河流相平面非均质储层水平井泄气范围确定方法

王树平

(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院， 北京 100083; 2.中石化海相油气藏开发重点实验室， 北京 100083)

在气田开发过程中，无论是气田新区产能建设还是老区综合调整，开发技术政策都必须提供合理井距参数，而气井泄气半径大小是确定合理井距的依据。在河流相致密砂岩储层[1-2]中，其储层砂体纵向多期叠置，横向切割连片，相变快，储层平面非均质性强。河道心滩大小、形态，河道宽度和方向对气井泄气范围都有较大影响，气井的泄气边界一般呈非规则分布，同时心滩或河道内部也存在非均质，水平段砂体钻遇率小于1，而含气钻遇率更低，这些因素增加了气井实际泄气范围的确定难度。

近年来，中外针对气井泄气半径开展了大量研究[3-6]。研究成果的特征有：首先假设条件储层均质连续；其次井控边界规则，直井渗流边界一般假设为圆形或椭圆形，水平井假设为椭圆或矩形。而河流相储层非均质严重，导致计算方法得到的气井泄气半径与实际渗流范围存在一定偏差。文献[7]虽然考虑了储层非均质性，但对沿水平段物性变化考虑不足，没有考虑气井井控边界的非规则分布特征。因此针对这种河流相平面非均质严重的储层，需要进一步完善已有气井泄气范围研究方法，进而为气藏合理井距确定提供依据。

1 气井泄气半径计算方法

利用气井生产数据评价气井动态储量，再根据储层有效厚度等参数确定井控范围内的有效渗流体积和渗流面积大小。针对河流相非均质储层，井控范围内采用砂岩含气钻遇率等指标表征非均质性，计算得到气井真实井控范围。

1.1 井控动态储量评价方法

对于定容气藏，以往评价动态储量常用P/Z(P为地层压力， MPa；Z为偏差因子，无因次)物质平衡分析方法。但该方法假设气体孔隙体积恒定，没有考虑地层的压缩性、孔隙流体物性参数的变化。文章依据流动物质平衡原理，考虑气体属性变化以及气井变产量和变压力的情况，应用变流量P/Z**(Z**为目前地层压力下考虑地层压缩和流体膨胀的气体偏差因子，无因次)和AG物质平衡(agarwal-gardner flowing material balance, AG FMB)等方法[8-13]综合评价气井动态储量。

(1)P/Z**方法计算公式为

(1)

(2)AG FMB方法计算公式为

(2)

1.2 气井泄气半径计算

在评价气井井控动态储量基础上，采用容积法，利用气井有效储层厚度(h)、气层有效孔隙度(Φ)、含气饱和度(Sgi)等参数，计算气井井控面积。对于均质连续储层，含气面积(A)即真实的井控面积(图1)，其表达式为

A=GBgi/(ΦhSgi)

(3)

式(3)中：A为井控面积，m2;h为气层有效厚度，m;Φ为气层有效孔隙度,%;Sgi为原始含气饱和度,%;Bgi为地层气体积系数。

而对于河流相非均质储层，砂岩或含气钻遇率都小于100%，同时考虑储层平面物性变化，实际井控面积A1要远远大于均质储层井控面积A。对于压裂水平井，沿着水平段平面分为多个区，每个区物性不同，则气井实际井控面积A1如图2所示。

实际井控面积A1计算方法为

(4)

图2井控面积A1可表示为

Xf为裂缝半长，m图1 均质储层气井井控范围Fig.1 Well control range of gas well in homogeneous reservoir

图2 平面砂泥交互非均质储层井控面积Fig.2 Well control area of plane sand mud interaction heterogeneous reservoir

A1=(L+2Re)2(Xf+Re)=

(5)

则基质泄气半径Re可表示为

(6)

将式(4)代入式(6)得

Re=(-(2L+4Xf)+{(2L+4Xf)2-

(7)

计算得到的等效泄气半径假设为矩形，实际储层尤其河流相储层平面分布变化大，气井实际泄气范围与河道心滩大小、形态、河道宽度和方向都有关系，在井控渗流体积不变的基础上，结合气井所在储层分布特征，重新调整气井实际泄气边界范围。如图3所示：图3(a)为河道心滩位置一口投产水平井；图3(b)为理论计算气井矩形泄气范围；图3(c)为根据储层分布特征调整后的气井泄气范围。调整后的井控范围更加符合实际，这样才能为新井设计或老区调整方案提供有效支撑。

图3 气井泄气范围调整方法示意图Fig.3 Schematic diagram of adjustment method for gas release range of gas well

2 实例应用

X1井是一口压裂水平井，水平段钻遇及测井如图4所示，根据全烃显示平面上分为3个区间：一区150 m，孔隙度11.5%，含气饱和度55%；二区100 m，孔隙度11%，含气饱和度58%；；三区500 m，孔隙度10.1%，含气饱和度48%。孔隙度加权平均10.5%，含气饱和度加权平均50.7%。该井含气钻遇率为62.5%(该区域2016—2018年84口开发水平井平均钻遇率为65.1%)。

气井产特征曲线如图5所示，流动物质平衡评价气井动态储量为5 891×104m3(图6)，气井参数如表1所示。根据式(4)得出平面有效渗流面积为0.796 7 km2。根据式(7)，考虑储层非均质性，得出基质泄气半径Re=180 m，则水平段两侧泄气半长为Re+Xf=255 m,如图7(b)所示。若不考虑储层非均质性则基质泄气半径Re=102 m，则水平段两侧泄气半长为Re+Xf=177 m,如图7(a)所示。结合水平井所在储层地质特征，通过控制平面渗流面积，气井实际泄气范围调整如图7(c)所示。由图7可知：考虑非均质性计算的泄气半径大于均质储层，同时根据储层特征调整井控泄气边界，更符合气井的生产实际。

图6 P/Z**和AG FMB方法评价气井储量Fig.6 Evaluation of gas well reserves by P/Z** and AG FMB methods

表1 流动物质平衡方法评价气井储量

图7 考虑储层非均质性对气井泄气半径影响Fig.7 Considering the influence of reservoir heterogeneity on gas well’s drainage radius

3 结论

(1)针对河流相沉积平面非均质储层，利用物质平衡方法评价气井动态储量，进而得到气井真实井控面积大小，是计算气井有效泄气半径的基础。

(2)在非均质储层条件下，计算气井泄气半径要综合考虑储层的含气性、物性参数变化和储层分布等因素，确定的气井泄气范围才能真实反映气井压力有效波及区域。

(3)平面非均质储层气井泄气范围确定方法的研究，将为该类气藏合理布井提供了有效支撑。