鄂尔多斯盆地临兴致密气田低效井措施优选方法

丁万贵 刘世界 董建宏 王群超 杨宇光 刘金海

1.中联煤层气有限责任公司 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司3.中海石油（中国）有限公司上海分公司 4.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司

0 引言

近年来，随着国内天然气产业的快速发展，天然气供需矛盾越来越突出。在常规天然气资源储量和产量增速变缓的情况之下，非常规天然气尤其是致密气的开发备受关注。受储层砂体连通性、储层物性、作业污染、井筒积液等因素影响，临兴气田致密气在开发过程中出现了大量的低产井和低效井。因此如何甄别出临兴致密气田气井低产低效原因，并提出针对性的治理措施，对高效开发临兴致密气田具有重要意义。

国内众多气田对低产低效井进行了研究和治理[1-14]，大部分工作都主要是对气井低产低效原因的单因素分析，对各低产低效多因素交叉的研究较少。针对临兴致密气田，赵童[15]对通过钻后地质再认识、岩心实验分析、数值模拟研究等，分析了生产井产水的原因，提出了下一步井筒积液治理措施方案。笔者从动态分析出发，获取气井储层参数，建立气井产量预测模型，结合此模型对排水采气、二次压裂、储层解堵、储层上返等措施进行增产预测，确定低产低效的主控因素，从而提高措施针对性，改善治理效果。

1 临兴致密气田开发特征

1.1 气藏地质特征

临兴气田储集层致密气藏，纵向上发育多套气层，主要包括太原组2段、石盒子组8段、6段、4段、2段等，单井钻遇主力气层平均2层。储层平面连续性差，大部分砂体呈透镜状。该气田孔隙度主要介于5%～10%，有效渗透率主要介于0.1～1.0 mD[16-20]。各层的渗透率变异系数普遍高于0.7，突进系数大于4.0，属于强非均质性。孔隙结构特征差异大、孔喉窄小，喉道中值半径0.010～0.374 μm；储集层单层厚度小，平均单层含气厚度仅2.5 m。总的来说，该气田具有典型的低渗致密气藏特征：储层物性差，非均质性强，储集层单层厚度薄、分布不连续等。

1.2 开发特点及面临问题

1）气井普遍产水，以束缚水、凝析水为主[15]，产水量一般小于10 m3/d，平均单井产水5.0 m3/d，水气比约3 m3/104m3（表1）。

2）目前平均产气量仅0.4 104m3/d，平均油压2.6 MPa，大部分井受井筒积液影响间歇生产，如何维持气井后期正常生产是提高气藏采收率的关键。

3）部分气井受工程作业影响，产量没有达到预期。逐层压裂测试造成下部高产层污染，产能损失大，如X-5D井。该井共压裂3段：太2段、盒6段、盒3段。太2段压后试气产量为7 104m3/d（油压8.0 MPa）；盒6段压裂作业过程中对太2段进行了多次洗压井，造成了该层的作业污染，生产过程中单采太2段，其产量仅为1 104m3/d（油压3.0 MPa）。通过试井解释，太2段表皮系数为6.12，证实了该储层受到严重污染。

4）气井稳产期短，递减率高，平均稳产期1.0年，平均月递减3.5%，部分井无稳产期，月递减高达13.5%。

2 低产低效井治理措施优选方法

导致气井低产低效的原因很多，包括剩余可采储量低、储层压裂改造不充分、作业污染、气井积液等。这些因素主要通过分析作业流程、压力测试等方式定性判断气井低产原因，同时气井往往受多种低产低效因素影响，面对多种因素影响，通过定性分析结果很难确定选择哪种措施方案。基于此，笔者根据生产动态资料，结合动态分析方法、产能方程建立措施前后的产量预测方法，预测措施增产效果，定量确定低产低效主要影响因素及相应的下步措施。影响主要因素确定及措施选择流程如下：①首先根据气井生产动态数据开展生产动态分析，确定各井动态储量、储层物性、裂缝参数、表皮系数等；②在此基础上，开展多元回归分析，建立储层物性、压裂缝长、表皮系数与产量的预测公式；③根据各治理措施参数开展措施后产量预测，并对比各措施后的产量大小识别主要影响因素；④最后结合各井的动态储量进行措施决策。

2.1 生产动态分析及数据准备

收集临兴气田13口井储层厚度、孔隙度、地层压力和地层温度等数据，根据各井生产动态资料，进行Blasingame图版、双对数图版拟合，产量与压力拟合，确定各井表皮系数、裂缝长度、动用半径和动用储量等。图1为典型井Blasingame图版、双对数图版拟合结果。从图1可看出，双对数图与Blasiname图拟合较好，解释的储层物性、裂缝参数、表皮系数、边界大小可真实反应储层情况。表2为该气田部分井储层参数分析结果，从表2可看出，各井低产低效的原因较多，如9-3D井，动用半径小，剩余可采储量仅117 104m3；储层污染程度超平均水平，表皮系数为2.2；压裂改造不充分，裂缝半长仅23.4 m。

图1 典型井生产动态分析图

表2 临兴气田部分井生产动态分析结果表

2.2 临兴气田低产低效井产量预测方法

气井进入拟稳定流动后，压力与产量满足二项式产能方程[21]：

其中：

式中pR表示地层压力，MPa；pwf表示井底流压，MPa；psc表示标况下压力，MPa；Qsc表示产气量，m3/d；Tsc表示标况下温度，K；K表示渗透率，mD；表示平均黏度，cp；表示平均偏差系数，小数；T表示地层温度，K；h表示储层厚度，m；Re表示气井波及半径，m；rw表示井径，m；S表示表皮系数，小数；Sf表示裂缝表皮系数，小数；xf表示裂缝半长，m；D表示紊流系数，d/m3；A表示产能方程层流系数，MPa2/(m3d－1)；B表示产能方程紊流系数，MPa2/(m3d－1)2。

从（1）该式可看出，A、B系数与众多因素有关，包括储层厚度、渗透率、表皮系数、裂缝长度和储层边界等，不同井其储层条件不同，A、B取值存在差异。A、B系数往往需进行产能测试才可获得，但该气田目前产能测试资料较少。因此产能方程（1）式较难获取。

（1）式两边同时乘以Kh，可转化为：

其中：

从（9）式、（10）式可看出，对于特定的井A1、A2为常数，只要获得这两个参数即可确定（5）式。A1、A2求取步骤如下：

根据表2数据计算Y、X1、X2，计算结果见表3。

表3 X1、X2、Y计算结果统计表

2）采用多元回归分析方法，拟合（5）式中系数A1、A2，可得：

将（6）～（8）式带入（11）式，得

本气田低产低效井产能预测公式为：

2.3 气井低产原因诊断

根据气井各措施后生产动态分析解释的平均储层参数值（压裂后裂缝半长、解除污染后表皮系数和排水采气后井底压力），采用（13）式预测各增产措施后的产量。对比各措施后产量，可确定影响气井产量的主要因素。

经统计，临兴气田平均表皮系数为1.2，平均裂缝半长为90.6 m，排液措施后平均井底流压为3.4 MPa。以此数据为基础，对各井措施后产量进行预测，对比各措施的增产气量，确定关键影响因素。

措施产量预测如表4所示。从表可看出9-3D井、9-4D井压裂改造预测产量高于排水采气及解除污染后产量，低产原因为压裂改造不充分；8-4D井、X-3井因动用范围小，剩余可采储量低而低产；4-9D主要受储层污染影响；X-8井、8-1D井主要受积液影响。

表4 措施后产量预测结果表

3 增产措施建议及效果

根据气井低产原因诊断结果，对各井提出针对性措施建议：①对9-3D井、9-4D井进行二次压裂；②将8-4D井、X-3井调整到其他潜力层位；③解除4-9D储层污染；④对X-8井、8-1D井、4-3D井、4-7D井、3-1D井、1-2D井进行排水采气。

目前，部分低产井已实施了相应措施，增产效果显著：泡沫排水采气实施7口井，平均增产0.4 104m3/d（表5）。调层实施2口井，获得平均无阻流量2.8 104m3/d（表 6）。

表5 临兴气田泡沫排水采气实施效果表

表6 临兴气田调层实施效果表

4 结论

1）临兴气田受砂体展布、储层物性、工程作业、井筒积液等因素影响，低产低效井多。

2）建立临兴气田低产低效井产量预测方程，预测、对比各措施的增气量，可定量甄别出低产低效主要原因，确定针对性的低产低效治理措施。

3）在实际应用中应结合其他地质资料，尽量减小生产动态分析解释储层参数结果的多解性问题对建立产量方程及识别低产低效关键影响因素可能带来的潜在风险。