低滲透致密氣藏壓裂氣井動態儲量預測新方法——以蘇里格氣田為例

摘 要

摘要：由于地質條件及工藝措施的影響，低滲透致密儲層壓裂氣井的生產動態與常規氣井有明顯不同，存在不穩定滲流時間很長等問題，致使氣井的單位壓降采氣量、井控動態儲量、泄流面積
摘要：由于地質條件及工藝措施的影響，低滲透致密儲層壓裂氣井的生產動態與常規氣井有明顯不同，存在不穩定滲流時間很長等問題，致使氣井的單位壓降采氣量、井控動態儲量、泄流面積隨生產時間出現動態變化。因此在試采期間難以準確求得氣井的井控動態儲量和泄流面積，給氣田開發方案的合理編制帶來很大困難。為此，以蘇里格氣田為例，在準確把握低滲透壓裂氣井生產特征的基礎上，結合現代氣井動態分析方法，根據先期投產區塊內多口典型氣井的生產數據建立了井控動態儲量預測圖版，能夠依據氣井早期的生產數據有效預測井控儲量、泄流面積隨生產時間的動態變化規律，對氣田的建產規模和井網加密方式具有指導作用，從而降低了測試成本，避免了資源浪費。
關鍵詞：低滲透油氣藏；致密砂巖；氣井；壓裂(巖石)；生產特征；動態儲量；預測圖版；蘇里格氣田
    低滲透致密氣藏資源潛力巨大，已成為天然氣增儲上產的熱點之一。由于微觀孔隙結構復雜、非均質性強、有效砂體連通性差等特點，低滲透致密氣藏的滲流機理與常規中高滲氣藏有明顯不同，其壓裂氣井在產能測試中由于受測試時間限制，很難達到擬穩定滲流狀態，因而在氣藏開發早期難以準確求得氣井的井控動態儲量和泄流面積，給氣田開發方案的合理制訂帶來很大挑戰，近年來受到石油工作者的關注[1～5]。
1 壓裂氣井的生產特征
    由于儲層致密，自然產能低，低滲透致密氣藏必須進行人工水力壓裂才能投產，其氣井的生產特征與常規中高滲氣井有明顯不同。表現為：①早期產量和油套壓隨生產時間快速下降，后期下降速度逐漸變緩；②早期單位套壓降產氣量低，隨著開采時間延長，單位套壓降產氣量逐漸增加；③氣井有很長一段低壓、低產開采期。
    低滲透致密壓裂氣井之所以表現出這些生產特征，受控于滲流因素。決定氣井產能的3個滲流要素為：地層系數、生產壓差、完井質量。首先，地層系數是3個因素中最重要的、起決定作用的因素，對于低滲透致密氣藏來說，地層系數很低，這也決定了其氣井的自然產能很低。通過人工措施(如壓裂、酸化)改善機械表皮系數(S)之后，低滲透氣井的產能會大大提高，然而這種高產水平并不能持久，隨著生產時間增長，人工壓裂(酸化)裂縫的導流能力逐漸下降，同時近井地帶的地層壓力也會持續下降，由此導致低滲透致密壓裂氣井在生產初期表現出產量和壓力隨時間持續下降的特點。隨著氣井外圍儲層持續緩慢供氣，氣井的產量和壓力會緩慢趨于穩定，長時間地保持低壓低產狀態，表現為單位套壓降產氣量隨生產時間增加的特點。
    從以上分析可以知低滲透致密壓裂氣井的不穩定生產時間很長，在短期內很難達到擬穩定滲流狀態。而在現場一般考慮減少測試時間、降低測試費用及避免資源浪費等因素，實際測試時間很短，很難滿足試井要求，因而通過短期試井或試采數據反映的只是近井地帶有限范圍內的氣藏特征，不代表氣井所控制的整個氣藏的特點。
   現代氣井生產動態分析技術把不穩定試井的原理應用到日常生產數據的分析中，在傳統產量遞減分析技術的基礎上，通過對壓力、產量和時間函數進行相應的變換，建立典型圖版，實現了不關井條件下利用豐富的日常生產數據對氣井的滲流特征、井控儲量、泄流面積等進行定量評價的目的[6～8]。Matter L將以上現代生產動態分析理論編制成FAST.RTA軟件，得到了較廣泛的應用。
蘇里格氣田是典型的低滲透致密砂巖氣藏，筆者采用FAST.RTA軟件對蘇里格氣田的多口氣井進行跟蹤分析，發現氣井的井控動態儲量和泄流面積是隨生產時間動態變化的。其中S14區塊加密井組的分析結果為：從投產日到2009年2月6日，平均井控動態儲量為1698×104m3，平均單井等效泄流半徑為176m；從投產日到2009年6月5日，平均井控動態儲量為1867×104m3，平均單井等效泄流半徑為191m。圖1列出了S14區塊加密井組不同生產時間段氣井的井控動態儲量圖，氣泡的大小代表井控動態儲量的相對大小，不同顏色表示氣井的投產時間不同。
 

    單井的井控動態儲量和泄流面積均隨生產時間發生動態變化—這使得氣井動態分析的工作量變得非常巨大，因為每更新一次生產數據，就需要進行新的動態分析，而低滲透致密氣藏一般采用密井網小井距開發，氣井數量非常多。除了工作量之外，另外，利用目前生產數據進行動態分析得到的僅僅是目前氣井所控制的儲量和面積，而更關心的是最終氣井所控制的儲量和面積。為此，利用先期投產區塊多口典型氣井的生產數據建立了井控動態儲量預測圖版。
2 壓裂氣井動態儲量預測圖版的建立
S6區塊是蘇里格氣田最早投產的區塊，其地質條件與蘇里格氣田其他區塊相似，氣井的生產動態也基本相似。S6區塊第一批生產井于2002年投產，生產期已超過7a，氣井的滲流邊界已達到或接近真實的氣藏邊界，處于低壓低產中后期。在實際生產中，絕大部分氣井只進行了井口油套壓和產量的監測，對氣井的生產數據進行分析，發現氣井的單位套壓降采氣量(Gp/△pc2)隨生產時間動態變化，兩者之間呈良好的二次多項式關系，相關系數大于0.96。即
 
    對S6區塊18口典型氣井的Gp/△pc2與t擬合關系式進行分類整理，歸納得到3類典型氣井的Gp/△pc2-t的關系圖版(圖2)。
 

    氣井在各生產階段的單位套壓降產氣量的變化規律直接反映了氣井井控動態儲量隨生產時間變化的規律。采用FAST.RTA軟件對這些氣井進行動態分析，求得不同生產時間的井控動態儲量(Gt)，發現Gt-t與Gt/△pc2-t有相同的變化規律，Gt在早期隨生產時間t增加而快速增大，后期逐漸趨緩變平，兩者之間呈良好的二次多項式關系；當Gt不再隨生產時間增大時，可認為已達到了最大井控動態儲量，記為Gt歸納這些氣井的Gt/G-t關系，可得到3類典型氣井井控動態儲量隨生產時間變化的關系圖版。在研究過程中發現氣井的生產制度對井控動態儲量的變化規律有較大影響，氣井初始配產越高，其初始階段的井控動態儲量和泄流面積越小。蘇里格早期投產井大部分未安裝井下節流器，初始配產較高，而近年來投產的氣井普遍采用了井下節流技術，初始配產較低(圖3)。
 

    對于其他低滲透致密氣田或區塊，如果地質條件和生產制度存在較大差異，可以利用生產時間較長的氣井進行動態分析，按上面同樣的方法建立各自適用的Gt/G-t圖版。
3 圖版應用
    對于新投產井，利用Gp/△pc2-t和Gt/G-t這2個圖版可以方便地根據氣井早期的生產數據來定量預測未來的井控動態儲量，進而求出相應的泄流面積。
J2和J7是S14井組不同時間投產的生產井，基本數據如表1所示。首先根據氣井的生產時間及當前單位套壓降產氣量查對Gp/△pc2-t圖版(圖2)，可初步判斷蘇J2為Ⅲ類井，J7為Ⅱ類井；然后采用FAST.RTA軟件對氣井進行動態分析，可得到氣井的當前井控動態儲量Gt和等效泄流半徑(Rt)；再根據井型和生產時間查對Gt/G-t圖版(圖3-b)，得到2口井的Gt/G值分別為48%和60%，由此可求出最終井控動態儲量(G)和最終等效泄流半徑(R)。
 

    圖4是根據圖版預測得到的S14加密井組最終井控動態儲量泡泡圖，可以看出它與生產早期的動態分析結果(圖2)相比有很大差異。生產至廢棄時，S14加密井組的平均最終井控動態儲量為2920×104m3(最終可采出氣量為2480×104～2630×104m3)，平均最終泄流面積為0.206km2，由于儲層具有較強的非均質性。因此各單井的最終井控儲量和泄流面積之間存在較大的差異。
 

    圖5是S14加密井組的單井泄流面積累積頻率圖，可知80%以上氣井的泄流面積小于0.24km2，95%以上氣井的泄流面積小于0.48km2，可推算出當井排距為400m×600m時，發生井間干擾的概率為7%～22%，而當井排距為600m×800m時，發生井間干擾的概率小于5%。
 

    由以上數據可分析得到：對于S14區塊，設計井距為500～600m、排距為600～800m時，能夠實現較高的井控程度(45%～70%)以及較低的井間干擾概率(小于15%)，能保證獲得理想的采收率并合理控制投資成本，此結果對蘇里格氣田其他新開發區塊具有重要的借鑒意義。
4 結論
    1) 低滲透致密壓裂氣井生產特征明顯不同于常規氣井，表現為單位套壓降采氣量、井控動態儲量、泄流范圍隨生產時間動態變化的特點，因而在進行動態分析時需要考慮時間因素。
    2) 根據本文所述方法建立的井控動態儲量預測圖版，能夠依據氣井早期的生產數據有效預測井控儲量和泄流面積隨生產時間的動態變化規律，對氣田的建產規模和合理井網井距具有前瞻性的指導意義。此方法利用日常生產數據進行動態分析，降低了測試成本，避免了資源浪費，具有良好的應用前景。
符號說明
    t為有效開井生產時間，d；Gp為t時刻的累計產氣量，104m3；△pc2為t時刻的套壓下降量，△pc2=△pci2-pct2，MPa2；pci為氣井投產前的初始套壓，MPa；pct為t時刻的套壓，MPa；Gt為當前井控動態儲量，104m3；Rr為當前等效泄流半徑，m；G為預測最終井控動態儲量，104m3；R為預測最終等效泄流半徑，m。
參考文獻
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(本文作者：羅瑞蘭1，2 雷群2 范繼武3 劉劍飛4 1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院；3.中國石油長慶油田公司蘇里格研究中心；4.中國石油新疆油田公司準東采油廠)