靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析

刘茂果，晏宁平，吕利刚，陈俊杰

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析

刘茂果，晏宁平，吕利刚，陈俊杰

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

靖边气田下古气藏马五段发育多个含气层，气田采用多层合采的开发方式进行。开发过程中发现，气田下古各小层的气量贡献率与相应各层地质储量不成正比，各小层气量贡献率差别大，马五13小层地质储量占总储量的49.63%，历年产气剖面结果显示马五13气量贡献率占到了70%以上。为了提高靖边气田开发效果，促进下古各小层均衡开发，各小层的气量贡献率已成为气田现阶段开发研究的重点及难点。通过分析靖边气田历年产气剖面测试结果，结合多气层渗流数学模型理论，对靖边气田多层合采井小层贡献率影响因素进行研究。综合分析认为靖边气田下古气量主要贡献层位为马五13小层，其气量贡献率在70%～80%，其余各小层气量贡献率均小于10.0%。以靖边气田物性参数为基础，通过理论计算，认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受储层物性参数影响外，还受到了小层控制半径影响，各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响，马五13气量贡献率约为30%～50%，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率与产气剖面测试结果相一致。

靖边气田；马家沟；多层合采；小层贡献率

靖边气田下古奥陶系气藏主要发育在马五段，马五段内发育多个含气小层，各含气小层之间物性参数变化较大，气层分布面积最广、物性最好的为马五13小层。2014年对马五1+2段72块岩样进行岩心分析，结果表明马五13层孔隙度平均值为其余各小层均值的1.5倍，马五13小层的渗透率平均值为0.43 mD，其余各层平均值低于0.2 mD，通过各小层渗透率数据计算得到样品渗透率极差为22.76，说明下古储层非均质性强。靖边气田下古马五13小层有效厚度是其余各层平均厚度的1.49倍，测井解释马五13小层孔隙度、渗透率是其余小层平均值的1.19、1.48倍。由于马五段纵向上生产层位较多，层间的非均质性强，靖边气田历年开展的产气剖面测试结果表明各小层产气量贡献差异较大，因此，有必要在产气剖面测试结果分析的基础上，结合多层气藏的渗流理论，分析各层的气量贡献影响因素，研究靖边气田分层气量贡献率情况。

1　产气剖面测试马五段各层贡献率情况

2014年，靖边气田对21口井进行产气剖面测试，结果显示马五13小层产气量贡献率为78.31%，马五12小层气量贡献率为9.72%，其余各小层贡献率均小于7.0%。统计下古马五段各小层探明地质储量，马五13地质储量为总储量的49.63%，马五12地质储量为总储量的19.09%，其余各层地质储量为总储量的31.28%。各层地质储量比例与产气剖面测试小层贡献率对比表明，马五13小层地质储量采气速度要远远高于其它各小层。

另外，近四年产气剖面测试结果表明，靖边气田下古马五13气量贡献率在70%～80%，其余各小层气量贡献率均小于10.0%，近几年各小层气量贡献率变化幅度小，从产气剖面测试结果看，靖边气田下古马五13小层为气田主力气量贡献层位，其余产层为次要气量贡献层位（见表1）。

表1　2011年至2014年靖边气田各小层气量贡献率

2　多层产量贡献率影响因素分析

2.1理论分析

针对多层气藏参与供气的气井，对分层贡献能力、储量等各小层开发指标的研究，国内外许多学者见文献［1-17］进行了深入的研究。文献［3］建立了多层渗流数学模型，在多层圆形封闭气藏，根据各层厚度较小，层间距较小，气体管流损失可以忽略，井底每层压力都相等假设条件，在理论上分析了各层气量贡献的影响因素。考虑表皮效应的多层合采气井的无因次渗流数学模型见下式。

无量纲量：

定义有效井径：

在不考虑表皮效应和井筒储集效应的影响下，地层系数和储容系数分别对小层产气量的影响（见图1、图2）。从图1、图2可以看出在地层压力波到达封闭边界之前，各层ωj（储容系数）对气井的分层产气量几乎没有影响，产气量主要受βj（地层系数）的影响，分层产量贡献近似等于βj；当压力波到达边界形成拟稳态流后，βj对气井分层产量的影响几乎很小，这时产气量主要受ωj的影响，分层产量贡献近似等于ωj。

图1　储容系数ωj对气井分层产气量的影响

图2　地层系数βj对气井分层产气量的影响

不同封闭边界对气井分层产量的影响（见图3），ωj和βj第一层为0.5和0.2，第二层为0.5和0.8，计算结果表明，不同产层的边界大小对其产气量有着明显的影响，小层封闭边界越短，压力波越容易达到边界，并且储量也越小，压力波传播到边界以后，该层储量已采出大部分，后期产量将降低，分层产量贡献不再近似等于ωj。

3.2靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析

靖边气田自1997年规模开发以来，已开发18年，完钻下古井700余口，以靖边气田下古各层平均储容系数、地层系数为基础，分析靖边气田各小层气量贡献率情况，统计靖边气田638口下古气井储层参数，马五13储容系数为0.27，其余小层不到0.2，马五13地层系数为0.33，马五14地层系数为0.32，其余各层小于0.2（见表2）。利用Blasingame图版拟合方法分析靖边气田单井控制半径，对524口下古生产井进行了Blasingame图版拟合，达到供气边界气井平均控制半径为1 064.83 m。利用多层渗流模型进行计算，在相同的供气半径下，压力波到达边界后马五13小层气量贡献率为27.0%，其余产层贡献率低于20%，马五13小层气量贡献率与产气剖面测试结果差别大。启动压力梯度实验显示，靖边气田各小层岩心启动压力梯度不一致，马五13小层岩心的启动压力梯度最低，平均为0.010 3 MPa/m，其余层位启动压力梯度平均为0.024 8 MPa/m，由于各小层渗透率及启动压力梯度不同，分析认为各层气量贡献率在受到储层参数影响外，还受到了供气半径的影响。

图3　泄流边界reDj对气井分层产气量的影响

表2　靖边气田马五1+2各小层储容系数及地层系数表

通过改变次产层控制半径进行分层气量贡献率计算，当次产层控制半径在400 m时，马五13小层气量贡献率为84.44%，当次产层控制半径为500 m时，马五13小层气量贡献率分别为70.71%，当次产层控制半径增加到800 m时，马五13小层气量贡献率为41.12%。可见，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率理论计算与产气剖面测试结果一致（见表3、图4、图5）。

表3　次产层不同控制半径下应各小层气量贡献率，%

图4　靖边气田各小层平均控制半径下产量贡献率图

图5　靖边气田各次产层控制半径为500 m时产量贡献率图

利用多层合采模型对靖边气田下古两口单井进行实例分析。GX井为2003年12月11日投产的一口多层合采气井，历年产气剖面测试结果表明，主力气层马五13小层气量平均贡献率为93.2%，其余马五124、马五22各小层气量贡献率不到10%。利用多层气藏渗流模型进行计算，各层压力波达到边界后，马五13小层气量贡献为45.6%，和产气剖面测试各小层气量贡献率相差较大。统计靖边气田5口生产层位为非主力气层气井的控制半径情况，非马五13气层生产井平均控制半径为608.77 m，若改变GX井次产层泄流半径，将该井次产层控制半径由该井平均控制半径955.22 m调整为608.77 m时，在不改变表皮系数情况下，各层压力波到达边界后，马五13层气量贡献率上升到71.0%，马五13气量贡献率增大，从计算结果分析，该井次产层控制半径小于600 m（见表4、图6、图7）。

表4　GX井基础参数及产气剖面结果

图6　GX井各层产量贡献率图

陕X井为1999年投产的下古低渗透区的一口多层合采气井，该井下古各层平均控制半径649.15 m，利用岩心分析得出的孔隙度和渗透率进行各层气量贡献率计算，当各层压力波达到边界后，马五13小层气量贡献率为53.2%，其气量贡献率小于产气剖面测试结果（见表5、图8）。

表5　陕X井基础参数及产气剖面结果

综合分析渗流模型计算结果，认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受物性参数影响外，还受到了小层控制半径影响。靖边下古各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响，马五13贡献率约为30%～50%，其次在受到各小层控制半径影响后，马五13小层气量贡献率上升。从计算结果看，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率理论计算与产气剖面测试结果一致。

图7　GX井次产层半径为608.77 m时各层产量贡献率图

图8　陕X井各层产量贡献率图

3　结论

（1）产气剖面测试结果表明，靖边气田下古气量主要贡献层位为马五13小层，其气量贡献率在70%～80%，其余各小层气量贡献率均小于10.0%。

（2）多层气藏渗流模型计算结果表明，压力波传播到边界形成拟稳定流时，各小层的储容系数越大，气量贡献越大，靖边下古马五13小层储层物性高于其它产层，压力波传播到边界后，其气量贡献率在各小层中最大。

（3）综合分析多层渗流模型计算结果，认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受储层物性参数影响外，还受到了小层控制半径影响。靖边下古各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响，马五13气量贡献率约为30%～50%，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率渗流模型理论计算与产气剖面测试结果相一致。

符号注释：

pDj-第j层无因次压力；tD-无因次时间；rD-无因次半径；ωj-第j层储容能力比值，无因次；βj-第j层地层系数比值，无因次；qjscD-第j层流入井筒无因次流量；qsc-地面流量，×104m3/d；qjsc-第j层流量，×104m3/d；ψj-第j层储层拟压力；reD-边界无因次半径，无因次；T-地层温度，K；t-时间，h；μ-天然气粘度，mPa·s；p-压力，MPa；r-半径距离，m；rw-井筒半径，m；S-表皮系数；ct-储层综合压缩系数，1/MPa；h-有效厚度，m；φ-孔隙度，%；k-渗透率，×103μm。

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Analysis of the influence factors for the contribution rate of single layers in low palaeozoic of Jingbian gasfield

LIU Maoguo，YAN Ningping，LV Ligang，CHEN Junjie
（Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

A plurality of gas-bearing reservoir is developed in Jingbian gasfield for Ma5 of lower Paleozoic gas reservoir，commingling production are used to develope the gas field.The contribution rate of each layer which is difference，is not proportional to the corresponding layer geological reserves in gas field development，the test results of gas production profile over the years show that the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer accounted for more than 70%，although the geological reserves of its accounted for 49.63%of all.In order to improve the development effect of Jingbian gas field，and promoted the balanced development of each layer，the contribution rate of single layers is key and difficulty to development of gas field.In this article，the well of commingling production is analyzed to the influence factors for the contribution rate of single layers in Jingbian gasfield，according to the test results of gas production profile over the years and the mathematical model of multiplereservoir percolation.The analysis believe that the main contribution rate of layers，which is between 70%and 80%，is Majiagou formation Ma513layer in Jingbian gasfield，and others less than 10%.Reference the physical parameters of Jingbian gasfield，the calculating data indicate that the contribution rate of each layer is affected by influenced raduus，besides physical parameters.Only consider the influence factors of physical parameters，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is between 30%and 50%，when the influenced raduus of sub-producing layer is between 400 m and 500 m，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is in consonance with the result of gas production profile over the years.

Jingbian gasfield；Majiagou formation；commingling production；contribution rate of single layers

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.011

TE312

A

1673-5285（2015）07-0047-07

2015－05-06