苏里格气田致密气井产能主控因素分析

吴则鑫

(中石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

苏里格气田受沉积条件影响，储层厚度变化大，相变快，沿河道方向与垂直方向连续性差异性明显，且砂体叠置模式复杂，有效厚度与砂岩厚度不存在正相关关系，同时储层为低孔特低渗，渗透率突进系数在1.5～2.8，级差范围为160～713，非均质性强，开发实践表明[1-7]，气井获得较高的产能不仅需要处于有利地质“甜点”上，而且需要合理的储层改造体积，无论直井还是水平井，在储层落实的前提下，通过水力压裂改变低渗透储层的渗流特性，能够增大井筒泄流面积，从而实现控制储量的有效动用。气井产能因素多种多样，本文从低渗透气藏压裂井基本渗流理论出发，分析了苏X区块气井产能影响因素，影响气井产能的因素主要包括地质因素和工程因素两方面，储层厚度、物性、含气性是控制气井产能的基础因素，水平段长度、气层钻遇率、水平段在储层中的位置是影响水平井产能的特定因素，同时还受加砂、压裂工艺技术等一系列工程因素的影响。

1 气井产能模型分析

对于具有边界限制的压裂直井[8-10]，当压力变化波及边界以后，即地层压力变化进入拟稳态以后，压差与产量的关系表达为

(1)

其中，

Sa=S+Dqg

(2)

而压裂水平气井在拟稳定流的计算公式为[11-14]

(3)

其中，reh称为水平井折算供气半径，表示为

(4)

rwh称为水平井折算井底半径，表示为

(5)

其中，变量α的表达式为

(6)

式中qg——气井产能，104m3；

K——气层渗透率，mD；

h——气层有效厚度，m；

Tsc——气体在标准状态下的温度，293.15 K；

pR——供气边界地层压力，MPa；

pwf——井底流动压力，MPa；

Z——地层真实气体偏差因子；

T——气层温度，K；

psc——气体在标准状态下的压力，0.101 325 MPa；

μg——地层天然气黏度，mPa·s；

re——供气半径，m；

rw——井底半径，m；

Sa——视表皮系数或拟表皮系数；

S——井壁机械表皮系数(压裂井S=ln2rw/Xf)；

D——非达西流系数，(104m3/d)-1；

Kh——水平渗透率，mD；

reh——水平井折算供气半径，m；

rwh——水平井折算井底半径，m；

Aeh——供气面积，m2；

Le——水平井段长度，m；

α——变量，m。

从直井产能公式(1)和水平井产能公式(3)可以看出，气井产能的大小主要与气层厚度(h)、水平段长度(L)、气层渗透率(K)、供气半径(re、reh)、视表皮系数(S)等参数有关，进而可以得出压裂气井产能的影响因素主要为两方面，一是内因即储层地质因素，二是外因即工程因素。

2 控制因素分析

2.1 地层系数

图1 qAOF与生产层段KH关系曲线Fig.1 Relationship curve of qAOF and KH of the production layer

在地质物性因素中，气井产能与砂体厚度、有效储层厚度相关，是影响产能的主要因素。地层系数是气层渗透率与气层有效厚度的乘积[15]，利用苏X区块38口水平井不同气井电测解释得到的渗透率K及有效厚度h乘积得到地层系数KH，绘制其与气井绝对无阻流量的关系曲线(图1)，从图1可以看出，地层系数与气井绝对无阻流量的相关性较好，气井产能随地层系数KH增大而增加的趋势明显，地层系数是影响气井产能的重要因素，与气井产能呈正比关系，即地层系数越大，气井产能越大。

2.2 水平段长度

利用水平井开发气藏，是提高气井产能、改善开发效果的重要手段，一般而言，水平井的水平段越长，产能就越高；但产能(三年稳产期日产气量)的增加与水平段长度的延伸并非线性关系[16]。随着水平井长度的增加，增大了井筒与气层的接触面积，从而增大了气井的泄气体积，但受井筒摩阻和钻井过程中的储层污染等原因影响，产能增加会越来越小，与此同时钻井周期、成本及作业难度大幅度增加。统计同一水平的钻遇率下的产能情况，分800～900 m(16口)、950～1 100 m(19口)、1 100～1 200 m(18口)三个区间，结果显示(图2)：预测累产气与水平段长度(800～1 200 m)有很好的正比例线性关系，长度1 000～1 200 m可保证气井有较好的产能。

图2 水平段长度与产气量关系Fig.2 Relationship between horizontal segment length and gas production

2.3 水平井有效储层钻遇率

类似地，考虑同一水平的水平段长，分五个区间(66口)统计不同钻遇率的水平井，结果表明(图3)：预测累产气随有效储层钻遇率正方向增长，有效储层钻遇率在60%以上可保障有很好的生产效果。

2.4 储能系数

储能系数(hφSg)反映了某一井点的含气富集程度，为气层有效厚度、含气饱和度、孔隙度的乘积，是气藏开发初期优选富集区和预测气井产能的良好参数[17]，和地层系数KH相比，储能系数更适用于低渗透气藏的产能评价，因为低渗透条件下的气井投产前都需要压裂，气井生产时流体流动能力的大小不再是气层本身的渗透率所决定的，更主要取决于压裂裂缝所提供的渗透率大小，而储能系数则准确反映了某一井点处的“含气量”的多少，只要“含气量”多，即使渗透率低，经过压裂后仍能获得较高产能。图4为苏X区块部分井气层储能系数(hφSg)与无阻流量关系曲线，相关性较好，储能系数能较好地反映气井绝对无阻流量大小，储能系数值越大，表明气层的含气性能及储集性能越好，与其对应的绝对无阻流量也越大。

图3 有效储层钻遇率与产气量关系Fig.3 Relationship between drilling rate of effective reservoir and gas production

图4 储能系数与气井绝对无阻流量关系曲线Fig.4 Relationship curve of absolute open flow potential and storage factor

2.5 裂缝半长

苏X区块气井均需要进行压裂改造，因此压裂规模、压裂方式等一系列因素都将会对气井产能产生较大的影响[18]。裂缝长度与水平井生产时间和累产关系如图5和图6所示，从图中可以看出，随着裂缝长度的增加，气井绝对无阻流量亦增加，但当裂缝长度(这里是指裂缝半长)达到一定时(100～120 m)，气井产能增加的幅度减缓。即缝长对总产量、动用储量和采收率影响较大，裂缝半长越长，气井与地层的连通性越好，总产量、动用储量和采收率就越高，但应以120 m缝长为界限。

图5 水平井生产时间与裂缝长度关系曲线Fig.5 Relationship curves of the production time of horizontal well and fracture half-length

图6 压裂水平井产量与裂缝长度关系曲线Fig.6 Relationship curves of fracturing horizontal well production and fracture half-length

2.6 裂缝导流能力

裂缝导流能力是指裂缝渗透率Kf和裂缝宽度W的乘积[19]，即KfW，与气井无阻流量对应关系，如图7、图8所示。由图可得出：气井产能随着裂缝导流能力的增加而不断增大，但增加的幅度在不断减少；在裂缝导流影响初期，气井产能变化幅度较大，但当裂缝导流能力达到一定程度后(80～100 mD·m)，气井产能增加的幅度较初期相比已经明显变缓。在一定裂缝长度和裂缝的条数下，裂缝导流能力的增加势必使压裂的加砂量增加，从而导致施工成本增加。选取合适的导流能力，能够使得压裂井的潜能得到较好的发挥，又获得好的经济效益。

图7 压裂水平井生产时间与裂缝导流能力关系曲线Fig.7 Relationship curves of the production time of horizontal well and fracture conductivity

图8 压裂水平井产量与裂缝导流能力关系曲线Fig.8 Relationship curves of fracturing horizontal well production and fracture conductivity

3 综合因素评价

3.1 地质参数

气井的最终产能通常采用预测最终累产气量来评价，统计苏X区块完善井网区内地质参数与气井累产气量对应关系[20-21]，进而分析其对气井最终产能的影响。从表1中可以看出，直井累产气大于2 200×104m3，有效厚度需大于13 m，含气饱和度需大于57.5%，单控储量需大于0.5×108m3；而从表2中可以看出，水平井累产气大于1×108m3，有效厚度需大于13 m，含气饱和度需大于56.5%，单控储量需大于1.42×108m3。

表1 苏X区块直井不同累产区间地质参数对比Table 1 Comparison of geological parameters at different production intervals of vertical wells in Su-X block

表2 苏X区块水平井地质参数对比Table 2 Comparison of geological parameters at different production intervals of horizontal wells in Su-X block

同时，储层横向展布规模与气井生产效果有很好的对应关系，通过气井产量与地质条件的对应分析得出：气井产量预测(3 500～7 000)×104m3，储层横向规模大，属于复合砂体，一般3～4个井距，1.8～2.4 km；气井产量预测(2 500～3 500)×104m3井，储层横向延伸规模适中，也属于复合砂体，大于2个井距，大于1.2 km；单期河道范围一般小于2个井距，约1.2 km，钻遇该区域的气井预测产量一般低于2 000×104m3。

3.2 压裂方式

图9 压裂方式与产气量关系Fig.9 Relationship between fracturing mode and gas production

随着近几年压裂改造能力的增强，压裂规模逐渐增多[22-24]。从图9可以看出苏X区块采用过4～8段裸眼分割器压裂和段内多缝体积压裂，分6个区间(57口)统计不同压裂方式的水平井，结果显示：预测累产气随压裂段数的增加而提高，且从5段到6段有一个很大幅度的增长，体积压裂方式效果最好；同时通过对比不同压裂方式下水平井平均单位压降产量(图10)，可以看出初期段内多缝体积压裂井套压下降速率最低，即高产稳产时间相对较长，段内多缝压裂均是比常规压裂、长水平段压裂低，即段内多缝压裂稳产时间长于常规压裂、长水平段压裂稳产时间，因此，在经济可行的情况下，可采用6段以上压裂或体积压裂等新技术。

图10 不同压裂方式气井平均单位压降产气量对比 Fig.10 Contrast of the average unit pressure drop of gas well in different fracturing modes

4 结论

(1)致密砂岩气藏气井产能控制因素多样，控制因素分地质因素和工程因素，主控因素主要为沉积条件、储能系数和改造体积。

(2)压裂水平井水平段长度、有效储层钻遇率、压裂段数和裂缝导流能力等指标与产能呈正相关关系，但均存在最经济范围，需通过多角度论证。

(3)在苏里格地区，气井要获得较高产能，在地质上需处于沉积有利相带，物性和含气性较好，地层压力相对较高，同时因地制宜，实施水平井开发，采用相对合理的储层改造方式，最大限度地动用地质储量。