东坡地区沙溪庙组不同河道致密气藏气井合理配产研究

向刘洋，刘红梅，曹廷宽



东坡地区沙溪庙组不同河道致密气藏气井合理配产研究

向刘洋，刘红梅，曹廷宽

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610000）

东坡地区沙溪庙组不同河道储层物性差异大，孔隙度、渗透率、含水饱和度和纵横向上非均质性不同，气井应进行分类配产，但常规的合理配产方法并不完全适用配产要求，还需要综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、滑脱效应等因素的影响。为此，针对A、B、C三类典型河道，从合理利用地层能量、延长气井稳产、提高采收率三方面因素出发，分别利用无阻流量法、指示曲线法、数值模拟等方法开展合理配产研究，建立具有针对性的配产方式，结果表明，无阻流量法、指示曲线法、数值模拟法进行气井初期配产，均能满足气井合理生产，其中数值模拟法与实际日产气量更匹配。

东坡沙溪组；致密气藏；合理配产

1 基本地质特征

东坡沙溪庙组气藏处于川西坳陷到川中隆起的过渡斜坡带上，区域构造较有利，为油气长期运移的指向带。该气藏以辫状河沉积体系为主，发育多期水下分流河道。总体评价认为该气藏埋藏较深（多数在3 000 m左右），河道宽度较窄，且横向相变快（0.3~0.8 km），砂体较发育（垂厚10~40 m），但单砂体厚度薄（均小于10 m）。储层主要表现为“两高两低”（低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、高非均质性），平均孔隙度为9.02%，平均渗透率为0.125×10-3μm2，属于特低孔、低渗透致密储层。与常规气藏相比，东坡沙溪庙组致密气藏砂体河道窄、储层物性差、自然产能低，大多采用水平井多段加砂压裂等措施提高单井产量，其合理配产在一定程度上影响气井稳产时间及其开发效果。因此，东坡沙溪庙组气井压裂后的合理配产至关重要，直接影响气井生产效果。

2 合理配产研究

气井合理配产主要考虑三个因素：一是尽量合理利用地层能量，二是气井应有一定的稳产期，三是有利于提高最终采收率。

气井合理配产方法有很多种，常用的有无阻流量法、采气指示曲线法、单位压降产量法和单井数值模拟法。但针对低孔、低渗、高含水饱和度等特点的东坡窄河道致密气藏，其渗流机理不同于常规气藏，合理配产方法也与常规气藏不同。低渗致密气藏产能评价时，需要综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、滑脱效应等因素的影响，常规的产能评价方法若用来计算低渗气藏气井的无阻流量，其结果与真实气井的无阻流量存在较大的偏差，会对气井造成产能的认识不准确，同时无法根据稳产期的需要来确定气井的合理工作制度，导致气井不合理生产，影响气井最终采出程度和开发效益。

单井数值模拟法在评价产能方面具有较大优势：可以结合地质建模较好地模拟地下情况，可以综合考虑气藏的应力敏感和压力梯度等因素影响，可以根据实际稳产期的需要合理优化配产。

2.1 无阻流量法

无阻流量是衡量气井产能的重要指标，常用多点试井方法来确定气井无阻流量，进而确定气井产能。通常采取“高产低配、低产高配”原则，即无阻流量高、配产比例相应较低。统计投产时间较长且有一定稳产期井，直井合理生产能力为无阻流量的1/4~1/5，水平井合理生产能力为无阻流量的1/4~1/6，不同气层不同储层之间存在差异。

2.2 采气指示曲线法

采气指示曲线法为常用的合理产量确定方法。气井生产压差是地层压力与产量的函数，气井产量比较合理时，生产压差与产量成线性关系；随着产量的增大，生产压差与产量将不再呈线性关系，气井表现出明显的非达西效应。为了让地层流体尽可能为线性流动，以减少非线性流动带来的额外压力损失，可把偏离早期线性的那个点产量作为气井合理产量。

2.3 单井数模法

结合地质成果与测试资料，对主力产层的主要生产井进行单井数值模拟研究，得到不同气藏典型的储层参数。基于这些参数，建立不同气层对应的水平井分段压裂单井数值模拟模型，利用新井测井地质资料进行不同配产的动态预测，然后根据稳产期再选择合理产量。

3 应用实例

中江气田某气藏不同河道地质条件及储层物性差异较大，造成气井动态控制储量、产能差异显著，难以采用相同方式进行配产。为此，从合理利用地层能量、延长气井稳产、提高采收率的角度出发，根据河道分类评价结果，分别对A、B、C三类典型河道开展合理配产研究，建立有针对性的配产方式。

3.1 试采法

目前中江气田主力河道已投入生产的气井较多，可根据气井的实际生产动态及稳产能力推断不同类型河道中气井的合理产量。

（1）A类河道。A类河道具有河道宽、厚度大、储层物性好、含气性好的特点，气井产量高，生产稳定。统计A类河道中气井的稳产情况，直井稳定产量为2.6×104~5.5×104m3/d，平均为3.9×104m3/d；水平井稳定产量为4.5×104~9.0×104m3/d，平均为5.5×104m3/d。

（2）B类河道。B类河道钻遇储层多为I类，物性较好，含水小于50%，采用水平井建产，开发效果较好。目前共投产水平井20口，平均无阻流量为12.4×104m3/d，部分水平井按3.0×104~5.0×104m3/d配产，可以维持1~2年的稳定生产。

（3）C类河道。C类河道钻遇储层以II类为主，河道砂体发育，但物性较差，平均含水为50%左右，气井产量波动较大、气水比较高。该类河道中气井无阻流量约为8.0×104m3/d，直井以1.0×104~2.0×104m3/d投产，生产较为稳定；部分水平井稳定产量约为3.0×104m3/d。

统计三类河道中生产时间长且产量稳定的气井，结果如表1所示。

3.2 指示曲线法

气井产能是气藏动态分析的重要内容，最为常用的方法是通过产能测试建立相应的产能方程进行评价，其中，二项式产能方程的表达式为：

表1 气田部分气井试采稳定产量统计

目前仅A8井在投产之初进行了系统产能试井，对测试数据进行处理，建立A8井二项式产能方程：

利用式（2）计算出该井的无阻流量为10.69×104m3/d。据压恢试井资料，A8井所在河道原始地层压力为32.30 MPa，结合产能方程建立该井采气指示曲线，得到A8井的合理产量为2.50×104m3/d。

3.3 数值模拟法

基于气藏三维地质模型，结合钻完井、动态监测资料及实际生产数据等，利用数值模拟法对气井合理产量进行分析。

（1）A类河道。A类河道部分单井生产预测结果如图1~图2所示。根据产能建设方案，稳产期取2年，水平井稳定产量为4.20×104~6.70×104m3/d，直井稳定产量为2.90×104~3.80×104m3/d。

图1 A25井稳产能力预测

图2 A14井稳产能力预测

（2）B类河道。B类河道单井生产预测结果如图3所示，设稳产期为2年，水平井稳定产量为2.90×104~3.80×104m3/d。

图3 A13井稳产能力预测

（3）C类河道。C类河道单井生产预测结果如图4~图5所示，稳产期为2年时，水平井稳定产量为1.30×104~3.20×104m3/d，平均稳定产量为2.30×104m3/d；直井稳定产量为1.30×104~2.20×104m3/d，平均稳定产量为1.75×104m3/d。

（4）单井配产数值模拟结果如表2所示，单井合理产量1.50×104~6.70×104m3/d，稳产2年情况下，不同河道中单井合理产量及配产比差异大，说明不同地质、储层特征的河道中气井具有不同的合理产量。

图4 A15井稳产能力预测

图5 A17井稳产能力预测

3.4 单井经济极限产量法

（1）目前经济条件下单井极限产量。根据目前的经济条件计算单井经济极限产量，结果如表3所示。A气藏内部收益率为8%时，直井的单井极限产量为0.93×104m3/d，水平井为1.60×104m3/d；内部收益率为12%时，直井的单井极限产量为1.02×104m3/d，水平井为1.80×104m3/d。B气藏内部收益率为8%时，直井的单井极限产量为1.23×104m3/d，水平井为2.05×104m3/d；内部收益率为12%时，直井的单井极限产量为1.37×104m3/d，水平井为2.33×104m3/d。

（2）不同气价条件下单井极限产量。在目前投资及稳产2年的情况下，天然气价格由目前含税价格1 303元/103m3上升到1 700元/103m3时，A气藏直井极限产量由目前的0.93×104m3/d下降到0.71×104m3/d；水平井极限产量由目前的1.60×104m3/d下降到1.22×104m3/d。B气藏直井极限产量由目前的1.23×104m3/d下降到0.94×104m3/d；水平井极限产量由目前的2.05×104m3/d下降到1.57×104m3/d。

表2 单井合理配产数值模拟结果

（3）不同投资条件下单井极限产量。在目前天然气价格及稳产2年情况下，投资对单井极限产量影响大。A气藏直井投资由目前1 095×104元下降到700×104元时，单井极限产量由目前的0.93×104m3/d下降到0.66×104m3/d；水平井投资由目前的 2 108×104元下降到1 700×104元时，水平井单井极限产量由目前的1.60×104m3/d下降到1.33×104m3/d。B气藏直井投资由目前1 548×104元下降到1 200×104元时，单井极限产量由目前的1.23×104m3/d下降到1.00×104m3/d；水平井投资由目前的 2 794×104元下降到2 400×104元时，水平井极限产量由目前的2.05×104m3/d下降到1.79×104m3/d。

从该区经济性评价结果来看，在目前气价以及投资下，当内部收益率取8%时，A气藏水平井的经济极限产量为1.60×104m3/d；B气藏中直井、水平井相应的经济极限产量分别为1.23×104m3/d和2.05×104m3/d。

3.5 合理配产结果

综合试采法、指示曲线法、数值模拟等方法，并考虑经济极限对气井产量的约束，气藏合理配产结果如表3所示。该区沙溪庙组气藏不同河道气井控制储量及产能差异较大，气井的稳产能力也各不相同。A、B类河道控制储量大，渗流好，推荐配产比1/6~1/4投产；C类河道含水较高、渗流阻力大，且单井无阻流量多在10×104m3以下，推荐配产比1/4~1/2较为适宜。整体上，河道越宽、物性越好、控制储量越大的气井稳产能力更强，合理配产越低。

表3 气田某气藏不同河道合理产量配产结果

就3口井进行采气指示曲线法、数值模拟法和无阻流量法合理配产对比，其数值模拟法与实际日产气量较为匹配，这与东坡窄河道致密气藏渗流特征相符合。气井的合理产量就是气井能够保持一个相对较高的产量生产，并且有较长的稳定生产时间。对不同区域、不同位置、不同类型的气井，在不同的生产方式下，有不同的合理产量选择。

4 结论

（1）东坡沙溪庙组气藏河道窄，储层物性较差，含水饱和度高，纵横向非均质性强，对气井应进行分类配产。

（2）运用无阻流量法、采气指数法和数值模拟法进行气井初期配产，均能满足气井合理生产。

（3）数值模拟法综合考虑了启动压力梯度、应力敏感性等影响因素，同时考虑了企业天然气供需稳产期的需要，更科学严谨。

[1] 王卫红，沈平平，马新华，等．低渗透气藏气井产能试井资料分析方法研究[J]．天然气工业，2005，25（11）：76–78．

[2] 位云生，闺存章，贾爱林，等．低渗透高含水砂岩气藏产能评价[J]．天然气工业，2011，31（2）：66–69．

[3] 李忠平，冉令波，黎华继，等．窄河道远源致密砂岩气藏断层特征及天然气富集规律——以四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为例[J]．天然气工业，2016，36（7）：1–7．

[4] 谢刚平，叶素娟，田苗．川西坳陷致密砂岩气藏勘探开发实践新认识[J]．天然气工业，2014，34（1）：6–15．

[5] 王丽英，王琳，张渝鸿，等．川西地区侏罗系沙溪庙组储层特征[J]．天然气勘探与开发，2014，37（1）：1–4．

[6] 张明山，王天新，王萌，等．姬塬古高地东斜坡侏罗系油藏特征与勘探策略[J]．特种油气藏，2007，14（4）：17－21．

[7] 李智武，刘树根，陈洪德，等．川西坳陷复合—联合构造及其对油气的控制[J]．石油勘探与开发，2011，38（5）：538–551．

[8] 唐大海，陈洪斌，谢继荣，等．四川盆地西部侏罗系沙溪庙组气藏成藏条件[J]．天然气勘探与开发，2005，3（5）：14–19．

Reasonable production allocation of gas wells in tight gas reservoirs of different channels of Shaximiao formation in eastern slope area

XIANG Liuyang, LIU Hongmei, CAO Tingkuan

(Exploration & Development Research Institute of Southwest Oil and Gas Company, SINOPEC, Chengdu, Sichuan 610000)

The reservoirs from different channels of Shaximiao formation in eastern slope area are characterized by big differences in reservoir physical property, and the porosity, permeability, water saturation and heterogeneity in vertical and horizontal directions are different. Therefore, gas wells should be classified for production allocation, while the conventional reasonable method of production allocation is not completely suitable for the requirements of production allocation, and the influence of starting pressure gradient, stress sensitivity, slippage effect and other factors should be considered comprehensively. Therefore, in view of the three types of typical river channels, starting from three aspects, namely the rational utilization of formation energy, extension of stable production of gas wells and enhancement of oil recovery ratio, by respectively using open flow potential method, indicator curve method and numerical simulation, a corresponding targeted production allocation pattern was established. The results show that the production allocation at the initial stage by using the methods mentioned above can satisfy the reasonable production of gas wells, and the numerical simulation method is more matched with the actual daily gas production.

Shaximiao formation in eastern slope area; tight gas reservoir; reasonable production allocation

1673–8217（2019）02–0082–05

TE377

A

2018–0６–2５

向刘洋，1989年生，2014年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油气开发动态，数值模拟等方面的研究工作。

编辑：黄生娣