气藏采收率影响因素权重分析

李炜静

（西安石油大学，陕西西安710061）

气藏采收率影响因素权重分析

李炜静

（西安石油大学，陕西西安710061）

标定气藏采收率对估算气田的开发效益及产能建设规模具有重要意义，而确定影响气藏采收率的因素是准确计算气藏采收率的基础。本文在确定八种主要影响因素（渗透率、废弃井底压力、地层压力系数、打开程度、采气速度、水体大小、垂直水平渗透率比值、含水饱和度）的基础上通过数值模拟分析了各因素对采收率的影响，运用灰色斜率关联度改进模型进行权重排序，并对八种气藏采收率影响因素进行分析。研究结果表明八种影响因素的权重排序为：渗透率、废弃井底压力、地层压力系数、打开程度、采气速度、水体大小、垂直水平渗透率比值、含水饱和度。气藏采收率影响因素权重分析为提高采收率和气藏高效开发提供了理论依据。

气藏；采收率；影响因素；数值模拟；灰色关联度

对于一个新的气藏，在估算其开发效益及产能建设规模时，气藏采收率将作为重要指导依据。因此，研究采收率影响因素对气田的开发经营有着重要的意义。据前人的研究，影响气藏采收率的因素主要可分为两大类；一是地质特征因素，主要包括渗透率、有效厚度、储层非均质性等；另一类是开发方式和采气工艺因素，包括采气速度、注采关系、工艺技术措施等。目前已有学者对气藏采收率影响因素进行了相关研究，但是多局限于单因素研究，缺乏定量研究。因此笔者运用数值模拟方法，并结合灰色斜率关联度改进模型进行权重分析，对八种主要的影响因素进行了研究，并确定其权重，最终获得影响气藏采收率的主次因素，一起为气藏高效开发提供理论依据[1-3]。

1 气藏采收率影响因素数值模拟研究

通过参考前人的经验，综合选取对采收率影响较大的八种因素－渗透率、打开程度、水体大小、含水饱和度、垂直水平渗透率比值、采气速度、地层压力及废弃井底压力，应用Eclipse数模软件建立机理模型，探究其对气藏采收率的影响。

机理模型为九点井网，单井日产气量为3×104m3，网格取均匀步长，平面上网格步长为50 m×50 m，I方向51个网格，J方向51个网格。纵向上网格划为5层，每层1 m。网格总数为51×51×5=13 005。网格系统为块中心网格。气藏原始储量为3.18×108m3。通过设定不同的模拟方案，比较各个方案20年后的采收率变化。

1.1 渗透率对气藏采收率的影响

设定渗透率分别为1 mD、0.8 mD、0.6 mD、0.4 mD和0.2 mD五种模拟方案（见表1）。

表1 渗透率与采收率关系表

由表1可以看出，渗透率是影响气藏采收率的主要因素，随着储层渗透率的升高，参与气体流动的有效孔喉半径逐渐变大，气体的渗流阻力随之减小，气藏采收率也会大幅升高。但当储层渗透率较大，大于0.6 mD时，较大孔喉半径己经很难对气体产生较大的渗流阻力，更高渗透率条件下采收率变化趋于稳定。

1.2 打开程度对气藏采收率的影响

设定打开程度分别为1/5，2/5，3/5，4/5和全部打开五种模拟方案（见表2）。

可以看出，气藏的采收率随着打开程度的增加而提高，但当打开程度达到3/5时，打开程度对气藏采出程度的影响开始减弱。

1.3 水体大小对气藏采收率的影响

设定水体大小分别为无水体，4倍，8倍，12倍，16倍和20倍水体六种模拟方案（见表3）。

表3 水体大小与采收率关系表

随着水体倍数的增加，气藏的采收率以近似直线的速度降低，即气藏的采收率与水体倍数成反比的线性关系。

1.4 含水饱和度对气藏采收率的影响

设定初始含水饱和度分别为0%，10%，20%，40%，60%，70%，80%七种模拟方案（见表4）。

表4 初始含水饱和度与采收率关系表

随原始含水饱和度的增加，气藏采收率几乎不变，当含水饱和度达40%时，气藏采收率急剧降低。因此，对于致密气藏，存在着采收率急剧下降的临界含水饱和度。

1.5 垂直水平渗透率比值对气藏采收率的影响

保持模型水平方向上渗透率为1 mD不变，设定垂直水平渗透率比值分别为0.01、0.1、0.2、0.5、0.8、1.0六种模拟方案（见表5）。

表5 垂直水平渗透率比值与采收率关系表

随垂直水平渗透率比值的增加，气藏采收率逐渐增加，当垂直水平渗透率比值达0.5时，垂直水平渗透率比值对气藏采收率的影响程度降低。

1.6 采气速度大小对气藏采收率的影响

设定采气速度分别为0.09%，0.47%，0.94%，1.89%，2.83%，4.72%，9.43%七种模拟方案（见表6）。

表6 采气速度与采收率关系表

随采气速度的增加，气藏采收率迅速增加，当采气速度达到0.94%时，提高采气速度对气藏采收率几乎没有影响。因此，对于一般气藏而言，存在着采收率不变的临界采气速度。

1.7 地层压力系数对气藏采收率的影响

设定地层压力系数分别为0.5、1.0、1.5、2.0和2.5五种模拟方案（见表7）。

表7 地层压力系数与采收率关系表

随地层压力系数的增加，气藏采收率增加，当地层压力系数大于1.0时，气藏采收率增加幅度降低。

1.8 废弃井底压力对气藏采收率的影响

设定废弃井底压力分别为2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa和12 MPa六种模拟方案（见表8）。

表8 废弃井底压力与采收率关系表

从表8中可看出，废弃井底压力与气藏采收率基本成线性函数关系。随废弃压力每增加2 MPa，采收率下降5%左右。

2 基于机理模型数值模拟采收率影响因素权重分析

根据上文获取的渗透率、水体大小等不同参数条件下的采收率模拟结果，根据灰色关联分析理论，计算各因素与采收率的灰色关联度，对权重进行排序。

2.1 灰色斜率关联度改进模型简介及其适用性

灰色关联分析方法是指在系统发展过程中，如果两个因素变化的态势一致，则可认为两者关联度较大；反之，两者关联度较小。灰色系统的重要特征是不完全性和非唯一性。气藏采收率的影响因素非单一，气藏开发不同阶段的主次因素也会随之变化，即信息具有非唯一性；数值模拟所得数据是一段时间内的影响变化，不能反映整个气藏的生产特征，具有信息不完全性。因此气藏阶段采收率的影响因素具有灰色系统的特征，可运用灰色关联分析法研究。本文选用灰色斜率关联度改进模型进行权重分析。

计算步骤如下：

灰色斜率关联系数可表示为：

则关联度为：

序列：

在区间［k，k+1］上的斜率为α＝x（k）－x（k－1），k＝2，3，..，n，为X在区间［k-1，k］上的斜率。设有参考序列X0和Xi比较序列且其长度相同，即：

在区间［k-1，k］上的斜率

所组成的数据序列分别为：

分别表示X0和Xi的各个对应时段的斜率比值所组成的序列和其均值。

则改进的斜率关联度为：

2.2 采收率影响因素灰色关联度计算

根据之前建立的气藏机理模型，利用数值模拟技术分析影响气藏采收率的因素分析，获取了渗透率、水体大小等不同参数条件下的采收率模拟结果，为保证对比分析的客观性，统一取单因素五水平。

对参考数列和比较数列进行无量纲化处理。由于系统中各因素的物理意义不同，导致数据的量纲也不一定相同，本次采用均值化变换对数据序列进行处理，公式为：，得到处理结果（见表9）。

表9 均值化处理结果

利用灰色斜率关联法计算出各个因素的关联度，以渗透率因素为例，经过均值化处理后，采收率参考序列为X0，渗透率比较序列为X1。

八种影响因素的灰色斜率关联度计算统计（见表10）

从影响因素灰色关联度排序可以看出，对气藏采收率影响较显著的因素有渗透率大小、废弃井底压力、地层压力系数和打开程度；采气速度、水体大小、垂直水平渗透率比值及含水饱和度等因素的影响程度较小。其中采气速度属于人为可控因素，可通过对其进行控制达到最佳开发效益；渗透率属于可变因素，可通过各种工艺增大渗透率以提高采收率；其他属于不可控因素，精确计算其数值对研究气藏采收率有着重要的意义。

表10 采收率与其影响因素的关联度及其排序

3 结论与建议

（1）由灰色斜率关联度改进模型对八种气藏采收率影响因素进行分析，可得其权重排序为：渗透率、废弃井底压力、地层压力系数、打开程度、采气速度、水体大小、垂直水平渗透率比值、含水饱和度。

（2）渗透率所占权重比最大，因此应先从渗透率入手，可通过压裂等技术提高井筒周围地层渗透率，提高气层采收率。

（3）废弃井底压力、地层压力系数和打开程度对采收率影响较大，因此在计算采收率时应予以考虑。

（4）采气速度属于人为可控因素，应计算寻找临界采气速度，使气藏获得最佳气藏开发效率。

［1］邹建波，李闽，代平，等.气藏废弃压力和采收率影响因素－以川西某气藏为例［J］.新疆石油地质，2006，27（6）：736-739.

［2］邴绍献.水驱油藏单井可采储量影响因素权重定量研究［J］油气地质与采收率，2011，18（6）：78-85.

［3］肖新平.灰色系统模型方法的研究［D］.武汉：华中科技大学，2002.

The weight analysis of factors affecting the recovery of gas reservoirs

LI Weijing
（Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710061，China）

The gas reservoir recovery efficiency is very important to estimate the development efficiency and the scale of production capacity,and the accurate determination of the factors affecting the recovery factor of gas reservoir is the basis of accurate calculation of gas reservoir recovery.On the basis of determining the eight main influencing factors（permeability, abandoned bottom hole pressure,formation pressure coefficient，perforation degrees,gas production rate，the size of the water,the vertical horizontal permeability ratio and water saturation）the effects of various factors on oil recovery were analyzed by numerical simulation,using the improved Grey relational analysis model to sort the weights,and the eight factors are analyzed.The results show that eight factors weights,permeability,abandoned bottom hole pressure,formation pressure coefficient,open degree,gas production rate and the size of the water,the vertical horizontal permeability ratio and water saturation.The weight analysis of the factors is the theoretical basis for enhancing oil recovery and efficient development of gas reservoirs.

gas reservoir；recovery factor；influence factor；numerical simulation；Grey relational analysis

TE377

A

1673-5285（2016）12-0090-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.022

2016－10-31