。針對這些問題，傳統的方法就是氣藏關井測壓或開展干擾試井測試。然而開展關井測壓或干擾試井測試，對于蘇里格這種低滲氣藏，所需關井時間長，由于生產任務重，這些傳統方法均難以付諸實施，因此需要尋找一種不需要長時間關井、不影響生產的方法來解此類問題。筆者從產量、壓力動態變化，井網密度及氣井投產前最大關井套壓等資料，運用動態分析方法求取XX區塊氣井的泄氣半徑，加以綜合分析，初步判斷氣井是否存在井間連通及井間干擾現象［3-5］。

1 不關井條件下井間連通分析方法基本原理

筆者利用生產數據分析技術來解決不關井條件下井間連通判斷分析（圖1）。生產數據分析技術是不用通過復雜的測試工藝，利用進入遞減期的氣井生產動態數據（產量、壓力）進行整理、分析和解釋的一種新興分析技術，可以充分發揮氣田開發過程中積累的大量產量、流壓等歷史生產數據，獲得與關井試井基本等效的成果，可確定油氣藏參數有滲透率、表皮系數、油氣儲量、井控半徑、最終可采儲量等，另外還可以進行生產動態預測。筆者首次利用Topaze軟件中的多井模型以及擴展模型中的壓裂水平井不等效模型進行區域氣藏生產動態分析，該方法對蘇里格氣田壓裂水平井及其井組直叢井動態分析有著很好的借鑒意義，同時分析結果對不規則井網加密起到很好的指導作用。

2 應用情況

2.1 井區概況

X-14-17H井區是XX區塊中的多產層發育區，是水平井較為集中的區域，是XX區塊中的天然氣富

集區，面積約6.5 km2，分布有9口氣井，其中直井6口，水平井3口（含1口雙分支井）。區域內有9口井，盒8段單層生產井僅3口，盒7段僅有1口井，H7、H8、S1段多層合采井有5口。

2.2 井間連通分析

使用Topaze軟件生產數據分析技術確定井區儲層物性參數，把試井分析技術中的曲線擬合技術應用于分析生產數據，對不同時間點生產數據進行分析，求得井區物性參數（表1），部分井生產數據分析流量—壓力擬合曲線見圖2。

目前井區內直井井控半徑為230～418 m，平均井控半徑為298 m；水平井井控半徑在為356～452 m，平均井控半徑為405 m（表1）。X-14-17井到鄰井最大距離不超過500 m，目前單井控制半徑兩井之間一般大于600 m，因此X-14-17與X-14-18H、X-14-17AH可能存在井間連通。水平井陸續投產后，對該區域9口井進行多井生產數據擬合分析，2012年4月井區平均壓力為17.22 MPa，最高19.57 MPa，由

于水平井存在一定的先期壓降，加之投產初期配產一般較高，生產前半年井口套壓直線下降，X-14-18H形成的壓降漏斗較大（圖3、圖4），該井與X-14-17、X-14-18A井很可能存在井間連通。

表1 X-14-17井區儲層物性參數及控制儲量擬合結果表

圖2 X-13-17井生產數據分析流量—壓力擬合曲線圖

圖3 X-14-17H投產前鄰井壓力分布圖

圖4 X-14-17H投產后鄰井壓力分布圖

2.3 生產動態分析

2.3.1 井口生產套壓異常印證連通性分析

X-19-18井組屬于蘇里格氣田XX區塊的一組開發井（圖5）。鄰井X-19-19井2008年9月投產，累計產氣1 900×104m3，生產數據分析顯示X-19-19井的影響半徑已達250 m。X-19-18X3井于2010年10月2日投產，以4×104m3/d定產降壓生產，井口生產套壓降至15 MPa后，生產曲線顯示，在2011年9月與鄰井X-19-19井出現同樣的井口生產套壓陡降的異常現象，初步判定兩口井已經連通，出現井間干擾（圖6）。

圖5 X-19-18X3井及鄰井井位、累計產氣泡泡圖

圖6 X-19-18X3井及X-19-19井生產曲線圖

2.3.2 井區生產情況印證

從生產曲線圖（圖7）中可見井區直井投產時井口套壓在25 MPa左右，而X-14-17H水平井投產時井口套壓為16.7 MPa，而X-14-18H井完井測試盒7、盒8段井口套壓分別為12.7 MPa、21 MPa，盒7段已存在明顯的先期壓降。2010年12月水平井投產前，對6口直井地層壓力擬合（圖3），僅X-14-17AH井開井前地層壓力相對高一點，而X-14-17H及X-14-18H井域地層壓力已遠低于原始地層壓力，也表明水平井開井前就存在先期壓降。

圖7 X-14-17H井區氣井采氣曲線圖

2.3.3 壓力恢復判定

X-19-18X3井關井壓力恢復也表現出井間干擾現象。首先，終關井78 d，關井之后，壓力先恢復至最高點，第18 d開始受鄰井生產影響以較小幅度連續下降（圖8）。此外，在壓力導數曲線上反映出與恒壓邊界類似的下掉趨勢，試井解釋邊界是348 m，兩口井井距為513 m，說明兩口井存在井間連通（圖9）。

圖8 終關井壓力恢復壓力歷史圖

圖9 X-19-18X3終關井雙對數曲線診斷圖

3 結論

1）Topaze生產數據分析技術可充分發揮氣田開發過程中積累的大量產量、流壓等歷史生產數據，獲得與試井基本等效的成果，為蘇里格氣田低滲氣藏連通性分析提供了一種新的技術手段。

2）生產數據擬合分析表明該井區氣藏存在局部連通性，且通過現場實際生產動態分析印證了這一結論，對后續類似區域不規則井網加密起到很好的指導作用。

3）分析井區是XX區塊多產層、天然氣最富集區，區域內儲層物性差異小，水平井處于相對高滲區、同一壓力系統地層壓力達到平衡后，生產井處于均衡泄壓，根據可采儲量計算，盡管氣藏局部區域存在井間連通的情況，但各井的井控儲量較高，通過生產預測能實現效益開采，表明富集區采用目前井距基本合理，井區局部加密布井對提高采收率具有積極意義。

［1］冉新權，李安琪.蘇里格氣田開發論［M］.北京：石油工業出版社，2008.

［2］鄧惠，劉義成，陳洪斌，等.一種快速評價氣井井間干擾的方法［J］.天然氣勘探與開發，2013，36（3）：35-37.

［3］莊惠農.氣藏動態描述和試井［M］.北京：石油工業出版社，2004．

［4］陳濟宇，魏明強，段永剛.不同氣井生產動態分析方法對比分析研究［J］.天然氣勘探與開發，2012，55（4）：56-59.

［5］譚中國，洪鴻.長慶氣田干擾試井研究［J］.內蒙古石油化工，1997，6（S1）：11-14.

［6］葉小闖，魏克穎，呂亞博，等．蘇里格氣田蘇14區塊加密井區干擾試井研究［J］.石油化工應用，2011，30（9）：48-55.

［7］劉淑芬，張同義.多井試井技術在油田開發中的應用［J］.石油儀器，2002，16（6）：43-46.

［8］萬仁薄.現代完井工程［M］.北京：石油工業出版社，2000．

［9］李克向.保護油氣層鉆完井技術［M］.北京：石油工業出版社，1993．

［10］滕小蘭，邱玲.調整井壓裂井間干擾實例分析及技術對策［J］.石油鉆采工藝，2011，33（2）：88-90.

［11］張家由，滕小蘭，邱玲，等.加密井壓裂井間干擾實例分析及技術對策［J］.石油地質與工程，2011，25（1）：95-97.

［12］楊進，劉良躍，李立宏，等.滲透性地層鉆井過程中井間干擾預測分析［J］.石油天然氣學報，2006，28（6）：142-143.

（編輯：李臻）

B

2095-1132（2014）06-0027-04

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.008

修訂回稿日期：2014-07-01

劉琦（1983-），女，工程師，從事氣藏開發研究工作。E-mail：liuqiswpu@126.com。