東坡地區沙溪廟組不同河道致密氣藏氣井合理配產研究

向劉洋，劉紅梅，曹廷寬

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東坡地區沙溪廟組不同河道致密氣藏氣井合理配產研究

向劉洋，劉紅梅，曹廷寬

（中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610000）

東坡地區沙溪廟組不同河道儲層物性差異大，孔隙度、滲透率、含水飽和度和縱橫向上非均質性不同，氣井應進行分類配產，但常規的合理配產方法并不完全適用配產要求，還需要綜合考慮啟動壓力梯度、應力敏感性、滑脫效應等因素的影響。為此，針對A、B、C三類典型河道，從合理利用地層能量、延長氣井穩產、提高采收率三方面因素出發，分別利用無阻流量法、指示曲線法、數值模擬等方法開展合理配產研究，建立具有針對性的配產方式，結果表明，無阻流量法、指示曲線法、數值模擬法進行氣井初期配產，均能滿足氣井合理生產，其中數值模擬法與實際日產氣量更匹配。

東坡沙溪組；致密氣藏；合理配產

1 基本地質特征

東坡沙溪廟組氣藏處于川西坳陷到川中隆起的過渡斜坡帶上，區域構造較有利，為油氣長期運移的指向帶。該氣藏以辮狀河沉積體系為主，發育多期水下分流河道。總體評價認為該氣藏埋藏較深（多數在3 000 m左右），河道寬度較窄，且橫向相變快（0.3~0.8 km），砂體較發育（垂厚10~40 m），但單砂體厚度薄（均小于10 m）。儲層主要表現為“兩高兩低”（低孔隙度、低滲透率、高含水飽和度、高非均質性），平均孔隙度為9.02%，平均滲透率為0.125×10-3μm2，屬于特低孔、低滲透致密儲層。與常規氣藏相比，東坡沙溪廟組致密氣藏砂體河道窄、儲層物性差、自然產能低，大多采用水平井多段加砂壓裂等措施提高單井產量，其合理配產在一定程度上影響氣井穩產時間及其開發效果。因此，東坡沙溪廟組氣井壓裂后的合理配產至關重要，直接影響氣井生產效果。

2 合理配產研究

氣井合理配產主要考慮三個因素：一是盡量合理利用地層能量，二是氣井應有一定的穩產期，三是有利于提高最終采收率。

氣井合理配產方法有很多種，常用的有無阻流量法、采氣指示曲線法、單位壓降產量法和單井數值模擬法。但針對低孔、低滲、高含水飽和度等特點的東坡窄河道致密氣藏，其滲流機理不同于常規氣藏，合理配產方法也與常規氣藏不同。低滲致密氣藏產能評價時，需要綜合考慮啟動壓力梯度、應力敏感性、滑脫效應等因素的影響，常規的產能評價方法若用來計算低滲氣藏氣井的無阻流量，其結果與真實氣井的無阻流量存在較大的偏差，會對氣井造成產能的認識不準確，同時無法根據穩產期的需要來確定氣井的合理工作制度，導致氣井不合理生產，影響氣井最終采出程度和開發效益。

單井數值模擬法在評價產能方面具有較大優勢：可以結合地質建模較好地模擬地下情況，可以綜合考慮氣藏的應力敏感和壓力梯度等因素影響，可以根據實際穩產期的需要合理優化配產。

2.1 無阻流量法

無阻流量是衡量氣井產能的重要指標，常用多點試井方法來確定氣井無阻流量，進而確定氣井產能。通常采取“高產低配、低產高配”原則，即無阻流量高、配產比例相應較低。統計投產時間較長且有一定穩產期井，直井合理生產能力為無阻流量的1/4~1/5，水平井合理生產能力為無阻流量的1/4~1/6，不同氣層不同儲層之間存在差異。

2.2 采氣指示曲線法

采氣指示曲線法為常用的合理產量確定方法。氣井生產壓差是地層壓力與產量的函數，氣井產量比較合理時，生產壓差與產量成線性關系；隨著產量的增大，生產壓差與產量將不再呈線性關系，氣井表現出明顯的非達西效應。為了讓地層流體盡可能為線性流動，以減少非線性流動帶來的額外壓力損失，可把偏離早期線性的那個點產量作為氣井合理產量。

2.3 單井數模法

結合地質成果與測試資料，對主力產層的主要生產井進行單井數值模擬研究，得到不同氣藏典型的儲層參數。基于這些參數，建立不同氣層對應的水平井分段壓裂單井數值模擬模型，利用新井測井地質資料進行不同配產的動態預測，然后根據穩產期再選擇合理產量。

3 應用實例

中江氣田某氣藏不同河道地質條件及儲層物性差異較大，造成氣井動態控制儲量、產能差異顯著，難以采用相同方式進行配產。為此，從合理利用地層能量、延長氣井穩產、提高采收率的角度出發，根據河道分類評價結果，分別對A、B、C三類典型河道開展合理配產研究，建立有針對性的配產方式。

3.1 試采法

目前中江氣田主力河道已投入生產的氣井較多，可根據氣井的實際生產動態及穩產能力推斷不同類型河道中氣井的合理產量。

（1）A類河道。A類河道具有河道寬、厚度大、儲層物性好、含氣性好的特點，氣井產量高，生產穩定。統計A類河道中氣井的穩產情況，直井穩定產量為2.6×104~5.5×104m3/d，平均為3.9×104m3/d；水平井穩定產量為4.5×104~9.0×104m3/d，平均為5.5×104m3/d。

（2）B類河道。B類河道鉆遇儲層多為I類，物性較好，含水小于50%，采用水平井建產，開發效果較好。目前共投產水平井20口，平均無阻流量為12.4×104m3/d，部分水平井按3.0×104~5.0×104m3/d配產，可以維持1~2年的穩定生產。

（3）C類河道。C類河道鉆遇儲層以II類為主，河道砂體發育，但物性較差，平均含水為50%左右，氣井產量波動較大、氣水比較高。該類河道中氣井無阻流量約為8.0×104m3/d，直井以1.0×104~2.0×104m3/d投產，生產較為穩定；部分水平井穩定產量約為3.0×104m3/d。

統計三類河道中生產時間長且產量穩定的氣井，結果如表1所示。

3.2 指示曲線法

氣井產能是氣藏動態分析的重要內容，最為常用的方法是通過產能測試建立相應的產能方程進行評價，其中，二項式產能方程的表達式為：

表1 氣田部分氣井試采穩定產量統計

目前僅A8井在投產之初進行了系統產能試井，對測試數據進行處理，建立A8井二項式產能方程：

利用式（2）計算出該井的無阻流量為10.69×104m3/d。據壓恢試井資料，A8井所在河道原始地層壓力為32.30 MPa，結合產能方程建立該井采氣指示曲線，得到A8井的合理產量為2.50×104m3/d。

3.3 數值模擬法

基于氣藏三維地質模型，結合鉆完井、動態監測資料及實際生產數據等，利用數值模擬法對氣井合理產量進行分析。

（1）A類河道。A類河道部分單井生產預測結果如圖1~圖2所示。根據產能建設方案，穩產期取2年，水平井穩定產量為4.20×104~6.70×104m3/d，直井穩定產量為2.90×104~3.80×104m3/d。

圖1 A25井穩產能力預測

圖2 A14井穩產能力預測

（2）B類河道。B類河道單井生產預測結果如圖3所示，設穩產期為2年，水平井穩定產量為2.90×104~3.80×104m3/d。

圖3 A13井穩產能力預測

（3）C類河道。C類河道單井生產預測結果如圖4~圖5所示，穩產期為2年時，水平井穩定產量為1.30×104~3.20×104m3/d，平均穩定產量為2.30×104m3/d；直井穩定產量為1.30×104~2.20×104m3/d，平均穩定產量為1.75×104m3/d。

（4）單井配產數值模擬結果如表2所示，單井合理產量1.50×104~6.70×104m3/d，穩產2年情況下，不同河道中單井合理產量及配產比差異大，說明不同地質、儲層特征的河道中氣井具有不同的合理產量。

圖4 A15井穩產能力預測

圖5 A17井穩產能力預測

3.4 單井經濟極限產量法

（1）目前經濟條件下單井極限產量。根據目前的經濟條件計算單井經濟極限產量，結果如表3所示。A氣藏內部收益率為8%時，直井的單井極限產量為0.93×104m3/d，水平井為1.60×104m3/d；內部收益率為12%時，直井的單井極限產量為1.02×104m3/d，水平井為1.80×104m3/d。B氣藏內部收益率為8%時，直井的單井極限產量為1.23×104m3/d，水平井為2.05×104m3/d；內部收益率為12%時，直井的單井極限產量為1.37×104m3/d，水平井為2.33×104m3/d。

（2）不同氣價條件下單井極限產量。在目前投資及穩產2年的情況下，天然氣價格由目前含稅價格1 303元/103m3上升到1 700元/103m3時，A氣藏直井極限產量由目前的0.93×104m3/d下降到0.71×104m3/d；水平井極限產量由目前的1.60×104m3/d下降到1.22×104m3/d。B氣藏直井極限產量由目前的1.23×104m3/d下降到0.94×104m3/d；水平井極限產量由目前的2.05×104m3/d下降到1.57×104m3/d。

表2 單井合理配產數值模擬結果

（3）不同投資條件下單井極限產量。在目前天然氣價格及穩產2年情況下，投資對單井極限產量影響大。A氣藏直井投資由目前1 095×104元下降到700×104元時，單井極限產量由目前的0.93×104m3/d下降到0.66×104m3/d；水平井投資由目前的 2 108×104元下降到1 700×104元時，水平井單井極限產量由目前的1.60×104m3/d下降到1.33×104m3/d。B氣藏直井投資由目前1 548×104元下降到1 200×104元時，單井極限產量由目前的1.23×104m3/d下降到1.00×104m3/d；水平井投資由目前的 2 794×104元下降到2 400×104元時，水平井極限產量由目前的2.05×104m3/d下降到1.79×104m3/d。

從該區經濟性評價結果來看，在目前氣價以及投資下，當內部收益率取8%時，A氣藏水平井的經濟極限產量為1.60×104m3/d；B氣藏中直井、水平井相應的經濟極限產量分別為1.23×104m3/d和2.05×104m3/d。

3.5 合理配產結果

綜合試采法、指示曲線法、數值模擬等方法，并考慮經濟極限對氣井產量的約束，氣藏合理配產結果如表3所示。該區沙溪廟組氣藏不同河道氣井控制儲量及產能差異較大，氣井的穩產能力也各不相同。A、B類河道控制儲量大，滲流好，推薦配產比1/6~1/4投產；C類河道含水較高、滲流阻力大，且單井無阻流量多在10×104m3以下，推薦配產比1/4~1/2較為適宜。整體上，河道越寬、物性越好、控制儲量越大的氣井穩產能力更強，合理配產越低。

表3 氣田某氣藏不同河道合理產量配產結果

就3口井進行采氣指示曲線法、數值模擬法和無阻流量法合理配產對比，其數值模擬法與實際日產氣量較為匹配，這與東坡窄河道致密氣藏滲流特征相符合。氣井的合理產量就是氣井能夠保持一個相對較高的產量生產，并且有較長的穩定生產時間。對不同區域、不同位置、不同類型的氣井，在不同的生產方式下，有不同的合理產量選擇。

4 結論

（1）東坡沙溪廟組氣藏河道窄，儲層物性較差，含水飽和度高，縱橫向非均質性強，對氣井應進行分類配產。

（2）運用無阻流量法、采氣指數法和數值模擬法進行氣井初期配產，均能滿足氣井合理生產。

（3）數值模擬法綜合考慮了啟動壓力梯度、應力敏感性等影響因素，同時考慮了企業天然氣供需穩產期的需要，更科學嚴謹。

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Reasonable production allocation of gas wells in tight gas reservoirs of different channels of Shaximiao formation in eastern slope area

XIANG Liuyang, LIU Hongmei, CAO Tingkuan

(Exploration & Development Research Institute of Southwest Oil and Gas Company, SINOPEC, Chengdu, Sichuan 610000)

The reservoirs from different channels of Shaximiao formation in eastern slope area are characterized by big differences in reservoir physical property, and the porosity, permeability, water saturation and heterogeneity in vertical and horizontal directions are different. Therefore, gas wells should be classified for production allocation, while the conventional reasonable method of production allocation is not completely suitable for the requirements of production allocation, and the influence of starting pressure gradient, stress sensitivity, slippage effect and other factors should be considered comprehensively. Therefore, in view of the three types of typical river channels, starting from three aspects, namely the rational utilization of formation energy, extension of stable production of gas wells and enhancement of oil recovery ratio, by respectively using open flow potential method, indicator curve method and numerical simulation, a corresponding targeted production allocation pattern was established. The results show that the production allocation at the initial stage by using the methods mentioned above can satisfy the reasonable production of gas wells, and the numerical simulation method is more matched with the actual daily gas production.

Shaximiao formation in eastern slope area; tight gas reservoir; reasonable production allocation

1673–8217（2019）02–0082–05

TE377

A

2018–0６–2５

向劉洋，1989年生，2014年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事油氣開發動態，數值模擬等方面的研究工作。

編輯：黃生娣