致密气藏气井提产后动态变化及影响因素——以鄂尔多斯盆地东胜气田锦58井区为例

路建欣

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

致密气是目前开发规模最大的非常规天然气之一，中国致密气分布广泛，但各大盆地资源量极不均衡，其中鄂尔多斯盆地天然气资源丰富、储量规模及开发潜力巨大，占中国致密气总资源量的60%以上，2020 年其致密气产量超过全国致密气总产量的90%，是中国当前致密气开发的核心区，未来也将是致密气开发的主力区［1］。东胜气田位于鄂尔多斯盆地北缘，生烃强度较弱，且靠近断裂带，保存条件差［2］，含气饱和度低，形成大量含水气藏，气井投产后普遍产水，是典型的致密砂岩含水气藏。另一方面，国家近几年大力推进“煤改气”，大幅度提高了天然气的消费量，尤其是供暖季天然气消费量猛增，导致天然气供暖季的提产保供形势更加严峻［3］。

东胜气田作为中国石化在鄂尔多斯盆地天然气产量主阵地，全力完成冬季取暖季天然气保供需求，近年来通过每年冬季选择部分气井进行上调产量以满足保供需求。致密气藏本身非均质性强、气井产能差异大，再加上产水的影响，生产动态分析过程中面临着诸多问题［4］，并且提产后气井的产量、压力、EUR 等指标都随之变化规律更加复杂。笔者针对提产气井分类开展动态分析后，明确提产后对气井生产动态的影响，为同类气藏提产选井提供依据，在满足提产需求的同时保证气井生产效果。

1 气藏概况

1.1 气藏地质概况

东胜气田构造位置位于鄂尔多斯盆地北缘伊陕斜坡和伊盟隆起结合部，锦58 井区在东胜气田中部［5］，整体上为平缓的向南西倾斜的单斜形态，井区内发育较大断裂。锦58 井区烃源岩主要发育在太原、山西组的煤层以及暗色泥岩，储集层主要为太原、山西和下石盒子组的砂岩，区域盖层为上石盒子组的泥岩。主力开发层系为下石盒子组盒1 气藏、盒2+3 气藏，其中盒1 段地层埋深为2 900～3 300 m，平均埋深为3 100 m，储层厚度为10～30 m；盒2+3 段地层埋深为2 600～3 200 m，平均埋深为3 000 m，储层厚度为6～20 m。

研究区沉积期处于公卡汉古陆的南坡，为一套近物源的砂砾质河流相沉积，断裂以南为辫状河沉积［6］。辫状河沉积主要发育辫流水道、心滩和河漫沉积［7］。河道砂体的物性与其含气性具有良好的相关性，但河道砂体内部的非均质性很强，造成含气性差异很大。心滩砂体含气饱和度为45%～70%，平均值为60%；水道充填砂体含气饱和度25%～55%［8］。盒1和盒2+3气藏储层砂岩以粗、中粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，孔隙度为5%～17%，渗透率为0.01～0.1×10-3μm2，储层物性整体较差，属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗型储层；储层孔隙以粒间溶孔和原生粒间孔为主，其次是粒内溶孔；储层以细孔隙、中小孔喉为主。研究区地温梯度为2.87 ℃／100 m，压力系数为0.89～0.92，属于正常温度、低压—正常压力系统；气水分布受砂体发育情况与物性变化影响控制，为定容弹性驱动岩性气藏。

1.2 气井生产概况

东胜气田锦58井区于2015年开始评价建产，已累计建成天然气产能为18×108m3，累计生产天然气达48×108m3。

开发井型以水平井为主，通过水力压裂进行储层改造，受储层物性及含气性影响，气井生产状况平面上差异较大，采用井下节流、低压集输模式进行衰竭式开发生产，气井从投产即产水。产水气井在投产初期阶段，原始地层能量相对充足，气井实际产气量高于临界携液气流量，气井可以依靠自身能量实现带液自喷生产。当气井的产气量低于临界携液气流量时，气井不能实现连续稳定携液生产，井筒逐渐积液，气井积液对井底的回压逐渐增大，产气量和产液量逐渐下降。

目前，总投产井数为300口，测试气井无阻流量为1.0×104～100×104m3／d，投产初期日产气量为0.1 × 104～10.4 × 104m3／d，套压为2.0～22.0 MPa，日产液量为0.3～100.4 m3，液气比为0.1～77.3 m3／104m3，平均液气比为6.5 m3／104m3。截至2021 年底，平均油压为1.6 MPa，套压为4.7 MPa，平均单井产气量为1.2 × 104m3／d，液气比为2.0 m3／104m3，采出程度为6.0%，采气速度为2.2%。

2 提产气井生产动态分析

为满足冬季天然气调峰需求，东胜气田锦58 井区近三年来先后共选择气井65 井次上调配产以完成保供任务（表1）。其中，2019 年提产井数为32 口，提产前日产气量为65.4×104m3／d，调整后日产气量为100.2×104m3／d，平均提产比例为53%，提产前气井平均液气比为1.9 m3／104m3；2020 年提产井数为14 口，提产前日产气量为30.1×104m3／d，调整后日产气量为40.1 × 104m3／d，平均提产比例为33%，提产前气井平均液气比为2.0 m3／104m3；2021年提产井数为19 口，提产前日产气量为45.0 × 104m3／d，调整后日产气量为61.5×104m3／d，平均提产比例为37%，提产前气井平均液气比为1.5 m3／104m3。

表1 近三年提产前后参数对比统计表

提产气井提产后整体呈产气量递减率、压降速率增大的特征，提产气井折算年递减率由提产前13.6%增大到38.6%，压降速率由0.009 MPa／d 上升至0.016 4 MPa／d。部分高液气比气井提产后压力快速下降，携液能力变弱导致水淹关井，影响气藏整体开发效果。

下面从历年提产气井按提产幅度、生产液气比两方面，对压降速率、弹性产率、预计最终采出气量EUR等指标进行动态分析。

2.1 不同提产比例气井动态分析

历年气井在冬季提高配产比例在20%～80%之间，气井上调产量后会伴随有井口套压的瞬降，且随着提产比例的增大，压力下降幅度越大。提高气井配产后，储层的压降速率增大，加快了储层压降漏斗的发展速度，且致密储层压力传导慢、泄气范围有限，导致气井过早进入低产低压生产阶段，不利于气井后期排液生产，影响气井最终采出量［9］。当气井产量上调比例由20%增大到80%以上后，套压瞬降由0.8 MPa增大至2.9 MPa，3个月后套压压降增加至5.4 MPa，预测气井EUR减少54%（图1、图2）。

图1 不同提产比例套压下降值图

图2 不同提产比例后EUR下降比例图

X1气井为2017年压裂投产的一口水平井，开发层位为盒1气藏，投产初期套压为20 MPa，日产气量为3.2× 104m3，液气比为1.1 m3／104m3。2018 年11月为满足保供需求将日产气2.2×104m3上调至3.9×104m3，上调比例为76%。调整配产前，套压为14.1 MPa，压降速率为0.010 6 MPa／d，弹性产率为185×104m3／MPa，折算年递减为22.1%；调整配产后，套压瞬降至11.9 MPa，压降速率增大至0.0189 MPa／d，弹性产率下降至185×104m3／MPa，折算年递减增大至40%；预计EUR减少了1462×104m3，比提产前减少39%。2021 年4 月该井套压下降至5.0 MPa 以下，低压低产阶段携液难度增大，改为间开生产。

2.2 不同液气比提产气井动态分析

致密含水气藏开发过程中，排水对于气井全生命周期都有着重要影响。从气井生产动态分析，气井出水后，产水量和生产液气比急剧上升，严重影响气井的正常生产［10］。当气井进入低产低压阶段后，气井携液能力变弱，大量地层水聚集在井筒附近，严重时直接导致水淹关井。生产液气比越高越需要保持稳定的工作制度，避免气井水淹。

不同液气比气井在提高配产后，压力、产量变化也有所差异，液气比越高，压力瞬降值和调产后3个月压力下降值越大，预测EUR下降比例越大。根据实际生产数据统计，生产液气比为3 m3／104m3以下的气井，套压瞬降平均为1.4 MPa，预测气井EUR减少了14.5%；生产液气比为5 m3／104m3以上的气井，套压瞬降平均为4.7 MPa，预测气井EUR减少了41.1%（图3、图4）。

图3 不同液气比提产后套压下降值图

图4 不同液气比提产后EUR下降比例图

X2气井为2017年压裂投产的一口水平井，开发层位为盒1气藏，投产初期套压为21 MPa，日产气量为2.5× 104m3，液气比为2.6 m3／104m3。2018 年11月为满足保供需求将日产气由1.2×104m3上调至1.8× 104m3，上调比例为50%。调整配产前，套压为12.3 MPa，压降速率为0.008 MPa／d，弹性产率为135 × 104m3／MPa，折算年递减为5.1%；调整配产后，套压瞬降至9.6 MPa，压降速率增大至0.015 9 MPa／d，弹性产率下降至76×104m3／MPa，折算年递减增大至24.7%；预计EUR减少了1 356×104m3，比提产前减少了44%。

3 影响因素分析

3.1 储层应力敏感的影响

东胜气田为致密含水气藏，具有较强的应力敏感特征。随着开采过程中岩心内孔隙流体压力的降低，岩心的孔隙度和渗透率均不断下降［11-12］，且渗透率应力敏感强于孔隙度应力敏感程度；同时储层含水进一步加剧了储层的应力敏感程度，含水饱和度越高，致密岩心应力敏感程度越强［13-14］。

通过不同开发阶段相对渗透率实验模拟表明，随着渗透率的降低，两相渗流能力逐渐下降；同一岩心，随着开发过程的进行，流体渗流能力明显下降，开发后期流动难度加大明显；相比原始地层条件下渗透率，气藏开发后期有效渗透率降低了15.3%～48.6%。致密含水气藏采用衰竭式开采方式，储层渗透率随围压加大迅速降低后是不可逆的。

对于提产气井，当调峰期产量提高较大幅度后，在近井地带形成更加剧烈的压降漏斗，一方面造成有效流动区范围减小，另一方面在有效流动区内储层应力敏感增强，渗透率损失加剧。致密气藏储层压力传导速度慢，有限的泄气范围内压降漏斗增大，造成近井地带压力突降，受储层应力敏感性的影响，渗透率损失加剧，导致气井提前进入低压低产阶段，最终降低气井EUR。

3.2 气井产水的影响

水是致密气藏生产效果的重要影响因素。不同渗透率岩样在不同含水饱和度下的气相渗流能力测试结果表明，随着含水饱和度的增大，气相渗透率急剧降低；当含水饱和度达到60%～80%时，气相渗透率就基本降为零；储层气相渗流能力发生突变的临界含水饱和度为40%［15］。致密砂岩气藏微细孔喉较为发育，成藏后残余水饱和度高，导致气井产能较常规气藏偏低。储层岩心一般为亲水性，水相为润湿相，储层中的天然气需要突破孔喉处水膜的束缚才能流到井底。

气田投入开发后，在衰竭式开采的过程中随着地层压力的不断降低，压力降落快速波及至储层气相，气相压力降低后体积膨胀，对岩石表面附着的水相形成挤压碰撞，产生一定的推动力，当推动力一旦大于毛细管力时，束缚水则变为可动水开始参与流动。气井产水还与生产压差有关，生产压差越大，相同储层情况下越容易造成水的流动，气井表现出的产水量越大。对于含水饱和度较高的砂岩储层，生产压差对地层水产出的影响更大，随着含水饱和度的降低，影响逐渐降低。

东胜气田位于鄂尔多斯盆地边缘地带，受构造以及岩性影响，平面含气性差异大，普遍存在低含气饱和度、高含水饱和度的储层，该类储层表现的气井动态特征即为高产液量、高生产液气比。当调峰期气井提高配产后，生产压差增大，引起部分毛管水和束缚水膜变成可动水，参与流动的地层水增多，快速向近井地带和井筒聚集，占据渗流通道，气相渗透率下降。随着生产的持续进行，低渗透率储层产水问题的严重性会愈发突出［16］，引起产能下降，甚至水淹关井降低气井EUR。

4 结论及建议

1）气井上调产量后会伴随压力瞬降，且随着提产比例的增大，压力及EUR损失越大；提产气井液气比越高，调峰期提产后对压力、EUR影响也越大。

2）为满足产量保供需求，致密含水气藏调峰期提高配产气井尽量优选液气比小于3 m3／104m3的气井，并且要将提高配产比例尽量控制在50%以下。

3）致密气藏开发过程中应通过合理配产将生产压差控制在合理范围内，确保近井地带的压降速度和地层流动能力，延缓气井进入低压阶段，保证后期连续稳定生产，提高单井EUR。