基于动态数据的水平井分类评价方法——以苏14区块为例

李天太，牟茂源，张 欣，李文鹏，叶小闯，李春霞

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；3.长庆油田公司 第三采气厂，内蒙 乌审旗 017300； 4.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075)

基于动态数据的水平井分类评价方法
——以苏14区块为例

李天太1，牟茂源1，张 欣2，李文鹏3，叶小闯3，李春霞4

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；3.长庆油田公司 第三采气厂，内蒙 乌审旗 017300； 4.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075)

为了克服采用静态数据对水平井进行分类评价的局限性，在分析调研国内外水平井分类评价方法的基础上，通过对苏14区块40口水平井生产资料进行深入研究，提出了适用于苏14区块的水平井动态分类评价方法，并运用聚类分析法建立了不同类型水平井分类的新标准。以动态数据为基础，将单位套压降产气量、套压降速率、无阻流量作为评价参数，通过3口典型井实际生产数据的分析计算对比，证明该方法准确、可靠，符合现场实际生产情况。该分类评价方法对同类气藏水平井的高效开发及生产管理具有指导意义。

水平井动态分类；单位套压降产气量；套压降速率；聚类分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田的致密砂岩气藏孔渗条件较差[1-2](孔隙度小于10%，基质的有效渗透率小于0.1×10-3μm2)，气井的自然产能较低。由于储层改造技术的限制，苏里格气田2009年之前主要采用直井开发。为提高单井开发效益，该气田自2009年开始采用压裂水平井开发，取得了良好的开发效果。近两年，水平井开发规模和开发水平明显提高，在苏里格气田上产稳产过程中发挥着越来越重要的作用。

在水平井开发初期，由于井数较少难以准确确定平均单井产能，而且单井平均产能也不能反映区块内各井产能的差异性，宜对水平井进行分类评价[3-4]。目前，关于水平井分类的研究，前人取得了一些成果： J.C.Allen[5]对影响油气井分类的因素临界压力与温度进行了分析；位云生等[6]通过钻遇含气面积与无阻流量等参数对苏里格气田致密气藏水平井进行了分类评价；赵涛等[7]提出了储层参数法、无阻流量法、综合法、产量加权法等适用于苏里格气田天然气气井的分类方法。但遗憾的是，由于苏里格气田独特的合作开发模式以及紧迫的上产压力[8-10]，还没有形成一套统一、完整的水平井分类标准来指导苏里格气田的高效开发。本文以苏里格气田苏14区块水平井为研究对象，结合前人研究成果，对苏里格气田水平井分类方法进行了研究，并提出了一套新的评价标准。

1 苏14区块水平井开发简况

苏14区块自2008年底起共投产水平井40口，其中从2011年底到2013年底投产水平井数增幅达到80%，累积产气量随着投产水平井数的增多而不断增加，2013年产量达到3.1×108m3。

截至2013年12月，苏14区40口水平井月产气量为0.12×108m3，单井月均产气量为0.01×108m3，折算单井日均产气量3.78×104m3，平均压降速率0.032 MPa/d，生产曲线如图1所示。由于对气井实施间开的管理模式，生产曲线总体呈波浪式增长。为进一步分析在不同开关井制度下不同水平井产量的动态变化，加强对间开井的生产管理优化，实现高效开发，关键要做好水平井的分类管理[11]。

图1 苏14区块水平井生产曲线图

2 水平井静态分类评价的局限性

苏里格气田目前多以直井生产，直井的分类一般情况下采用静态或动静态结合的分类方法，直井的静态分类标准[12-14]如下：

Ⅰ类：有效单层连续厚度大于5 m，或有效累计厚度大于8 m且相对集中分布；

Ⅱ类：有效单层连续厚度在3～5 m之间，或有效累计厚度大于8 m，呈薄互层状分布；

Ⅲ类：有效单层连续厚度小于3 m，或有效累计厚度小于5 m。

储层参数主要参考气层的有效厚度，苏14区块水平井气层有效厚度计量与直井不同，其计算的是水平段钻遇气层的横向长度，并非纵向厚度。分布较广的强非均质性致密气田与常规的整装气田有所不同，不但区块间产能差异较大，同一区块内由于储层的强非均质性相邻的井间产能差异也非常大。

另外，苏里格气田气井自然产能低，一般需要经过酸化压裂进行储层改造,由于改造后的效果对气层产气影响较大,分类过高将会使配产偏高,套压下降速度过快,地层能量衰减过快；分类偏低,配产也相应偏低,不利于发挥气藏能量。因此,依据水平井储层参数进行静态分类明显存在局限性，考虑到水平井单井控制半径大，辐射面积广的特点，近地层的能量可能随着生产的进行逐渐消耗，远地层的能量才能被利用，为了对水平井进行长期有效的管理，水平井宜依据动态生产数据进行分类。

3 水平井动态分类评价参数分析

1)单位套压降产气量与套压降速率

对于连续生产井，压力受外界因素影响较小，但苏里格气田多数水平井未进行过稳定试井，无法准确获取地层压力。在不断探索过程中发现，水平井井口套压结合对应的累积产气量(Gp)能够较好地反映水平井的生产能力，于是提出根据水平井单位套压降产气量(Gp/Δp)对水平井进行分类。单位套压降产气量不是定值，随着投产时间的延长，压力波及范围变大，水平井的生产特征从反映压裂裂缝沟通的近井地带储层的渗流特征逐渐过渡到反映远井地带储层的渗流特征，单位套压降产气量随着生产时间的延长也会发生相应的变化。水平井在各生产阶段的单位套压降产气量的变化规律直接反映了井控动态储量随生产时间变化的规律。通过对苏14区水平井的生产情况跟踪分析,发现水平井的单位套压降产气量随生产时间动态变化,单井数据拟合得到了相关性较好的幂函数曲线(如图2)，因此将所有水平井的幂函数曲线放在同一坐标系内，根据曲线空间分布特点，插入2条幂函数曲线便得到不同类型水平井的大致分区(如图3)，各类水平井的单位套压降产气量随生产时间增加而增大的趋势不同。

套压降速率(p′=Δp/Δt)直接反映气井的稳产情况，也能间接反映地层的能量变化。套压降速率越大，水平井地层能量消耗越快，严重影响水平井的稳产时间。与单位套压降产气量采用相同的分析方法，得到套压降速率随生产时间动态变化曲线(如图4)和各类井大致分区(如图5)。

图2 单位套压降产气量与生产时间关系图

图3 各类井单位套压降产气量分区示意图

图4 套压降速率与生产时间关系图

图5 各类井套压降速率分区示意图

2)无阻流量、初期配产量和日产气量

无阻流量(qAOF)是井底流压为大气压时的气井产量，与气井设备因素无关，反映的是气井的潜能，也是评价气井生产能力的一个不可或缺的参数。但目前苏里格气田绝大多数水平井在生产过程中没有进行过稳定试井，水平井的无阻流量均是在投产前采用一点法测试计算得到，所以其无阻流量反映的是原近井地层压裂裂缝带的渗流特征，随着生产的进行，远井地带的基质储层能量才会被动用，此时水平井产能才能较为真实地反映其生产能力。例如苏平14-X井试气无阻流量为75.7×104m3/d，以无阻流量分类标准应为Ⅰ类井，投产时套压为21.87MPa，该井日产气量为5.4×104m3，产量很高，但套压递减很快，生产仅40d，套压已降为10.9MPa，显然无阻流量作为主要评价参数不是很准确；气井初期配产量(qa)把无阻流量作为主要的参考指标，但人为因素较强；苏里格气田气井普遍采用井下油嘴进行生产，部分气井产水，当地层压力降低到不能把产出水带出井口时，就会在井筒形成积液，此时产能的发挥受到一定的影响，故当前日产气量也不能准确地反映气井的生产能力。

4 水平井动态分类评价标准确定

上一节中只用数据拟合的方式划定了水平井类型的大致分区，为了使分类结果更直观、更细致，这里采用聚类分析法来确定分区界限(如图6)。统一生产时间为12个月，计算对比各水平井的评价参数，在已有分区公式的基础上，制定各评价参数的分类方案(见表1、表2)，然后分别以套压降速率与单位套压降产气量为横纵坐标、以无阻流量与初期配产量为横纵坐标建立坐标系，并对各方案进行聚类分析，通过比较各方案符合率(方框内井数与总井数之比)的大小，最终确定标准范围。

图6 聚类分析示意图

通过对比，表1中方案3符合率最高，达到了81.6%；表2中方案2符合率最高，达到82.5%，因此优选得到最佳分类方案。这里将单位套压降产气量和套压降速率作为主要分类指标，将无阻流量作为次要指标，建立了水平井的动态分类评价标准，如表3所示。

表1 单位套压降产气量与套压降速率分区界限确定方案

表2 无阻流量与初期配产量分区界限确定方案

表3 水平井动态分类评价标准

5 实例分析与标准验证

为了更好地理解基于动态数据的水平井分类评价方法以及该方法的准确性，现以3口投产时间较长的典型水平井(苏平14-A井、苏平14-B井、苏平14-C井)为例进行动态分类分析，依据这3口井一年后的生产曲线及产能的变化来验证分类的准确性，并由此预测其他新投产水平井的产能变化趋势。

苏平14-A井于2009年12月15日投产，试气无阻流量为83.3×104m3/d，投产时套压为25.1 MPa，第一年日产气量为8.27×104m3，生产曲线如图7所示；苏平14-B井于2011年10月23日投产，该井试气无阻流量为10.1×104m3/d，投产时套压为17.1 MPa，第一年日产气量为3.01×104m3，生产曲线如图8所示；苏平14-C井于2010年9月4日投产，该井试气无阻流量为20.0×104m3/d，投产时套压为24.2 MPa，第一年日产气量为2.38×104m3，生产曲线如图9所示。

图7 苏平14-A井生产曲线图

图8 苏平14-B井生产曲线图

图9 苏平14-C井生产曲线图

利用生产数据计算各评价参数，如表4所示，苏平14-A井单位套压降产气量为376×104m3/MPa，套压降速率为0.020 MPa/d，无阻流量83.0×104m3/d；苏平14-B井单位套压降产气量为JP2106×104m3/MPa，套压降速率为0.028 MPa/d，无阻流量10.1×104m3/d；苏平14-C井单位套压降产气量为59×104m3/MPa，套压降速率为0.056 MPa/d，无阻流量20.1×104m3/d。按照表1的分类标准，将苏平14-A井分为Ⅰ类，将苏平14-B井分为Ⅱ类，将苏平14-C井分为Ⅲ类。

表4 3口典型井评价参数

为了验证该分类法的合理性，对比3口井生产12月后的单位套压降产气量、产量月递减率以及日均产气量3个参数，如表5所示:Ⅰ类井单位套压降产气量为524×104m3/MPa，产量月递减率为0.017，日产气量为5.06×104m3/d；Ⅱ类井单位套压降产气量为168×104m3/MPa，产量月递减率为0.034，日产气量为1.30×104m3/d；Ⅲ类井单位套压降产气量为83×104m3/MPa，产量月递减率为0.040，日产气量为1.00×104m3/d。结合3口井生产曲线，发现在各自生产12个月以后，苏平14-A井的产量与套压递减缓慢且有较长的稳产时间；苏平14-B井产量较苏平14-A井有所降低；而苏平14-C井的产量递减较快且后期套压与日产气量已很低，说明其地层能量供给不足，需关井恢复压力。由此可见Ⅰ类井生产能力最强，Ⅱ类井次之，Ⅲ类井最差。因此推断该分类法得到的结果相对准确、合理，可以用来预测其他新投产水平井的产能变化趋势。

表5 3口典型井生产12月后的实际参数

6 结 论

(1)动态生产数据可以更好地反映水平井产能的变化。

(2)以单位套压降产气量、套压降速率、无阻流量作为评价参数，采用聚类分析法建立水平井动态分类评价标准，将水平井分为3类：Ⅰ类井(高产稳产型井)单位套压降产气量大于250×104m3/MPa，套压降速率小于0.020 MPa/d，无阻流量大于50×104m3/d；Ⅱ类井(中产低速递减型井)单位套压降产气量大于(100～250)×104m3/MPa，套压降速率(0.020～0.035)MPa/d，无阻流量(20～50)×104m3/d；Ⅲ类井(低产高速递减型井)单位套压降产气量小于100×104m3/MPa，套压降速率大于0.035 MPa/d，无阻流量小于20×104m3/d。

(3)典型井实例分析计算验证了该分类法的可靠性与准确性。该分类标准适用于苏里格等非均质性较强的气田。

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责任编辑：田美娥

2014-02-27

国家自然科学联合基金(编号：U1262201)；陕西省教育厅专项科研计划(编号：12JK0807)；西安石油大学全日制硕士研究生创新基金(编号：2014CX130112)

李天太(1962-)，男，工学博士，教授，博士生导师，主要从事油气藏保护技术与理论、油气田开发与生产理论及技术等方面的研究。E-mail：ttli@xsyu.edu.cn

1673-064X(2015)05-0031-06

TE 33+2.3

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