大牛地气田致密气藏水平井开发动态差异研究

孙华超

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450000）

0 引言

水平井是提高致密气藏开发效果的有效开发方式，前人对不同区块主要从致密气藏水平井的渗流机理和产能评价方面做了大量研究［1-6］，而对不同沉积类型储层开展实际开发动态差异的分析研究较少［7-12］，尤其是利用实际生产动态资料进行气井拟稳态流动的研究鲜有涉及［13-15］。基于此，笔者以具有15 年开发历程的鄂尔多斯盆地大牛地气田为研究对象，研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的低渗透致密砂岩气藏。水平井开发区发育海相沉积到河流相沉积的多种储层类型，水平井开发动态特征与开发效果差异大。通过对不同储层类型水平井生产达到拟稳态流动阶段时间开展对比研究，利用弹性二相法和压力—产量法综合确定下二叠统下石盒子组盒1段、下二叠统山西组山2段和下二叠统太原组太2段这3个主力气藏水平井渗流达到拟稳态流动阶段的时间。通过数值模拟敏感性分析表明，影响水平井达到拟稳态流动阶段时间长短的主要因素为储层渗透率和含水饱和度。建立了大牛地气田盒1 段、山2 段、太2 段气藏不同渗透率下水平井达到拟稳态流动阶段时间确定图版，以期指导气田水平井开发动态评价。

1 气藏地质特征

大牛地气田盒1段气藏为辫状河沉积，河道砂体平均有效厚度为8.5 m，宽度介于1 000～1 500 m，有利微相为心滩，呈孤立状分散在大段致密砂岩中。储层为灰白色含砾中粗砂岩，物性较好，平均孔隙度为10.3%，渗透率为0.55 mD。山2段气藏为分流河道沉积，河道内砂体发育，河道砂体平均有效厚度为7.9 m，宽度介于650～1 300 m，层内非均质性强，砂体物性较差，含气性差，有效储层薄，平均孔隙度为8.9%，渗透率为0.48 mD。太2 段气藏为障壁岛沉积，有利微相为障壁砂坝，砂坝平均有效厚度为14.3 m，宽度介于2 000～3 000 m，气层呈块状连续分布在大段的致密砂岩中，储层以灰白色石英砂岩为主，物性好，平均孔隙度为8.6%，渗透率为0.70 mD（表1）。

表1 大牛地气田储层沉积体系地质特征参数表

2 水平井开发特征对比

图1 太2段气藏、盒1段气藏、山2段气藏水平井归一化生产动态图

选取正常连续生产井进行生产动态归一化处理，盒1 段、山2 段、太2 段气藏水平井总体均呈3段式生产动态特征，即稳产阶段、快速递减阶段和长期低压低产缓慢递减阶段，各气藏水平井生产动态特征差异大（图1）。从图1 可知，太2 段气藏初期产气量平均为3.0×104m3／d，稳产期最长，平均为14 mon，初期年递减率为31.9%，中后期递减率逐年减缓，由16.5%降低到6.9%，平均单井累产气量为3 935 × 104m3，液气比最低，平均为 1.0 m3／104m3，平均单井动态储量为0.64×104m3。盒1 段气藏初期产气量为2.2×104m3／d，稳产能力差，平均为8 mon，初期年递减率最高，平均为36.6%，中后期递减率由14.5%降低到5.8%，平均单井累产气量为2 470 ×104m3，液气比最高，平均为2.5 m3／104m3，平均单井动态储量为0.45×104m3。山2 段气藏初期产气量较低，平均为1.9×104m3／d，稳产能力最差，平均为7 mon，初期年递减率为28.5%，中后期递减率由14.4%降低到10.2%，平均单井累产气量为2 500 ×104m3，液气比平均为1.8 m3／104m3，平均单井动态储量为0.41×104m3。总体上，太2 段气藏水平井初期产气量高，稳产能力强，生产效果最好，盒1 段、山2 段气藏水平井生产动态特征相近，稳产时间短，初期产量递减快，液气比高，生产效果一般。

3 拟稳态特征分析

通过弹性二相法（图2）和压降法（图3）分析，从图2、图3可知，随着生产时间增加，水平井流动逐渐由不稳定流动状态逐渐过渡到拟稳态流动阶段，单位压降产气量随时间而增加，当达到拟稳态流动阶段之后基本保持不变。明确盒1 段、山2段、太2 段气藏水平井渗流平均达到拟稳态流动阶段的时间为19 mon，对应的平均累产气量为1 235×104m3（表2）。

图2 弹性二相法识别拟稳态流动阶段图

图3 压降法识别拟稳态流动阶段图

表2 盒1段、山2段、太2段气藏水平井渗流达到拟稳态流动阶段时间表

在动态分析的基础上，利用数值模拟方法开展了达到拟稳态流动阶段时间长短的影响因素分析，基于大牛地气田水平井开发储层物性整体特征和700 m × 1 000 m 井距开发井网，建立了水平井机理数值模型，模型尺寸为长1 700 m×宽1 000 m×气厚10 m，网格尺寸为10 m×10 m×1 m，网格数为15.5×104个。通过对各参数在典型取值情况下水平井流动达到拟稳态流动阶段所需时间进行归一化，分析各参数的敏感性，结果表明，渗透率和含水饱和度是影响水平井达到拟稳态流动阶段时间的主要因素（图4）。由于各气藏含水饱和度相差小而渗透率相差大，因此，结合数值模拟归一化和实际水平井达到拟稳态流动阶段时间评价结果，建立了大牛地气田盒1 段、山2 段、太2 段气藏不同渗透率下水平井达到拟稳态流动阶段时间确定图版（图5），快速评价不同气藏不同储层物性条件下水平井进入拟稳态流动阶段的时间点，进一步利用拟稳态流动阶段之后的生产动态数据，支撑气井动态储量、泄流范围等开发指标的评价。

图4 水平井达到拟稳态流动阶段时间长短影响因素评价图

图5 水平井达到拟稳态流动阶段时间评价图（含水饱和度为0.45）

4 结论

1）大牛地气田储层类型多样，水平井开发动态特征与开发效果差异大，障壁砂坝沉积太2段气藏水平井初期产量高，稳产能力强，生产效果最好，辫状河沉积盒1段气藏与分流河道沉积山2段气藏动态特征相近，稳产时间短，初期产量递减快，液气比高。

2）利用生产动态分析和数值模拟方法开展了水平井达到拟稳态流动阶段时间长短影响因素分析表明，渗透性越差、气层厚度越大、含水饱和度越低、孔隙度越高，达到拟稳态流动阶段所需的时间越长，影响大牛地气田水平井达到拟稳态流动阶段时间长短的主要因素为储层渗透率和含水饱和度。