不渗透岩性边界对苏里格气田开发效果的影响

陈姣妮，李天太，李文鹏，刘军令，叶小闯

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249;2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065;3.长庆油田公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300;4.中原油田 普光分公司，四川达州635002)

苏里格气田的储层条件十分复杂，天然气丰度低，储层物性差，单井不压裂则无自然产能。已投产气井稳产期短，开发前期产量下降快，采收率低［1］。对于早期产量下降快及稳产期短的现象，前人［2-5］结合动静态资料进行过大量研究。白喜俊等［6］就产能影响因素进行研究，认为地层系数是影响气井产能的主要因素，地层系数大则气井产能高。本文试图研究井周存在不渗透岩性边界时对直井及水平井开发效果的影响。

1 气井存在不渗透岩性边界的可能性分析

苏里格气田地质条件的复杂性主要表现为单井控制储量有限、砂体规模小及有效砂体展布受局限，气田单井产量低。从该气田苏14井区研究工作中认识到气井打开的储层在平面上被不渗透岩性边界切割，有的储层有效含气面积甚至不到0.2 km2，东西向宽度仅300～400 m，这导致平面上相距很近的气井(直井)打开的地层不连通。该井区2003年钻的10口加密解剖井证实了在800 m井距下气层东西向基本不连通，这表明苏里格气田存在不渗透岩性边界。对于苏里格气田盒8段的砂层来说，形成有效砂层的高能水道分布范围十分有限，有效砂岩的钻遇率低，其在平面上呈分散分布;由于高能水道两侧岸边的砂质变细，泥质成分增加，成岩后形成不渗透岩性边界。这些岩性边界多呈条带状，由于河流改道后的切割，其两端的延续受一定限制。因此有效砂岩体在平面上呈孤立的窄条带状和狭长矩形分布。由于盒8段砂层平面上被不规则不渗透岩性边界切割，平面上相距很近的气井之间的地层会发生不连通，但水平井能够极大改善该类气藏的开发效果［7-12］。

2 不渗透岩性边界对气藏常规直井开发效果的影响

2.1 直井径向模型的建立

建立气井径向模型。气井周围为圆形均质地层，模型采用网格为径向网格，模型径向上细分为100个网格，与径向相垂直的方向(θ角方向)上分10个网格，地层分1层。径向网格大小为10 m，地层厚度为9.3 m。模型详细地质参数见表1。

表1 直井径向模型基本参数Tab.1 Basic parameters of vertical well model

2.2 不渗透岩性边界对直井开发效果的影响

在部分实施间开工作方式的气井生产动态中发现，关井一段时间后再开井生产时产量会有明显提高，如图1所示。

图1 苏里格气田水平井产量变化曲线Fig.1 Production curve of a horizontal well in Sulige Gasfield

当砂体周围存在不渗透岩性边界时，其中气井(直井)经过一段时间生产，井周压力降低，生产动态上表现为产量递减速度变大、天然气产量变低。关井一段时间再开井生产，因在关井时间内地层压力从不渗透岩性边界外补充至井周，再开井生产时产量有一定提高。但因不渗透岩性边界的渗透率低，故地层压力恢复速度缓慢。

利用eclipse软件模拟井周不存在不渗透岩性边界和存在不渗透岩性边界时单井开发效果，并进行对比。

(1)井周不存在不渗透岩性边界时单井的开发效果。此时气井有2种工作制度，一为定井底流压生产，井底流压为1 MPa(工作制度A);第二种工作制度为每年的5月、6月关井，其余时间开井生产(工作制度B)。

(2)模拟井周存在不渗透岩性边界时气井开发效果。将离井中心50 m处指向井中心的径向传导率变为原来的0.001倍。气井也有2种工作制度，第一种为定井底流压，井底流压为1 MPa(工作制度A);第二种工作制度令气井在5月、6月关井，其他时间开井生产(工作制度B)。

模拟结果见图2。图中表明，与存在不渗透岩性边界的直井相比，不存在不渗透岩性边界的直井产量一开始就维持在高且稳定的水平;工作制度B下产量与工作制度A下产量相比增产量不高，工作制度A与工作制度B的产量曲线基本平行;存在不渗透岩性边界的气井在开井生产初期，产量达到一个较高水平后迅速下落，同期工作制度B的产量与工作制度A的相比有明显提高，工作制度B的产量曲线形状与水平井实际产量曲线形状(图1)非常相似。因此，当气井周围存在低传导率的不渗透岩性边界时，产量在生产初期下降快，且关井一段时间再生产能在短时内提高。因此，存在不渗透岩性边界可解释低渗透气田开发早期产量下降快、稳产期短的现象。

图2 径向模型直井的产量变化曲线Fig.2 Production curves of vertical well model

图3 说明，不存在不渗透岩性边界和存在不渗透岩性边界的气井生产20 a后，存在不渗透岩性边界的井周地层压力难以往外传递，这令近井地带压力低，远井地带压力高。而不存在不渗透岩性边界的模型地层压力分布较均匀。

图3 直井径向模型模拟间歇生产20 a结束时压力显示Fig.3 Pressure display of vertical well intermittently producing 20 years

3 不渗透岩性边界对压裂水平气井开发效果的影响

3.1 压裂水平井数值模型的建立

无数实践证明，有效提高单井产量并提高气田采收率的重要手段是使用水平井。低渗透气藏的水平气井大多需要压裂改造，其压裂改造方式为分段压裂。通常为刻画流体在高渗透率微裂缝中的渗流，首先在粗网格系统中进行近井地带网格加密，然后修改加密后网格的渗透率来实现裂缝模拟。在数值模型中这样处理可在一定程度上反映压裂裂缝的形态，但因井筒宽度远小于裂缝网格块宽度，因此模拟的裂缝与实际裂缝符合程度不高，即模拟出的裂缝网格块宽度远大于实际压裂后形成裂缝的宽度(压裂后形成裂缝宽度通常为毫米级)。

为有效模拟压裂缝中流体的渗流特征，采用合理的网格模拟裂缝非常重要。PEBI网格(非结构网格)加密法［13-15］属于局部网格加密法中的一种。该法的重要优点是网格灵活度很高，能很好地描述裂缝性质，如缝的长、宽、高及缝的发育方向，实现裂缝与井筒之间和网格与裂缝的连接一致性。本研究使用Eclipse提供的PEBI非结构网格加密功能，对多裂缝水平井进行模拟研究。下面建立压裂水平气井的单井数值模型，然后采用网格加密技术，在井筒附近进行PEBI网格加密，模拟水力压裂裂缝的形态。地层参数及水力压裂参数见表2。

表2 水平井压裂缝模型基本参数Tab.2 Basic parameters of a fracturing horizontal well model

没有进行非结构网格加密之前模型采用笛卡尔块中心网格。水平井井段长度为1 000 m，分6段进行射孔完井。因自然产能低，故进行分段压裂，共压裂6段，裂缝半长为150 m。该模型的网格节点为:100×40×1=4 000，X方向和Y方向的网格步长均为20 m，Z方向网格步长为9.3 m，水平井井周进行非结构网格加密。

3.2 压裂水平井模型中不渗透岩性边界对水平气井产量的影响

针对压裂水平井，模拟井周不存在不渗透岩性边界和存在不渗透岩性边界时的单井开发效果。

(1)模拟水平井周不存在不渗透岩性边界时水平井的开发效果。第一种工作制度为水平井持续以最大产量即无阻流量进行生产的工作制度，模拟生产10 a(工作制度C);第二种工作制度为:在1 a中，设置水平井关井3个月，开井9个月，开井时以最大产量进行生产，生产10 a(工作制度D)。

(2)模拟在水平井周围存在不渗透岩性边界时水平气井的开发效果。设压裂后水平井每条垂直裂缝周围均有一个矩形不渗透岩性边界，长和裂缝平行，宽和裂缝垂直，长和宽分别为340 m和170 m，不渗透岩性边界的传导率为原传导率的0.001。同样以工作制度C和工作制度D进行生产10 a。

图4为工作制度C下的产量曲线，即以无阻流量进行生产的工作制度。可看出，不管不渗透岩性边界存不存在，最初的产量均达到相同的最高值。随着生产时间的增加，产量均迅速下降，并且几乎在极短时间内降至极低，存在不渗透岩性边界时的产量比不存在不渗透岩性边界时的产量下降更快，说明不渗透岩性边界的存在令水平井初期产量下降更迅速。2.58 a后，存在不渗透岩性边界时的产量开始比不存在不渗透岩性边界时产量高。

图4 工作制度C下压裂水平气井产量Fig.4 Production curves of a fracturing horizontal gas well under production system C

图5 为工作制度D下的产量曲线，即为间歇生产的工作制度。同样，两种工作制度的初始产量相同且最高。起初，不存在不渗透岩性边界时产量比存在不渗透岩性边界时的产量高，表明因不渗透岩性边界的存在，初期产量下降更迅速。在间歇生产工作制度下，3 a后存在不渗透岩性边界时的产量反高于不存在时的产量，说明对于存在不渗透岩性边界的气藏，间歇生产工作制度对稳产更有利。第10年末，存在不渗透岩性边界时的产量是不存在不渗透岩性边界时产量的5倍。

图5 工作制度D下压裂水平气井产量Fig.5 Production curves of a fracturing horizontal gas well under production system D

图6 为有不渗透岩性边界和无不渗透岩性边界在工作制度C下水平井生产5 a后的压力分布图。图中表明，裂缝中心为低压区，井周有不渗透岩性边界的模型表现得更为明显，在不渗透岩性边界内压力下降迅速。远离裂缝的上、下方压力比远离裂缝的左、右方低，而井周有不渗透岩性边界的模型压力下降极为均匀，表明不渗透岩性边界阻碍气体流入裂缝。如持续采气开发效果将变差，但假如开井一段时间再关井，让地层压力得到恢复，天然气缓慢向不渗透岩性边界渗透，一段时间后再开井生产，如此地层比持续开采的地层供气能力更强。再者，中国北方夏季用气量少，而冬季为用气高峰，因此可在夏季关闭部分水平井，让地层压力得到适当恢复，以便在用气高峰期提高供气能力。

图6 压裂水平井间歇生产5 a后地层压力分布Fig.6 Formation pressure distribution of a fracturing horizontal well intermittently producing 5 years

4 结论

(1)对径向模型直井的模拟结果表明，井周储层存在不渗透岩性边界时间歇开井的工作制度能令产量递减速度变慢。验证了苏里格气田气井在经历短期高产后产量突然变得很低的主要原因是存在不渗透岩性边界。

(2)在近井地带，利用PEBI非结构网格模拟压裂水平井，存在不渗透岩性边界时比不存在不渗透岩性边界时的产量在短时间内下降更快。

(3)对于压裂水平气井间歇生产可使地层压力得到恢复，能提高日产气量。根据实际用气量，在夏季用气低谷时关闭部分中或高产井，使地层压力得到适当恢复，在冬季用气高峰时，全部开井生产，短期内的产气量将大幅提高，这将在一定程度上缓解冬季用气紧张局面。

［1］ 苟宏刚，闽奇，蒲春生，等.苏里格气田“单点法”产能测试条件研究［J］.西安石油大学学报:自然科学版，2005，20(3):76-78.

GOU Hong-gang，MIN Qi，PU Chun-sheng，et al.Study on the conditions for predicting the productivity of Sulige gasfield by momo-point analysis method［J］.Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition，2005，20(3):76-78.

［2］ 张李，张茂林，梅海燕，等.低渗透气藏应力敏感性分析及对开采的影响［J］.特种油气藏，2007，14(3):55-58.

ZHANG Li，ZHANG Mao-lin，MEI Hai-yan，et al.Stress sensibility analysis of low permeability gas reservoir and its influence on exploitation［J］.Special Oil＆ Gas Reservoirs，2007，14(3):55-58.

［3］ 张啸枫，唐俊伟，位云生，等.苏里格气田单井生产动态分析与管理［J］.西南石油大学学报:自然科学版，2009，31(3):110-114.

ZHANG Xiao-feng，TANG Jun-wei，WEI Yun-sheng，et al.Individual well management and dynamic production analysis of Sulige gas field［J］.Journal of Southwest Petroleum University:Science and Technology Edition，2009，31(3):110-114.

［4］ 吴克柳，李相方，吴琼，等.苏里格气田复杂形状砂体小储量产能模型［J］.特种油气藏，2012，19(5):73-77.

WU Ke-liu，LI Xiang-fang，WU Qiong，et al.Gas deliverability model of complex-shape sandbodies with small reserve in Sulige gasfield［J］.Special Oil＆ Gas Reservoirs，2012，19(5):73-77.

［5］ 李建奇，杨志伦，张春雨，等.反凝析作用对苏里格气田上古生界气藏开发的影响［J］.天然气工业，2015，35(4):45-51.

LI Jian-qi，YANG Zhi-lun，ZHANG Chun-yu，et al.Impacts of retrograde condensation on the development of upper paleozoic㎏gas reservoirs in the Sulige gas field，Ordos Basin［J］.Natural Gas Industry，2015，35(4):45-51.

［6］ 白喜俊，王燕灵，姚尚林，等.苏里格气田产能影响因素分析［J］.石油天然气学报，2008，30(5):344-347.

BAI Xi-jun，WANG Yan-ling，YAOShang-lin，et al.Analysis on productivity influential factors in Sulige gas field［J］.Journal of Oil and Gas Technology，2008，30(5):344-347.

［7］ Hegre T M.Productivity of multifractured horizontal wells［C］.SPE 28845，1994.

［8］ Giger F M.Low-permeability reservoirs development using horizontal wells［C］.SPE 16406，1987.

［9］ Renard G，Dupuy J M.Formation damage effects on horizontal well flow efficiency［J］.Journal of Petroleum Technology，1991，43(7):786-789.

［10］Joshi S D.Horizontal Well Technology［M］.Tulsa:Penn Well Publishing Company，1991.

［11］Muskat M.Flow of Homogeneous Fluids through Porous Media［M］.New York:Graw Hill Book Co Inc，1937.

［12］XIE Wei-yang，LI Xiao-ping.Steady productivity of horizontal well in hydraulic fracture induced shale gas reservoir［J］.Natural Gas Geoscience，2012，23(2):387-392.

［13］Arash.Numerical modeling of multiple hydraulically fractured horizontal wells［C］.SPE 120552，2009.

［14］Zerzar A.Interpretation of multiple hydraulically fractured horizontal wells［C］.SPE 88707，2004.

［15］刘立明，廖新维，陈钦雷.混合PEBI网格油藏精细数值模拟应用研究［J］.石油学报，2003，24(3):64-67.

LIU Li-ming，LIAO Xin-wei，CHEN Qin-lei.Usage of hybrid PEBIgrid in fine reservoir simulation［J］.Acta Petrolei Sinica，2003，24(3):64-67.