低渗气藏连通性分析新方法的应用及认识

刘琦 补成中 帅建军

（1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610051；2.中国石油川庆钻探页岩气勘探开发项目经理部，四川 成都 610051；3.油气藏地质开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500；4.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

低渗气藏连通性分析新方法的应用及认识

刘琦1补成中2帅建军3，4

（1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610051；2.中国石油川庆钻探页岩气勘探开发项目经理部，四川 成都 610051；3.油气藏地质开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500；4.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

在气藏生产过程中是否存在井间连通、井间干扰大小等问题备受关注。针对这些问题，传统的方法就是气藏关井测压或开展干扰试井测试。苏里格气田为典型的低孔—低渗气藏，所需关井时间较长，由于生产任务重，这些传统方法均难以付诸实施。对苏里格气田XX区块石盒子—山西组气藏生产时间超过1年的气井，在不关井、不影响生产的前提下，利用产量和压力的动态变化、井网密度、气井投产前最大关井套压等资料，运用一种新的生产数据分析技术求取单井物性参数、井控半径、储量等，从而简单、快捷、可靠地分析判断是否存在井间连通及井间干扰现象，为苏里格气田低渗气藏连通性分析提供了一种新方法。

气井 井间连通 传统方法 生产分析技术

0 引言

苏里格气田主力产层为二叠系石盒子组盒8段，岩性为三角洲平原分流河道沉积的中粗粒石英砂岩，储集空间以粒间溶孔为主，平均孔隙度为5%～12%，平均渗透率为0.06～2 mD［1］。XX区块位于苏里格气田东南部，2006年投产以来，在开发方案和开发调整方案指导下采用“先肥后瘦”的模式，富集区加密布井，以期达到稳产和提高储量动用程度的目的。对于气藏开发，在气藏生产过程中是否存在井间连通、井间干扰大小，以及地层压力传播速度的快慢等问题备受关注［2］。针对这些问题，传统的方法就是气藏关井测压或开展干扰试井测试。然而开展关井测压或干扰试井测试，对于苏里格这种低渗气藏，所需关井时间长，由于生产任务重，这些传统方法均难以付诸实施，因此需要寻找一种不需要长时间关井、不影响生产的方法来解此类问题。笔者从产量、压力动态变化，井网密度及气井投产前最大关井套压等资料，运用动态分析方法求取XX区块气井的泄气半径，加以综合分析，初步判断气井是否存在井间连通及井间干扰现象［3-5］。

1 不关井条件下井间连通分析方法基本原理

笔者利用生产数据分析技术来解决不关井条件下井间连通判断分析（图1）。生产数据分析技术是不用通过复杂的测试工艺，利用进入递减期的气井生产动态数据（产量、压力）进行整理、分析和解释的一种新兴分析技术，可以充分发挥气田开发过程中积累的大量产量、流压等历史生产数据，获得与关井试井基本等效的成果，可确定油气藏参数有渗透率、表皮系数、油气储量、井控半径、最终可采储量等，另外还可以进行生产动态预测。笔者首次利用Topaze软件中的多井模型以及扩展模型中的压裂水平井不等效模型进行区域气藏生产动态分析，该方法对苏里格气田压裂水平井及其井组直丛井动态分析有着很好的借鉴意义，同时分析结果对不规则井网加密起到很好的指导作用。

2 应用情况

2.1 井区概况

X-14-17H井区是XX区块中的多产层发育区，是水平井较为集中的区域，是XX区块中的天然气富

集区，面积约6.5 km2，分布有9口气井，其中直井6口，水平井3口（含1口双分支井）。区域内有9口井，盒8段单层生产井仅3口，盒7段仅有1口井，H7、H8、S1段多层合采井有5口。

2.2 井间连通分析

使用Topaze软件生产数据分析技术确定井区储层物性参数，把试井分析技术中的曲线拟合技术应用于分析生产数据，对不同时间点生产数据进行分析，求得井区物性参数（表1），部分井生产数据分析流量—压力拟合曲线见图2。

目前井区内直井井控半径为230～418 m，平均井控半径为298 m；水平井井控半径在为356～452 m，平均井控半径为405 m（表1）。X-14-17井到邻井最大距离不超过500 m，目前单井控制半径两井之间一般大于600 m，因此X-14-17与X-14-18H、X-14-17AH可能存在井间连通。水平井陆续投产后，对该区域9口井进行多井生产数据拟合分析，2012年4月井区平均压力为17.22 MPa，最高19.57 MPa，由

于水平井存在一定的先期压降，加之投产初期配产一般较高，生产前半年井口套压直线下降，X-14-18H形成的压降漏斗较大（图3、图4），该井与X-14-17、X-14-18A井很可能存在井间连通。

表1 X-14-17井区储层物性参数及控制储量拟合结果表

图2 X-13-17井生产数据分析流量—压力拟合曲线图

图3 X-14-17H投产前邻井压力分布图

图4 X-14-17H投产后邻井压力分布图

2.3 生产动态分析

2.3.1 井口生产套压异常印证连通性分析

X-19-18井组属于苏里格气田XX区块的一组开发井（图5）。邻井X-19-19井2008年9月投产，累计产气1 900×104m3，生产数据分析显示X-19-19井的影响半径已达250 m。X-19-18X3井于2010年10月2日投产，以4×104m3/d定产降压生产，井口生产套压降至15 MPa后，生产曲线显示，在2011年9月与邻井X-19-19井出现同样的井口生产套压陡降的异常现象，初步判定两口井已经连通，出现井间干扰（图6）。

图5 X-19-18X3井及邻井井位、累计产气泡泡图

图6 X-19-18X3井及X-19-19井生产曲线图

2.3.2 井区生产情况印证

从生产曲线图（图7）中可见井区直井投产时井口套压在25 MPa左右，而X-14-17H水平井投产时井口套压为16.7 MPa，而X-14-18H井完井测试盒7、盒8段井口套压分别为12.7 MPa、21 MPa，盒7段已存在明显的先期压降。2010年12月水平井投产前，对6口直井地层压力拟合（图3），仅X-14-17AH井开井前地层压力相对高一点，而X-14-17H及X-14-18H井域地层压力已远低于原始地层压力，也表明水平井开井前就存在先期压降。

图7 X-14-17H井区气井采气曲线图

2.3.3 压力恢复判定

X-19-18X3井关井压力恢复也表现出井间干扰现象。首先，终关井78 d，关井之后，压力先恢复至最高点，第18 d开始受邻井生产影响以较小幅度连续下降（图8）。此外，在压力导数曲线上反映出与恒压边界类似的下掉趋势，试井解释边界是348 m，两口井井距为513 m，说明两口井存在井间连通（图9）。

图8 终关井压力恢复压力历史图

图9 X-19-18X3终关井双对数曲线诊断图

3 结论

1）Topaze生产数据分析技术可充分发挥气田开发过程中积累的大量产量、流压等历史生产数据，获得与试井基本等效的成果，为苏里格气田低渗气藏连通性分析提供了一种新的技术手段。

2）生产数据拟合分析表明该井区气藏存在局部连通性，且通过现场实际生产动态分析印证了这一结论，对后续类似区域不规则井网加密起到很好的指导作用。

3）分析井区是XX区块多产层、天然气最富集区，区域内储层物性差异小，水平井处于相对高渗区、同一压力系统地层压力达到平衡后，生产井处于均衡泄压，根据可采储量计算，尽管气藏局部区域存在井间连通的情况，但各井的井控储量较高，通过生产预测能实现效益开采，表明富集区采用目前井距基本合理，井区局部加密布井对提高采收率具有积极意义。

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（编辑：李臻）

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2095-1132（2014）06-0027-04

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.008

修订回稿日期：2014-07-01

刘琦（1983-），女，工程师，从事气藏开发研究工作。E-mail：liuqiswpu@126.com。