开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

贾爱林，孟德伟，何东博，王国亭，郭建林，闫海军，郭智

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

开发中后期气田产能挖潜技术对策
——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

贾爱林，孟德伟，何东博，王国亭，郭建林，闫海军，郭智

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

以四川盆地东部五百梯气田为例，针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题，提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有：①地层划分与构造描述，依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化；②储渗单元划分和定量表征，动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模；③流体分布及动态响应分析，综合构造、储集层及气井生产动态特征，分析确定气藏气水分布规律；④储量动用程度评价与产能复核，从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模，明确下一步动用方向，校正气井产能，指导气井开发后期合理生产制度的确定；⑤静态地质模型建立及动态修正，利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征；⑥剩余储量预测及分类评价，结合动态修正后的预测模型，开展剩余储量分类评价，指导产能挖潜部署；⑦采气工艺技术及工具研发，针对开发中后期气田的现状，提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。图11表3参29

四川盆地东部；五百梯气田；储集层描述；气田开发；剩余储量；产能挖潜；技术对策

0 引言

中国天然气资源丰富，经过30余年勘探开发，发现了数百个规模不同的气田，主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9个盆地[1-6]。每个气田的开发均会经历前期建产、中期稳产及后期递减 3个阶段，每个开发阶段都会表现出不同的开发规律和生产特征。气田开发前期通过储集层特征评价、开发方案编制等技术手段认识气田生产规律，制定合理的生产管理措施[7-12]，气田开发至中后期，在储集层气水关系、气井生产指标、合理产能规模等方面较前期均发生了较大变化，而目前针对开发中后期气田尚没有形成系统完善的生产规律认识及产能挖潜技术对策，更多的是对单一问题进行研究，如储集层发育、气藏富集特征及控制因素[13-16]，沉积微相精细划分及识别[17-19]，开采方式适应性及增产措施效果分析[20]，合理井网井距的确定[21]等。但随着天然气开发的不断推进，越来越多的气田已进入开发中后期，如靖边、克拉 2和榆林气田已步入开发中期，卧龙河、相国寺、五百梯等已进入开发后期，其中以四川东部地区（川东地区）气田石炭系气藏最为典型。老气田在缓解天然气产出与需求之间矛盾，克服新增储量逐年减少、品质逐年下降的困难中仍然起着不可替代的作用，因此，对老气田实施资源与产能挖潜，加深认识老气田生产规律，力争维持稳产及延缓递减十分重要。本文以川东五百梯气田石炭系气藏为例，以储集层精细描述为基础，结合气藏生产动态特征，应用三维地质建模与数值模拟技术手段，重新认识和刻画气藏储渗单元、流体分布，评价储量动用程度，明确剩余储量分布，形成系统的老气田产能挖潜技术对策，为老气田持续有效开发提供参考。

1 研究背景

石炭系气藏作为四川气田群的主力产层，集中分布于川东高陡构造带，埋藏深度为4 000～5 600 m，与上覆二叠系和下伏志留系假整合接触，划分为下石炭统河州组和上石炭统黄龙组，其中河州组仅在云阳—建南一带零星分布，而黄龙组在区域内广泛分布[17,19]。川东石炭系共发现了33个气田，包括2个大型气田，五百梯气田即为其中之一，五百梯气田位于开江古隆起的边缘，开江县和重庆市开县境内（见图 1），属于川东大天池高陡构造带北倾末端的一个局部构造，为短轴状背斜，长约24.0 km，宽约6.5 km。石炭系厚度较薄，加之后期剥蚀严重，局部厚度变化较大，总体呈残丘状分布，根据完钻气井统计分析石炭系厚度多在35 m以下，个别残厚不足10 m。从第1口气井天东2井投产至今，气田开发24年，共完钻气井50余口，累计产气约170×108m3，累计产水约25×104m3。

图1 五百梯气田构造位置

2 开发面临的问题

经过30多年的勘探开发，石炭系气藏开发效果非常好：①单井产量高，单井产量大于10×104m3/d的气井近 60口；②稳产时间长，气田稳产年限普遍达到10～12年，如卧龙河气田、福成寨气田等；③采收率高，如相国寺、张家场等气田目前技术可采储量采出程度已达到 90%以上；④投资回报率高，多数石炭系气藏投资回报率均大于15%。2000年以来，石炭系气藏年采气量一直占中国石油西南油气田公司年产量的43%～55%。但取得好的开发效果的同时，持续高强度的开发也暴露出了较多的问题，这些问题严重影响着气田后续的稳定高效开发及进一步的资源、产能挖潜，归纳起来主要有：①生产规律认识不清，气藏开发不均衡；②低渗低效储量多且分布广泛，动用程度低；③气井动态产能不明确，配产不合理；④地层压力下降严重，气井普遍产水；⑤富集区采出程度高，综合递减率高；⑥缺少新的储量动用评价及剩余储量分布预测方法。

3 挖潜技术对策

3.1 地层划分与构造描述

五百梯气田石炭系气藏地层主要为咸化潟湖相碳酸盐岩沉积，岩石类型主要有粒屑云岩、细粉晶云岩、角砾云岩、角砾灰岩及去膏去云化灰岩等[19,22]。地层底部假整合于志留系风化壳之上，顶部因黔桂运动遭受剥蚀而仅残存上石炭统黄龙组的部分地层，测井响应主要表现为高电阻率、低自然伽马的特征，与下伏志留系灰绿色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及上覆二叠系黑色页岩的高自然伽马、低电阻率特征具有明显的分界。依据岩电特征，纵向上将石炭系黄龙组细分为 3段：C2hl1（上石炭统黄龙组一段）、C2hl2（上石炭统黄龙组二段）和C2hl3（上石炭统黄龙组三段）（见图2），其中C2hl2段为气田主力产层。地层厚度发育总体较稳定，一般为25～35 m，由东南向西北逐渐减薄，构造北西翼及西南倾末端存在大面积地层剥蚀，导致西南端地层最薄。

图2 td16井黄龙组测井解释图

根据三维地震解释，五百梯气田下二叠统底界构造为一短轴状背斜，轴向北东向，轴部为被断层复杂化的多高点短轴状潜伏背斜。构造东北端舒展，西南端收敛，东南翼以 8°～20°的倾角缓慢下倾至南雅向斜，西北翼下倾至大方寺向斜。五百梯气田发育多条断层，其中 3条贯穿气田的主断层将整个构造分成 4个相对独立的圈闭，圈闭间上下交错，地层起伏变化大（见图 3），③号断层以东海拔-4 700 m 以浅圈闭为气田最大的储量富集区及目前气田高效开发的主体区。

3.2 储渗单元划分和定量表征

对气田储渗单元分级分类描述，综合考虑气藏、气井的静动态特征，评价储渗体形态、尺度及接触关系，落实储集层单元的连通性、大小及分布特征，有助于提高储量动用程度评价的精度，并为最终的产能挖潜提供目标参考。通过对岩心、薄片等资料的统计分析，发现孔隙、裂缝和洞穴三大类储集空间在五百梯气田石炭系储集层均发育，且在平面和纵向上均表现出较强的非均质性。纵向上，中粗孔隙、中大喉道、裂缝及溶孔、溶洞集中发育于C2hl2段，气藏剖面显示C2hl2段具分布连续性和成层性均较好的特点（见图4），相邻气井之间都有很好的对比性，成段发育气层和含气层，而 C2hl1段和 C2hl3段则多发育储集性和渗透性均较差的细孔小喉型和微孔微喉型孔隙，有效缝和溶孔、溶洞发育较少或几乎不发育，很少形成气层和含气层。平面上，气藏孔隙度和渗透率变化均较大，孔隙度高值区主要分布在构造中段，平均超过8%；次高值区分布在构造南段、中段及北段部分地区，平均7%左右；低值区分布在构造端部和翼部，平均仅有3%；渗透率平面变化大，总体表现出“两高两低”的特征，与孔隙度分布较为一致，为此将五百梯气田划分为高渗区、次高渗区、南低渗区和北低渗区 4个区，平均渗透率分别为 6.53×10-3，4.86×10-3，2.67×10-3，0.44×10-3μm2（见图3），该区域划分也得到了气井生产动态的有效验证。

3.3 流体分布及动态响应分析

图3 五百梯气田平面区域划分

图4 五百梯气田C2hl2段dt002-2井—td21井气藏剖面（剖面位置见图3）

五百梯气田石炭系气藏的流体分布较复杂，首先处于构造主体高部位的气井多数为带水生产，化验分析显示产出水均为凝析水；构造的东、西北和东北端部均已完钻纯水井，通过研究纯水井的生产动态特征，对产出水进行化验分析，并结合三维地震解释、测井响应等静态资料综合评价，最终确定五百梯气田石炭系气藏存在边水，且不同构造部位的边水气水界面不同，总体可划分为 3个边水水体区：主体开发区以东td8井周边区域、td107井区和dt3、dt4井区（见图5）。尽管气藏受到边水的包围，但从气藏整体压降储量线分析发现压降线基本呈直线形态，并没有出现上翘趋势，说明气藏投产多年至目前，尚没有出现边水大面积推进的现象（见图6）。

针对构造主体以东区域边水，在气田开发初期由压力系数经验公式法确定气水界面为-5 000～-4 750 m。气田进入开发末期后通过气井、水井的压力交会分析，td61井生产动态分析及外围纯水井的地质综合评价，最终确定气水界面为-4 700 m（见图5）。

图5 五百梯气田石炭系气藏水体平面分布

图6 五百梯气田石炭系气藏压降储量线

td107井区水体位于②、③号主断层控制的狭长断堑区，td107井产水量高达500 m3/d，说明水源距离近、水体活跃。td107井东南为③号断层，断层上盘全部为开发井且生产多年未见地层水；西南方向构造位置较高不应为td107井水源方向；北西方向为②号断层，垂直断距达数百米，封闭性好。因此分析认为水源只能是北东向，td107井北东向为一局部小断凹，②号断层上盘志留系泥岩的封闭作用较好，残留地层水的可能性很大，且与td107井的产水特征十分吻合，从而确定该局部封闭断凹即为td107井的水源区，同时根据气井测井解释确定气水界面为-4 075 m。

dt2井区存在两部分边水水体，一是分布于气藏构造东北端与主体开发区以东区域水体相连的边水，气水界面与构造主体以东边水相同，为-4 700 m；二是位于 dt3、dt4井区的半封闭类型水体，水体西、北方向被地层剥蚀区封闭，东南方向受①号断层隔挡，仅在①号断层东北末端与dt2井区相连，通过地质、地震综合评价并结合纯水井生产动态分析，确定气水界面为-4 200 m（见图5）。

3.4 储量动用程度评价与产能复核

气藏储量动用程度评价包括地质储量和动态控制储量两方面内容。明确气藏储量的分布特征和当前的井控程度，落实可动储量及剩余可动空间，为气藏资源与产能挖潜提供依据。五百梯气田石炭系气藏非均质性强，总体开采不均衡，产气主要来自构造高部位的气井，外围低渗区开发滞后，开发效果差，是气藏主要的剩余储量富集区和资源挖潜重点。为更加准确地认识和评价气田储量动用程度及剩余储量分布，分别对高渗区、次高渗区、南低渗区及北低渗区（见图3）进行评价。地质储量主要通过获取准确的储集层有效厚度、孔隙度、含气饱和度及含气面积等参数运用容积法计算。

动态储量评价包括单井集合和气藏整体研究，通过分析对比最终确定目前气井、气藏控制的动态储量。单井集合是计算气藏所有生产井的动态控制储量后累加求和，对于开发中后期气田，气井生产时间足够长，产量累计法、压降法及产量不稳定分析法等均具有很好的适应性；气藏整体研究主要利用不同时间阶段的地层压力测试成果和相对应的累计产量，通过压降法求取。动态储量具有随着生产时间延长不断增长的特征，但时间越长，增长速率越慢，特别对于开发末期的气田，在现有井网条件下会逐渐趋于稳定，趋于真实值[23]。

由五百梯气田石炭系气藏储量动用程度评价结果（见表1），主高渗区、次高渗区的地质储量采出程度分别为82.7%和88.3%，而南、北低渗区的地质储量采出程度均低于20%，两个低渗区的剩余地质储量占气藏整体的81.4%，剩余动态储量仅占17.4%，说明低渗区储量动用效果差，高渗区仍是气藏主要的产气来源。另外高渗区及次高渗区的动态储量均大于其静态储量，高渗区td2、td016-1、td16等井气井动态评价泄流半径均已延伸到低渗区，同时从高、低渗区井组压力检测及生产跟踪分析，td2—td71—td67—td76井组、td16—td61井组及 td64—td72井组压力下降同步，反映了高渗区气井正在通过气藏连通性对低渗区进行动用，但动用程度有限，因此低渗区仍需加密布井增加储量动用。

表1 五百梯气田石炭系气藏储量动用程度评价

对于开发中后期气田，气井生产时间一般长达数十年，地层压力下降严重、供给不足造成气井产能不断降低，时间越长降低越严重，因此对老气田气井产能复核计算十分必要，可指导气井制定合理的生产制度。对于生产数十年的气井再次进行产能试井已不现实，因此多采用试井产能方程系数校正的方法实现老气田气井的产能复核，即针对早期实施产能试井的气井，根据压力下降导致的气体黏度、压缩因子等流体特征参数的变化对早期产能方程进行校正，获得当前条件下的产能方程[24]。对于早期没有实施产能试井的气井，主要利用产能试井资料回归建立适用于该区域的一点法产能公式评价（见图 7）。同时对于气井动态产能评价问题，采用庄惠农建立的稳定点二项式法同样可以取得很好的效果[25]。

3.5 静态地质模型建立及动态修正

三维静态地质模型是气藏剩余储量预测和评价的重要基础，模型的准确性直接影响预测成果的可靠程度。获得静态地质模型是一个数据库建立、整合的过程，准确的地质模型是气井、地质、地球物理、动态一体化的结果，数据系统涵盖钻井基础数据、测井数据、地震构造解释成果及储集层反演数据等，最终描述气藏储集层格架和属性参数场分布特征[26-27]。

图7 五百梯气田石炭系气藏一点法产能评价

五百梯气田石炭系气藏构造起伏大、地层厚度小、断层复杂且地形高点多、局部地层剥蚀，建立构造模型难度较大，建模过程中插值突变、层叠现象多有发生，为此在地震构造解释成果和井点分层数据共同控制的同时采用厚度等值图约束，控制过程中对于水平井和大斜度井的地层厚度失真情况剔除不使用。为保证井间插值具有较好的连续性及真实反映构造形态和属性特征，所建地质模型网格尺寸设置为40 m×40 m×0.5 m，同时将3条主断层的方向设置为主方向，以确保网格可以较好地描述断层，提高网格整体的正交性及后续数值模拟的收敛性。通过反复多次的x、y方向切剖面，对分层数据与构造面的吻合程度、不同层位间构造特征、构造关系、构造继承性等进行分析验证，获得气藏合理的构造模型（见图 8a—图 8c）。属性模型方面，在没有地震储集层反演数据的情况下，主要以井点数据为基础通过井间插值，采用序贯高斯方法随机模拟，气田目前的井网密度基本可以保证模型的客观准确，最终优选建立了气藏属性模型（见图 8d—图8f），地质储量为326.36×108m3，与容积法评价成果相比误差仅 1.3%，其中 C2hl2段占 94%，符合对气藏储量的认识；同时从模型井点切一剖面，模型属性与井点物性特征吻合较好。

图8 五百梯气田石炭系气藏三维静态地质模型

通过气井生产历史拟合对地质模型进行动态修正。五百梯气田气井已生产24年，生产时间长且总体平稳，时间步长取 1个月，拟合过程中遵循主调渗透率并控制不失真的原则，对构造模型、孔隙度模型、相渗曲线等均不作调整或局部微调，经过循环多次的拟合调参不断提高模型精度。48口气井中有44口拟合效果较好，拟合率 91.7%（见图 9），获得合理的气藏预测模型（见图10）。

3.6 剩余储量预测及分类评价

图9 天东16井压力历史拟合

图10 气藏剩余储量预测及分类

对比分析五百梯气田石炭系气藏预测模型的剩余储量分布和地层压力分布情况，同时综合考虑气井的生产动态特征，可以将气藏剩余储量的控制因素总结归纳为 4类：①由于气藏采气速度限制和气井合理配产要求，导致气井尚未完全采出而剩余的天然气储量。②由于构造主体区气井开采过程中普遍伴随产水，且产水量较大，随着地层压力逐渐衰竭，气井携液能力不足造成井筒积液，阻碍气井的正常生产，导致剩余储量富集。研究显示，五百梯气田过半的气井瞬时产量低于临界携液流量[28]（见图11），不能有效带液生产，必须通过周期性的排水采气措施才能保障气井相对连续稳定的生产。③由于气藏高陡构造的复杂性，发育多条断层和多个地形高点，多个压力系统彼此之间的连通性较差，且断层隔挡区域部署生产井较少，不能有效地控制区域地质储量导致剩余储量富集。④由于气藏的强非均质性，气田长期开发不均衡，目前仍然是主体高渗区的气井承担产气、供气任务，外围低渗区储量动用有限，动用困难，具有相对富集的剩余储量。以气藏剩余储量控制因素为依据，将气藏剩余储量划分为 4类：正常生产型、动用不彻底型、断层封堵未动用型和低渗未动用型（见表2）。根据每类剩余储量的具体特征和挖潜潜力，分别提出针对性的挖潜技术对策。如针对低渗未动用型和断层封堵未动用型，依据储量动用性评价及数值模拟研究成果，优选地层能量较高、剩余储量富集的区域分别部署开发井，其中低渗未动用区部署两口水平井wh1和wh2，断层封堵区部署直井wv3（见图10），同时优化了水平井最佳的水平段长度，评价预测气井的合理生产制度，预测期末累计采气量（见表3），预测期末3口气井可提高气藏采出程度5.5%。

图11 五百梯气田气井井筒积液判别

表2 五百梯气田石炭系气藏剩余储量动用技术对策

表3 水平井数值模拟开发指标预测

3.7 采气工艺技术及工具研发

开发中后期气田产能挖潜与开发调整是一个系统工程，需要精细的地质解剖与气藏工程方法为储集层流体识别、产能评价及剩余储量预测等提供可靠的技术手段。同时，采气工艺技术及工具的创新研发同样不可或缺，老气田气井生产时间长，往往面临采出程度高、地层能量低、出水普遍、综合递减率高等问题，给气田稳产带来巨大挑战，需要具有针对性的采气工艺技术和相适应的新工具来提高产量。针对川东老气田气井深度大（多大于5 000 m）、小井眼、地层压力低（压力系数0.5以下）、产水对产量影响严重的实际情况，分别在低压气井排水采气工艺技术、高压气举阀及小井眼修井技术和低渗透储集层柱塞气举排水采气工艺技术等方面获得了完善和突破，为气田、气井持续稳定生产提供了有力保障。

3.7.1 低压气井排水采气工艺系列技术

川渝地区气井排水采气工艺技术主要包括泡排、柱塞举升、机抽、电潜泵、螺杆泵、水力射流泵等。通过不断地实践应用，逐渐由单一工艺应用发展为气举+泡排、气举+柱塞、机抽+喷射、气举+井口增压、泡排+井口增压等工艺组合，由单井排水发展为有针对性的气藏整体治理，排水采气工艺设计由常规优化设计发展为软件包系统决策，同时综合考虑经济可行性，使排水采气工艺技术更加科学、合理、经济。重点完善了螺杆泵配套工具，通过研制高密封压力螺杆泵驱动头、油管锚定装置和潜油螺杆泵专用井口工具[29]，解决了井口穿越压力密封等级高、油管锚可靠性和电缆抗密封性差、扬程高、排量大、腐蚀环境复杂等难点，为老气田低压井排水采气提供了技术支撑。

3.7.2 高压气举阀、小井眼修井技术

以往高压气举阀耐内压15 MPa、抗外压60 MPa，研发后的气举阀在耐内压25 MPa的同时可抗外压90 MPa[29]，并成功应用于td090-1井。现场显示：气举阀正常启动且压力稳定，为21.8 MPa，排水量稳定，约415 m3/d，酸化过程中气举阀承受外压最高达 72.8 MPa。同时优化了超深井气举工艺设计，在设计方法上将传统的“U型”原理改进为考虑地层吸液系数的气举顶阀设计，在管串结构上采用可开关的滑套气举工作筒，提高了气举管柱的适应性，实现了超深井气举-酸化工艺联作，加快了超深井投产周期，降低了作业成本。

老气田小井眼修井在打捞、磨铣及井筒清洁方面均存在很大的困难。打捞方面：环空间隙小，打捞、套铣可选用工具少，对严重腐蚀油管常规打捞工具打捞效率低；磨铣方面：常规磨鞋磨铣效率低，碎屑易卡钻，循环排量低，碎屑不易排出造成管柱容易被卡、扭断；井筒清洁方面：压力低，常规水力冲砂困难。为此，中国石油西南油气田公司分别研制了小井眼打捞工具（包括弹片式打捞筒、井下局部反循环打捞篮和滑块打捞筒，用于碎块、短节和碎屑打捞，从而有效防止卡钻）、小井眼磨铣工具（包括整体式直径104 mm金刚石凹底磨鞋和直径 102 mm金刚石短引子磨鞋，具有磨铣稳定、均匀，抗拉、抗扭强度高，滤水、打捞碎屑碎块效率高和使用寿命长的优点）和小井眼井筒清洁工具（包括直径95 mm旋转射流喷头+钢丝刷组合清洁工具和反循环碎块打捞篮+碎屑打捞筒组合清洁工具，可高效清洁井眼及套管壁，减轻套管磨损，提高清洁效率）。所研发工具已经分别在高压深井小井眼、深井小井眼+永久式封隔器完井管柱及低压小井眼 3种井型取得了成功应用，有效支撑了老气田小井眼修井作业，进一步完善和发展了老气田修井作业技术。

3.7.3 低渗透储集层柱塞气举排水采气工艺技术

针对产水量小的气藏，以往主要应用泡沫排水工艺，但此工艺存在消泡难度大与环保压力大的问题，为此，研究形成了柱塞工艺及配套工具[29]，分别研制了柱塞气举控制器、卡定器、远传远控控制器[29]，同时优化了柱塞工作制度，提高了柱塞排水采气工艺的可靠性并大幅降低了成本，解决了以往柱塞无人值守、无供电设备和自动化要求高，国外工具依赖性强、成本高，作业规范性差与管理制度缺乏的难题。经13口井现场应用，验证了研制工具的可行性、安全性和稳定性，大幅降低工具采购成本和工艺井实施周期，提高了运维效率和单井产能，从而有效支撑了低渗透气田经济、环保开采。

4 结语

本文归纳了老气田开发面临的主要问题，并以川东五百梯气田石炭系气藏解剖为例，提出以储集层精细描述为基础，综合气藏生产动态特征，应用三维地质建模与数值模拟等关键技术手段，重新认识气藏储渗单元、分析流体分布特征、落实储量动用程度、明确剩余储量分布并进行分类评价的具体思路，同时针对开发中后期气田的现状，提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。最终形成的方法流程可为老气田开展资源与产能挖潜提供参考，如克拉2、榆林、苏里格气田苏6区块等。

符号注释：

GR——自然伽马，API；K——渗透率，10-3μm2；pwf——气井井底压力，MPa；pR——地层压力，MPa；q——气井产量，104m3/d；QAOF——无阻流量，104m3/d；RLLD，RLLS——深侧向、浅侧向电阻率，Ω·m；Sw——含水饱和度，%；x，y，z——直角坐标系，m；φ——孔隙度，%。

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（编辑 郭海莉）

Technical measures of deliverability enhancement for mature gas fields: A case study of Carboniferous reservoirs in Wubaiti gas field, eastern Sichuan Basin, SW China

JIA Ailin, MENG Dewei, HE Dongbo, WANG Guoting, GUO Jianlin, YAN Haijun, GUO Zhi
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Taking the carboniferous reservoir of Wubaiti gas field in eastern Sichuan Basin as an example, the technology strategies are proposed about the following major problems during the middle to late stage of gas field development： imbalance development, low permeability and low efficient reserves left with low producing degree, unreasonable proration caused by changes of gas well dynamic productivity, universal water production in gas wells, high reserve recovery and composite decline rate of reserve-rich region, and lack of new methods for reserves producing evaluation and remaining reserves distribution prediction. The development technical strategies for Wubaiti gas field are as follows： (1) stratigraphic subdivision and structural description in which fault and tectonic fluctuations are describe based on seismic interpretation data; (2) division and quantitative characterization of reservoir units in which the reservoir shape,scale, connectivity and gas-bearing range are evaluated according to dynamic and static data; (3) fluid distribution and dynamic response analysis in which gas-water distribution pattern is figured out by combining structure, reservoir and gas well production dynamic characteristics; (4) reserves producing degree evaluation and deliverability review in which reserves producing degree and remaining recoverable reserves scale are evaluated from the perspective of static geological reserves and dynamic reserves, to make clear the direction of the next step production and establish rational production system in the late stage; (5) static geological model establishment and dynamic correction in which gas reservoir pressure and remaining reserve distribution are predicted by using fine 3D geological modeling and numerical simulation; (6) remaining reserves prediction and classified evaluation based on the dynamic revision prediction model to guide the recovery of remaining reserves; and (7) gas production technology and equipment development, targeted gas recovery techniques are provided concerning the mature gas field.

eastern Sichuan Basin; Wubaiti gas field; reservoir description; gas field development; remaining reserves; deliverability enhancement; technical strategies

“十三五”国家科技重大专项“复杂天然气藏开发关键技术”（2016ZX05015）

TE37

A

1000-0747(2017)04-0580-10

10.11698/PED.2017.04.11

贾爱林, 孟德伟, 何东博, 等. 开发中后期气田产能挖潜技术对策： 以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)： 580-589.

JIA Ailin, MENG Dewei, HE Dongbo, et al. Technical measures of deliverability enhancement for mature gas fields： A case study of Carboniferous reservoirs in Wubaiti gas field, eastern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2017, 44(4)： 580-589.

贾爱林（1966-），男，内蒙古四子王旗人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事油气田开发地质综合研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院气田开发研究所，邮政编码：100083。E-mail： jal@petrochina.com.cn

联系作者简介：孟德伟（1985-），男，河北滦县人，硕士，中国石油勘探开发研究院工程师，主要从事低渗致密气藏开发与评价研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院气田开发研究所，邮政编码：100083。E-mail： mengdewei@petrochina.com.cn

2016-09-16

2017-06-14