多层合采气田层间采收率及影响因素——以靖边气田A井区为例

任茜莹，代金友，代 恒，王永林，赵正军，穆中奇

（1．中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2．中国石油长庆油田分公司第一采气厂）

我国气田以多层叠合气田为主，开发的最大特点是多层合采，如苏里格气田、靖边气田、长岭气田、须家河气田、涩北气田[1-5]等。多层合采必然引发层间干扰，导致层间动用不均衡[6]，并造成层间采收率差异。落实合采小层采收率状况、明确小层采收率影响因素对气田均衡开采、调整挖潜和提高采收率具有重要意义。本文以靖边气田A井区为例，采用动储量分析法及相关分析技术研究了层间采收率，分析了影响层间采收率的主要地质因素。

1 井区概况

A井区位于靖边气田中部，是靖边气田的主力产气区，采用一套井网多层合采方式开发。井区面积804 km2，地质储量395.1×108m3，区内共有气井100口，单井控制半径1.6 km。A井区主要含气层为马家沟组五段顶部风化壳储层，由上到下发育马五、马五12、马五、马五、马五、马五、马五、马五8个气层。气层平均孔隙度5.5%、渗透率0.29×3μm2、含气饱和度75.7%，整体属于特低孔-超低渗气田。

自1998年开采以来，A井区累计产气135.9×108m3，累计产水24.4×104m3，地质储量采出程度34.4%。开采过程中地层压力下降明显，井区平均油压由25 MPa下降到5.2 MPa，下降了80%；平均套压由25 MPa下降到7.2 MPa，下降了70%。目前，A井区平均日产气149.9×104m3，日产水36.8 m3，开井数70口（图1）。

2 层间采收率标定

采用产量不稳定法计算动储量。该方法是在引入拟等效时间将变压力（或变产量）生产数据等效为恒压力（或恒流量）数据基础上，利用气井生产历史数据与典型图版进行拟合，进而计算可动储量的新方法。该方法建立在常规的生产动态资料之上（井口产量、压力），在很大程度上能够适应气井工作制度不稳定的情况，对地层压力测试点的依赖程度也相对较低，对低渗非均质气田具有较大优势[7]。

动储量分析法进行层间采收率标定过程如下：①采用容积法进行小层地质储量计算；②采用产量不稳定法计算动储量[8]；③在动储量确定的基础上，现场一般取动储量的一定系数比例（经验值）作为可采储量；综合考虑靖边气田废弃条件和经济技术指标，靖边气田这一比例系数为90%，即可采储量=动储量×90%；④在确定可采储量后，可采储量与地质储量比值即为采收率。

按照上述思路统计相关小层数据可以看出，A井区地质储量、动储量在各小层分布不均衡，其中，马 五小层地质储量和动储量最高（表1）。

图1 A井区生产曲线

3 层间采收率影响因素

气田采收率影响因素较多，主要包括储层地质和开发两个方面，其中储层地质方面差异是影响采收率的根本。为此分别统计层间孔隙度、渗透率、有效厚度、含气饱和度、地层系数等参数来分析地质因素对采收率的影响（表2）。

表1 A井区小层采收率

表2 A井区合采小层参数统计

由表2可以看出，A井区层间物性、含气性及气层厚度差异较大，这可能是导致层间采收率整体呈现一高多低格局的根本原因。为此，分析了采收率与上述参数的相关性（图2）。A井区层间采收率影响因素由大到小排序为：渗透率（指数、复相关系数0.939 9）、地层系数（幂指数、复相关系数0.894 3）、孔隙度（指数、复相关系数0.838 8）、有效厚度（线性、复相关系数0.369 4）、含气饱和度（幂指数、复相关系数0.328 9）。因此，小层采收率与有效厚度、含气饱和度关系不密切，而主要受控于储层物性、尤其是渗透率。从上述分析不难发现，小层渗透率越低、采收率越低（图2b）。因此，对多层合采气田应重视合采层中地质储量基础较好的低渗层的挖潜，如靖边气田马五、马五、马五、马五、马五等5个小层渗透率相对较低、采收率较低。而地质储量基础较好的储层，可作为后期调整挖潜的主要对象。

图2 A井区小层采收率与影响因素拟合关系

4 结论及认识

（1）靖边气田多层合采条件下层间动用极不均衡，层间采收率呈现一高多低的格局，马五采收率最高，其它小层采收率普遍较低。分析结果表明，层间采收率显著受控于储层物性、尤其是渗透率。

（2）多层合采气田层间物性、尤其是渗透率差异越大，则小层采收率差异越大。对于多层合采气田应重视地质储量基础较好的低渗层挖潜。靖边气田马等5个小层可作为后期调整挖潜的主要对象。