鄂爾多斯盆地延長氣田致密砂巖氣產能及壓降預測研究

劉寶平，薛 波，崔宏俊，嚴云奎，林 進，郭向東，吳小斌.

(1.延長石油油氣勘探公司采氣一廠，陜西延安 716000；2.延安大學石油工程與環境工程學院，陜西延安 716000；3.延長石油油氣勘探公司，陜西延安 716000)

0 引言

鄂爾多斯盆地早期的天然氣勘探主要集中在盆地的北部，發現了蘇里格、榆林、子洲、米脂和大牛地等大氣田。經十多年的勘探，在盆地東南部的延長探區延氣2井、延128等盒8段、山2段、本溪等層段試氣大多獲工業氣流。隨著盆地上古非常規氣藏成藏機理研究的深入，原來被認為屬于常規氣藏里品質較差的一類低滲-特低滲巖性氣藏，眾多資料表明該氣田應屬于局部發育甜點的非常規致密砂巖氣藏范疇。

延長氣田采氣一廠目前已開發區塊包括延145-延氣2-延145井區，3井區位于陜西省延安市延長縣和寶塔區境內，北起延川文安驛鎮、南至寶塔區臨鎮，形狀近“L”形。其中的延氣2、延128兩個井區是我廠最先全面投產的區塊，延氣2-延128井區第一批投產的116口高壓集輸井稱之為先導試驗區，延氣2-延128井區先導試驗區開發方案于2012年2月通過評審，2012年4月投產運行，動用儲量1 060億方。延氣2-延128先導試驗區共建設集氣站13座，其中延氣2井區建設集氣站9座，延128井區建設集氣站4座，建成年產能20億方。先導試驗區投產井數共計116口，其中延氣2井區70口，延128井區46口，所有氣井均為高壓集輸井。

然而與北部氣田對比研究表明：延長氣田在物源、沉積微相、水下河道變遷演化、巖石學、儲氣空間、物性差異、成巖特征及成巖階段具有高度的可對比相似性[1-3]。致密砂巖氣藏典型生產曲線是非常規天然氣產能預測的重要因素，一般具有三段生產特征[4]，在經濟極限內的累積產量主要取決于儲層的巖性和物性；同種巖性儲層，物性越好，累積產量越高。

但是，在同等類似開發地質、施工方案參數條件下，延長氣田整體單井產能偏低；即使在同一井區內、同一砂體上，每一口井的產能也差異很大。考慮到儲層本身質量差異及實際施工情況外，如何科學評價致密砂巖氣井產能、如何合理配產、穩壓穩產[5]是擺在氣田開發者面前的一個科學問題、現實問題。

氣井產能即氣井所具有的生產能力，是氣田開發中最關鍵指標之一，一般生產現場常以無阻流量作為來衡量產能高低的參數之一。針對常規氣藏的產能評價，氣井產能常通過產能測試并建立產能方程來求取，常用氣井產能方程有二項式產能方程及一點法產能方程[6-9]。二項式產能方程的建立，常依靠系統產能測試(即系統試井或常規回壓試井)。該方法需要一定的作業成本和時間支出，對多數氣井來說不易實現，故在生產上最常用一點法產能測試。考慮到各個氣井地層壓力及物性有所不同，一點法產能方程參數α也不相同，所以在一點法產能測試中對于參數α的求取是產能評價是否準確的關鍵因素。

本文首先考慮到延長氣藏在開發早期在紊態流、地層無污染的情況下，在理論上從二項式產能方程出發，推導出一點法產能方程及其關鍵參數α表達式，建立了二項式產能公式中A、B值與參數α的聯系。結合近年來生產動態，分析了延長氣田產能及壓降趨勢，從而為鄂爾多斯盆地延長氣田高效開發穩產提供一個新思路、新方法。

1 一點法產能方程與二項式產能方程關系

氣井壓力平方產能方程為：

(1)

(1)式中系數A、B為：

(2)

(3)

(1)式至(3)式中，pR與pwf分別為地層壓力與井底流壓(MPa)；qsc為氣井產量(m3/d)；μ為氣體粘度(10-3Pa·s)；Z為氣體偏差系數；T為地層溫度(K)；h為地層厚度(m)；k為儲層滲透率(10-3μm2)；re與rw分別為井控半徑與井筒半徑(m)；γg為氣體相對密度。

(3)式中β為紊流系數：

(4)當井底壓力為1個大氣壓時，得到氣井無阻流量(忽略1個大氣壓的平方)：

(4)

(5)式中，qAOF為氣井無阻流量(m3/d)。

(1)式與(5)式相除有：

(5)

令：

(6)

(7)

(8)

得到：

(9)

(9)式即為一點法產能方程通式，從以上推導過程看到，一點法產能方程是二項式產能方程的另一種表達形式。一點法產能測試可以得到氣井產量qsc、對應井底流壓pwf以及測試時氣井平均地層壓力pR，一點法產能方程參數α是未知數，所以，對某個具體氣田，求得參數α是建立其一點法產能方程的關鍵。陳元千一點法產能方程[10]參數α為0.25, 大牛地氣田參數α取值[11]0.64，吐哈丘東氣田參數α取值[12]0.87，長慶氣田一些區域α參數取值[13]0.74，不同氣田參數α一般不同，且有時相差較大。

2 延長氣田延氣2-延128井區一點法產能方程

對(7)式取倒數：

(10)

由壓力平方二項式產能方程直接得到的氣井無阻流量為：

(11)

(11)式代入(10)式得到：

(12)

(12)式表明，隨地層壓力的減小(同時考慮系數A與B隨地層壓力變化而變化)參數α是增大的，關于這一點，下文中表2以實例進行了闡述。

延氣2-延128井區主力層位為山西組，部分氣井射開盒8段與本溪組，井區進行過系統產能測試并有二項式產能方程的氣井較少，對于該井區一點法參數α的確定，選取8口具有二項式產能方程的氣井(見表1)來進行回歸計算，回歸過程分兩步。

第一步，根據表1給出的氣井二項式產能方程，只考慮氣體屬性隨地層壓力變化而變化(氣體粘度及氣體偏差系數與地層壓力關系，見圖1)，通過(2)式與(3)式計算給定地層壓力情況下系數A與B，并根據(12)式計算出對應的參數α值(以S204井為例，見表2)。

表1 井區8口氣井系統產能測試情況及壓力平方產能方程與無阻流量Table 1 productivity test and pressure square productivity equation and open flow capacity of 8 gas well systems in well area

圖1 氣體粘度及氣體偏差系數與地層壓力關系Fig.1 Relationship between gas viscosity and gas deviation coefficient and formation pressure

表2 S204井不同地層壓力時一點法參數α值Table 2 the single point parameter alpha value of S204 well under different formation pressure

第二步，計算出以上8口氣井在給定地層壓力時參數α值，對每一地層壓力時8口氣井的α值取平均(見表3)，回歸α平均值與地層壓力關系(見圖2)。

表3 井區8口氣井不同地層壓力時參數α及其平均值Table 3 the parameter alpha and average value of different formation pressure in 8 wells in well area

圖2 井區8口氣井參數α平均值與地層壓力關系曲線Fig.2 Relationship between the average value of the parameters of 8 gas wells and formation pressure in well area

圖2中，回歸得到的延氣2-延128井區一點法參數α與地層壓力關系為：

α=0.000 6p2-0.030 2p+1.0718

(13)

延氣2-延128井區主力氣層山西組初始平均地層壓力在20 MPa左右，由(13)式計算的一點法參數α在0.71左右，所以，延氣2-延128井區山西組初始狀態下一點法產能方程為：

(14)

需要指出的是，由于每口氣井投產時間及一點法產能測試時間的不同，地層壓力較初始地層壓力可能已經有所下降[14-15]，對具體一口氣井一點法參數α的取值，最好將測試所得地層壓力代入到(14)式中計算得到。

以S204井為例，理論分析得到其不同地層壓力時無阻流量，并以地層壓力21MPa時無阻流量為基準，計算了不同地層壓力時無阻流量下降率(見表4)。

表4 S204井不同地層壓力時無阻流量及其下降率Table 4 unobstructed flow rate and its descending rate of S204 well under different formation pressure

對延長氣田延氣2-延128井區氣井，無論是一點法產能測試還是系統產能測試，多數都發生在氣井試氣、試采階段，在氣井正式投入開發后，進行過產能測試以跟蹤氣井產能變化的氣井只在少數，因此，有必要對如何預測氣井產能變化進行研究。

從(11)式看到，氣井無阻流量與系數A、B及地層壓力有關，隨地層壓力下降，由于氣體屬性的變化會引起系數A與B的變化并對氣井無阻流量產生一定的影響，但實際上，氣井無阻流量變化主控因素是地層壓力本身，隨著地層壓力下降，氣井無阻流量是減小的。對于延氣2-延128井區氣井產能變化的預測，仍以上文提到的8口具有二項式產能方程的氣井為研究對象，分析其無阻流量變化與地層壓力關系，通過回歸的形式得到無阻流量下降率與地層壓力關系并推廣到全井區。

以對S204同樣的分析方法，計算上文中8口氣井不同地層壓力時無阻流量下降率(見表5)，對同一地層壓力時8口氣井的無阻流量下降率取平均，回歸該平均值與地層壓力關系(見圖3)以代表整個延氣2-延128井區氣井無阻流量下降率與地層壓力關系。

表5 井區8口氣井不同地層壓力時無阻流量下降率及其平均值Table 5 decline rate and mean value of unimpeded flow in 8 gas wells at different formation pressure in well area

圖3 井區8口氣井無阻流量下降率均值與地層壓力關系曲線Fig.3 the relationship between the mean value of the unimpeded flow rate and the formation pressure of 8 wells in well area

圖3中，回歸的延氣2-延128井區氣井無阻流量下降率與地層壓力關系為：

qd=-0.040 6p2-4.673 4p+115.62

(15)

(15)式中，qD為無阻流量下降率(%)。

表5中看到，盡管不同氣井二項式產能方程系數A、B值相差可能較大，但同一地層壓力時無阻流量下降率非常接近，這也說明了氣井無阻流量變化主要受地層壓力影響；另外，地層壓力由21 MPa下降至15 MPa，地層壓力下降28.6%的同時無阻流量平均下降了36.0%，地層壓力由21 MPa下降至9 MPa，地層壓力下降57.1%的同時無阻流量平均下降了71.0%，無阻流量遞減速度比地層壓力下降速度更快。

當一口氣井在地層壓力為p1時測得的無阻流量為qAOF1，那么，通過(15)式預測可知，當地層壓力為p2時其無阻流量qAOF2為：

(16)

3 延長氣田延氣2-延128井區氣井產能壓降變化預測

3.1 目前實測地層壓力情況

延氣2-延128先導試驗區典型高壓井歷年地層壓力實測數據及變化圖表明，所有井整體上地層壓力均呈逐年遞減趨勢。所有高壓井目前實測地層壓力變化范圍為：8.958 MPa～13.965 MPa，平均實測地層壓力為：12.3 MPa。目前延145-延氣2-延128井區全區地層壓力平均值為15.59 MPa，因此延氣2-延128先導試驗區高壓井的平均地層壓力明顯低于目前整個開發區的地層壓力。

3.2 井口油套壓情況

延氣2-延128先導試驗區116口高壓集輸氣井自2012年4月投產至今，井口壓力逐年下降，現將延氣2井區、延128井區高壓集輸井井口油套壓下降情況詳細分析如下：

延氣2井區先導試驗區高壓井投產初期油壓15.6 MPa，截止2018年6月底，自投產以來平均油壓壓降速度為0.003 5 MPa/d；投產初期套壓16.0 MPa，截止2018年6月底，自投產以來平均套壓壓降速度為0.003 3 MPa/d。

延128井區先導試驗區高壓井投產初期油壓17.34 MPa，截止2018年6月底，自投產以來平均油壓壓降速度為0.011 4 MPa/d；投產初期套壓17.7 MPa，截止2018年6月底，自投產以來平均套壓壓降速度為0.007 MPa/d。

圖4 先導試驗區典型高壓井歷年地層壓力實測數據(靜壓、壓恢)變化圖Fig.4 The measured data of the formation pressure (static pressure, pressure recovery) of typical high-pressure wells in the pilot test area over the years

圖5 延氣2井區先導試驗區高壓井綜合開發曲線Fig.5 The Comprehensive development curve of high pressure wells in the pilot test area of Yanqi 2

延氣2、延128井區高壓集輸井歷年井口油套壓統計顯示，先導試驗區經過幾年的持續開發，延氣2井區高壓井井口油壓由投產初期的15.6 MPa降為目前的7.83 MPa，延128井區高壓井井口油壓由投產初期的17.34 MPa降為目前的8 MPa。(注：①2018年目前先導試驗區高壓井油套壓整體與2017年末相比均有小幅度回升，原因是：由于冬季下游需氣量高，一直處于高配調峰階段，壓力下降較快，從4月份開始，下游需氣量較低，大部分都處于低配或者關井階段；②延氣2井區和延128井區從6月3日開始相繼進行了大規模停產檢修關井)。

圖6 延氣2井區高壓集輸井歷年年末套壓柱狀圖Fig.6 The Histogram of Year-end Nesting pressure over years of high pressure wells of Yanqi 2

4 結論

(1)本文提出參數α呈增大趨勢，α值隨地層壓力變化而變化；并且具有無阻流量遞減速度比地層壓力下降速度更快這一特性。

(2)通過回歸延長氣田延氣2-延128井區參數α與地層壓力關系，得出目標井區在初始地層壓力時參數α在0.71左右。

(3)運用研究的無阻流量遞減率與地層壓力關系，目標井區35口井的預測模擬計算結果與實際試氣結果吻合率為86.3%，說明該方法對延長氣田適用性較好。