低孔低渗气藏水平井初期配产标准

■研究与探讨

低孔低渗气藏水平井初期配产标准

王纪伟，曲文驰

东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室（黑龙江大庆163318）

由于储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及水平段长度等主要因素的影响，各水平井的初期配产较为复杂多变，致使难以保证水平井取得最佳的生产效果。无阻流量是评价气井产能的一个重要参数，是气井开发初期合理配产的主要依据。采用动态分析、Arps产量递减法和流动物质平衡方程法，分析研究区内生产时间相对较长较稳定的5口水平井的动态生产情况。结果表明，当水平井的初期配产为无阻流量的1/4标准时，实际累计产气量是无阻流量的105倍，预计累计产气量是无阻流量的193倍，动态储量是无阻流量的218倍，生产能力明显相对较高。

低孔低渗气藏；水平井；无阻流量；初期配产标准；流动物质平衡方程法

目前，低孔低渗气藏是国内外开发的重要方向，但针对低孔低渗气藏的开发技术并不成熟，尤其是对低孔低渗气藏水平井开发初期配产情况的确定与产能效果的评价[1-3]。水平井初期配产过高，会产生速敏效应，并且单井产量迅速递减；水平井初期配产过低，经济效益又不佳[4-6]。依据无阻流量和单井实际生产动态分析确定单井初期配产比例，再结合Arps产量递减法和流动物质平衡方程法应用分析，可以直观地研究单井的产能和配产标准的合理性。

研究气藏属于上古生界，浅水海相三角洲沉积，岩性圈闭，主要受海水侵袭影响；储层岩性以石英砂和岩屑为主，局部长石，石英砂含量32%～81%，岩屑含量9%～22%；储层砂岩以中、粗粒结构为主，粒径分布范围在0.3～1.2mm，分选中等；储层面孔率9.36%，粒间孔为主，其次为岩屑溶孔和杂基溶孔，胶结类型为孔隙式和再生孔隙式；孔隙度0.98%～10.1%，渗透率(0.02～11)×10-3μm2，属于低孔低渗气藏；气藏埋藏深度1 955～2 380m，有效厚度15.8m，含气饱和度32%～58%，气藏含气面积和地质储量较大；气藏中部压力19.82MPa，地层压力系数0.96，地温梯度为2.83℃/100m，排驱压力范围在1.2～19.16MPa之间，平均2.26MPa；产出气体相对密度0.561 6～0.628 2，平均0.580 6，甲烷含量91.11%～98.59%，二氧化碳含量0～0.66%，氮气含量0～3.12%，无硫，产水量小。

1 试井

研究区内已钻水平井8口，均采用一点法试气，因此主要采用一点法计算无阻流量。试气采用针型阀控制求产36h以上，在油嘴、孔板、油压、套压、上游压力、平均温度、中部流压、流温的条件下，稳定8h，测得稳定产气量以及求产期间累计产气量，并且根据静压测试成果，推算地层中部静压，用一点法计算该层无阻流量，计算得出的各水平井无阻流量见表1。

水平井无阻流量在(38～104)×104m3/d之间，变化范围较大，平均无阻流量54.6×104m3/d。

表1 水平井试气无阻流量计算结果

2 初期配产标准分析

研究区内生产时间相对较长较稳定的水平井有5口，其实际动态生产情况见表2。此时单井的生产能力评价采用一种新的方式，即实际累计产气量与无阻流量的比值法，该数值越大说明单井的生产能力越好。

水平井的初期配产比例与单井生产能力有一定关系，初期配产比例过高或者过低时，单井生产能力均欠佳。当配产比例为无阻流量的1/4标准时，水平井的实际累计产气量是无阻流量的105倍，生产能力明显高于其他水平井。因此，为了尽可能发挥水平井的生产能力，水平井的初期配产标准应定为无阻流量的1/4。

表2 各水平井实际累计产气量与生产能力计算结果

3 初期配产标准的应用

3.1 Arps产量递减法

依据单井递减规律，采用R3软件指数递减法，分别预测生产相对比较稳定的5口水平井的产气量，单井有效生产期限按6.5年计算（自投产日算起），其中P1003井的产量预测结果如图1所示。

图1 P1003井产量预测曲线图

结合单井的实际生产情况和产量预测曲线，计算得出单井的预计累计产气量（表3）。此时，生产能力计算公式为：生产能力=预计累计产气量/无阻流量[7-8]。

当水平井的初期配产为无阻流量的1/4标准时，预计累计产气量是无阻流量的193倍，生产能力同样明显较高。这也进一步说明：针对这种气藏，水平井的初期配产比例选定1/4较为适合，能够使井的产气量达到最高值。

3.2 流动物质平衡方程

L.Matter等人针对已经投入生产，并且生产时间相对较长的气井，提出了流动物质平衡方程预测单井动态储量的方法。该方法首先假定气藏为封闭气藏，当气井生产一段时间后，其流动状态从快速递减状态转为拟稳定状态，此时递减率趋于一个常数。通过拟合稳定期单井的累计产气量与井底流压的关系曲线，再作通过原始地层压力的平行线，该平行线与X轴的交点值，即为该井的动态储量[9-10]，计算公式如下：

式中：Po、P分别为原始地层压力和第i时地层压力，MPa；Zo、Z分别为原始地层条件下气体的偏差系数和第i时地层条件下气体的偏差系数；Gi、G分别为第i时单井累计产气量和单井动态控制储量，104m3。

根据公式（1）计算得出P1003井的动态储量为11 108×104m3，如图2所示。

表3 基于Arps产量递减法的单井生产能力计算结果

图2 P1003井产量预测曲线图

根据公式（1）计算各单井的产能情况，结果见表4。此时，生产能力计算公式为：生产能力=动态储量/无阻流量。

当水平井的初期配产为无阻流量的1/4标准时，单井生产动态储量是无阻流量的218倍，生产能力明显高于其他配产比例的水平井。因此，根据流动物质平衡方程法推算得出的动态储量，反推单井生产能力的结论与实际生产情况和Arps产量递减法结论均一致。

4 结论

1）由单井实际生产动态分析得出，当水平井的初期配产比例为无阻流量的1/4标准时，实际累计产气量是无阻流量的105倍，生产能力较高。

表4 基于流动物质平衡方程的单井生产能力计算结果

2）由Arps产量递减法得出，当水平井的初期配产比例为无阻流量的1/4标准时，预计累计产气量是无阻流量的193倍，生产能力明显相对较高。

3）由流动物质平衡方程得出，当水平井的初期配产比例为无阻流量的1/4标准时，单井生产动态储量是无阻流量的218倍，单井生产能力较大。

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Controlled by the thickness,porosity,permeability and gas saturation of reservoir and the horizontal length of horizontal wells, the determination of the early production of the horizontal gas wells becomes relatively complex,which makes the best production effect of the horizontal gas wells difficultly achieved.The open flow capacity is an important parameter to evaluate the productivity of gas wells, and it is also the main basis for reasonable production of the gas wells.The dynamic production of 5 horizontal wells with relatively long production time and relatively stable production in the study area was analyzed based on the dynamic analysis,the Arps production decline method and the flowing material balance equation,and the results show that,when the early production of horizontal gas well is one fourth of its open flow capacity,the actual cumulative gas production is 105 times as much as open flow capacity,the predicted cumulative gas production is 193 times as much as open flow capacity,and the dynamic reserves is about 218 times as much as open flow capacity.Their production capacity is obviously high.

low porosity and low permeability gas reservoir;horizontal well;open flow capacity;early production standard;flowing material balance equation

尉立岗

2016-06-14

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发示范工程”（编号：2011ZX05052）

王纪伟（1988-），男，博士研究生，主要研究方向为提高采收率理论与技术和油藏数值模拟。