張 楠

(中國石油長城鉆探工程有限公司 地質(zhì)研究院，遼寧 盤錦 124010)

0 引言

蘇里格氣田是我國典型的低孔、低滲、低豐度的致密砂巖氣藏，蘇53區(qū)塊位于蘇里格西北部，2010年起同時在石盒子組盒8段和山西組山1段實施水平井整體開發(fā)，采用1 200 m×600 m不規(guī)則菱形面積井網(wǎng)、區(qū)域接替的開發(fā)方式[1-5]。截至2019年底，區(qū)塊共部署井位474口，累計投產(chǎn)氣井259口，其中直井41口，水平井209口，側(cè)鉆水平井9口，累計產(chǎn)氣136.57×108m3，階段采出程度20.1%[6-8]。

隨著區(qū)塊投產(chǎn)井數(shù)及生產(chǎn)時間的不斷增加，日常的動態(tài)分析工作量將會變得非常繁雜且巨大[9-15]，因此，非常有必要對水平井進行歸類分析并總結(jié)其生產(chǎn)規(guī)律。該文以蘇53區(qū)塊已投產(chǎn)的209口水平井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，依據(jù)蘇里格最新的動態(tài)分類標準[16]，從生產(chǎn)特征、動儲量、累產(chǎn)氣、遞減率、采收率和動態(tài)產(chǎn)能方面將水平井重新進行歸類，詳細論述了其分析方法及流程，并對各類水平井的開發(fā)指標進行了詳盡評價。

1 生產(chǎn)特征

截至目前，蘇53區(qū)塊共投產(chǎn)水平井209口，按照蘇里格氣田水平井分類新標準(見表1)，其中Ⅰ類井52口，Ⅱ類井113口，Ⅲ類井44口，Ⅰ+Ⅱ類井比例為78.9%，其產(chǎn)量貢獻比達92.6%。

表1 蘇里格氣田水平井分類新標準Table 1 New classification criteria of horizontal wells in Sulige gas field

具體而言，Ⅰ類井共52口，占總井數(shù)的24.9%；初期產(chǎn)量13.39×104m3/d，前3年井均日產(chǎn)氣7.8×104m3/d，目前井均累產(chǎn)氣11 812×104m3；初期套壓20.61 MPa，第1年壓降速率較快，為0.029 MPa/d，后期壓降逐步平穩(wěn)，壓降速率0.002 MPa/d，該類水平井生產(chǎn)效果好，預(yù)測累產(chǎn)氣14 000×104m3。Ⅱ類井共113口，占總井數(shù)的54.1%；初期產(chǎn)量9.34×104m3/d，前3年井均日產(chǎn)氣4.5×104m3/d，目前井均累產(chǎn)氣5 019×104m3；初期套壓17.66 MPa，第1年壓降速率較快，為0.029 MPa/d，后期壓降逐步平穩(wěn)，壓降速率0.001 MPa/d，該類水平井生產(chǎn)效果較好，預(yù)測累產(chǎn)氣7 500×104m3。Ⅲ類井共44口，占總井數(shù)的21.0%；初期產(chǎn)量6.46×104m3/d，前3年井均日產(chǎn)氣2.4×104m3/d，目前井均累產(chǎn)氣2 214×104m3；初期套壓14.75 MPa，第1年壓降速率較快，為0.025 MPa/d，第2年起壓降逐步平穩(wěn)，后期壓降速率0.001 MPa/d，該類水平井生產(chǎn)效果較差，預(yù)測累產(chǎn)氣4 200×104m3。分類對比如圖1、圖2所示。

圖1 蘇53區(qū)塊分類水平井日產(chǎn)氣對比圖Fig.1 Comparison of daily gas production of classified horizontal wells in Su 53 block

圖2 蘇53區(qū)塊分類水平井壓力對比圖Fig.2 Pressure comparison of classified horizontal wells in Su 53 block

2 動儲量

由于蘇53區(qū)塊大部分氣井均采用井下節(jié)流器控制生產(chǎn)，日常動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)中只有井口產(chǎn)量和套壓是連續(xù)且完整的，因此，一般利用流動物質(zhì)平衡法來計算各類水平井的動儲量，其原理是:根據(jù)達西滲流理論，壓力波到達邊界以后，氣體滲流便進入擬穩(wěn)定或穩(wěn)定狀態(tài)，泄流區(qū)域內(nèi)各點壓降速度基本相同并等于某一常數(shù)，此時可視地層壓力的壓降速率與井底流壓或井口套壓的壓降速率是相等的；先作井口套壓與累產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線，然后再過原始地層壓力點作關(guān)系曲線的平行線，與橫軸的交點即為動態(tài)儲量[17]。采用該方法預(yù)測蘇53區(qū)塊Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類水平井的平均單井動儲量分別為16 500×104m3，9 200×104m3，5 600×104m3，如圖3～圖5所示，加權(quán)動儲量為10 000×104m3。從各類水平井的投產(chǎn)時間來看，Ⅰ類水平井集中分布于2013年之前的建產(chǎn)期，那時井位部署基本位于區(qū)塊儲層物性最好的富集區(qū)，因此單井的控制儲量及動儲量均較大；2014年之后的穩(wěn)產(chǎn)期，開發(fā)區(qū)域的儲層品質(zhì)逐漸變差，Ⅱ，Ⅲ類水平井比例隨之升高，其單井控制儲量及動儲量也相應(yīng)減小。

圖3 Ⅰ類水平井動儲量預(yù)測圖Fig.3 Dynamic reserve forecast of typeⅠhorizontal well

圖4 Ⅱ類水平井動儲量預(yù)測圖Fig.4 Dynamic reserve forecast of type Ⅱ horizontal well

圖5 Ⅲ類水平井動儲量預(yù)測圖Fig.5 Dynamic reserve forecast of type Ⅲ horizontal well

3 累產(chǎn)氣

根據(jù)時間拉齊的水平井產(chǎn)量遞減趨勢，先做日產(chǎn)氣-累產(chǎn)氣的相關(guān)曲線，再利用OFM軟件對其進行擬合及預(yù)測，氣井停產(chǎn)條件為日產(chǎn)氣1 000 m3/d。該方法預(yù)測蘇53區(qū)塊Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類水平井的平均單井累產(chǎn)氣分別為14 000×104m3，7 500×104m3，4 200×104m3，如圖6～圖8所示，加權(quán)累產(chǎn)氣為8 400×104m3。對比水平井累產(chǎn)氣5 000×104m3的盈虧平衡點，Ⅰ類水平井井均可多產(chǎn)氣9 000×104m3，盈利6 750萬元，開發(fā)效益非常好；Ⅱ類水平井井均可多產(chǎn)氣2 500×104m3，盈利1 875萬元，開發(fā)效益良好；Ⅲ類水平井井均少產(chǎn)氣800×104m3，虧損600萬元，開發(fā)效益較差。

圖6 Ⅰ類水平井累產(chǎn)氣預(yù)測圖Fig.6 Forecast of cumulative gas production for typeⅠhorizontal well

圖7 Ⅱ類水平井累產(chǎn)氣預(yù)測圖Fig.7 Forecast of cumulative gas production for type Ⅱ horizontal well

圖8 Ⅲ類水平井累產(chǎn)氣預(yù)測圖Fig.8 Forecast of cumulative gas production for type Ⅲ horizontal well

4 遞減率

從前面的水平井生產(chǎn)曲線可以看出，氣井開井生產(chǎn)即遞減，不存在穩(wěn)產(chǎn)期，在生產(chǎn)過程中壓力、產(chǎn)量變化均呈現(xiàn)出明顯的兩段式特征。早期壓降、產(chǎn)量下降速度均較快，該階段處于不穩(wěn)定早期，主要以壓裂裂縫線性流為主，壓降速率大，產(chǎn)量下降快；壓力波傳到邊界后流體滲流進入擬穩(wěn)定及穩(wěn)定狀態(tài)，主要以基質(zhì)+裂縫、基質(zhì)+井筒非線性流為主，套壓、產(chǎn)量下降速度均有所減緩?；谒骄债a(chǎn)氣曲線，運用Arps遞減分析方法，計算氣井遞減指數(shù)，判斷遞減類型，評價遞減規(guī)律。

結(jié)果表明，對于單井而言，3%氣井遞減指數(shù)為0，屬于指數(shù)遞減；97%氣井遞減指數(shù)為0～1，屬于雙曲遞減，其中81%氣井遞減指數(shù)為0.4～0.6，平均0.5，符合衰竭遞減，分析認為單井產(chǎn)量符合衰竭式遞減特征。對于時間拉齊的Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類水平井產(chǎn)量曲線，遞減趨勢基本相同，初期遞減快，后期逐步減緩，遞減速率依次增大，以Ⅲ類井最為突出；Ⅰ類水平井初期遞減率為38.3%，前3年平均遞減率為33.0%，Ⅱ類水平井初期遞減率為46.9%，前3年平均遞減率為39.6%，Ⅲ類水平井初期遞減率為55.9%，前3年平均遞減率為42.5%，如圖9所示。

圖9 蘇53區(qū)塊分類水平井遞減率變化圖Fig.9 Variation of reduction rate forclassified horizontal wells in Su 53 block

5 采收率

為研究各類水平井的采收率指標，基于區(qū)塊儲層靜態(tài)分類，在74，78，66排選取了3個小區(qū)域分別代表I，II，III類儲層，如圖10所示，儲層靜態(tài)分類與生產(chǎn)動態(tài)分類一一對應(yīng)，通過擬合及預(yù)測其投產(chǎn)水平井的生產(chǎn)情況，對比分析各類水平井在主力層位的采收率。

圖10 蘇53區(qū)塊各類儲層代表圖Fig.10 Representative of various reservoirs in Su 53 block

數(shù)值模擬結(jié)果如圖11～圖13所示。I類區(qū)域4～7小層地質(zhì)儲量19.8×108m3，預(yù)測10口水平井總產(chǎn)氣14.1×108m3，井均累產(chǎn)氣1.4×108m3，動態(tài)屬于I類井，區(qū)域主力層位采收率為71.0%，開發(fā)效果很好。II類區(qū)域4～7小層地質(zhì)儲量10.02×108m3，預(yù)測8口水平井總產(chǎn)氣6.03×108m3，井均累產(chǎn)氣0.76×108m3，動態(tài)屬于II類井，區(qū)域主力層位采收率為60.3%，開發(fā)效果較好，但也存在一定的挖潛空間。III類區(qū)域4～7小層地質(zhì)儲量7.1×108m3，預(yù)測9口水平井總產(chǎn)氣3.82×108m3，井均累產(chǎn)氣0.42×108m3，動態(tài)屬于III類井，區(qū)域主力層位采收率為53.8%，開發(fā)效果較差，后期具備較大的增產(chǎn)潛力。加權(quán)起來，蘇53區(qū)塊水平井在4～7小層主力層位的氣藏采收率約為61.6%。

圖11 蘇53區(qū)塊Ⅰ類儲層區(qū)域生產(chǎn)預(yù)測圖Fig.11 Production forecast of type I reservoir area in Su 53 block

圖12 蘇53區(qū)塊Ⅱ類儲層區(qū)域生產(chǎn)預(yù)測圖Fig.12 Production forecast of typeⅡ reservoir area in Su 53 block

圖13 蘇53區(qū)塊Ⅲ類儲層區(qū)域生產(chǎn)預(yù)測圖Fig.13 Production forecast of typeⅢ reservoir area in Su 53 block

6 動態(tài)產(chǎn)能

眾所周知，欲求取氣井某一時刻的無阻流量，首先必須要知道該井此時的地層壓力，但在蘇53區(qū)塊的生產(chǎn)實踐中，不可能做到時時監(jiān)測單井的地層壓力，而生產(chǎn)數(shù)據(jù)中只有井口套壓是連續(xù)且完整的，因此，只能從套壓出發(fā)去尋找相關(guān)規(guī)律。首先，從圖14區(qū)塊典型水平井的壓力對比曲線圖可以看出，井口套壓、井底流壓、地層壓力三者之間具有比較相似的變化趨勢(地層壓力、井底流壓可利用數(shù)值模擬軟件由井口套壓結(jié)合實測點校正求取[18])，都有初期遞減快、后期逐漸變緩的遞減趨勢；于是，基于已求取的近百口水平井地層壓力數(shù)據(jù)，可以嘗試通過定量描述井口套壓與地層壓力之間的相互轉(zhuǎn)換，最終建立起井口套壓與無阻流量在任意生產(chǎn)時刻的直接對應(yīng)關(guān)系。

圖14 蘇53區(qū)塊典型水平井壓力對比曲線圖Fig.14 Pressure contrast curves oftypical horizontal well in Su 53 block

通過繪制地層壓力、井口套壓二者之間的差值曲線，顯而易見，水平井生產(chǎn)時間超過100 d后，二者差值逐漸減小，且具有良好的趨勢性；分析認為，水平井初期產(chǎn)量一般較大，套壓相應(yīng)下降較快，導(dǎo)致壓力差值短期有所增大，產(chǎn)量穩(wěn)定后其壓力差值也相應(yīng)緩慢減小。因此，先歸納出地層壓力與井口套壓之間的擬合關(guān)系，再繪制各類水平井無阻流量與井口套壓、生產(chǎn)時間的直接對應(yīng)圖版，如圖15～圖17所示。由此，只需給定一組水平井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)(日產(chǎn)氣量、井口套壓、累計生產(chǎn)時間)，便可直接在圖版上讀取相應(yīng)的無阻流量，從而真正地實現(xiàn)水平井產(chǎn)能評價的直觀化和動態(tài)化。結(jié)合國內(nèi)外氣田開發(fā)實踐，通過比較日產(chǎn)氣量和無阻流量的1/4～1/3值，便可初步評價水平井目前的配產(chǎn)情況，認為日產(chǎn)氣量小于無阻流量1/4值為偏小，日產(chǎn)氣量大于無阻流量1/3值為偏大，日產(chǎn)氣量介于二者之間為合理。詳細操作說明如下:假設(shè)A井為I類水平井，目前已生產(chǎn)1 000 d，井口套壓為6.0 MPa，日產(chǎn)氣量為4.5×104m3/d；先根據(jù)橫坐標1000 d，縱坐標6.0 MPa，在圖版的下部組合中確定該點落在中間的深藍色曲線上；然后，橫坐標1 000 d保持不變，在圖版的上部組合中確定同樣顏色的深藍色曲線，其對應(yīng)的縱坐標無阻流量為15×104m3/d，該值便是A井目前的無阻流量。運用此動態(tài)產(chǎn)能評價圖版，對區(qū)塊近5年投產(chǎn)的84口水平井目前生產(chǎn)情況進行了初步評價，認為配產(chǎn)合理井共55口，偏大井共18口，偏小井共11口。

圖15 Ⅰ類水平井動態(tài)產(chǎn)能評價圖版Fig.15 Dynamic production evaluation plate of typeⅠhorizontal well

圖16 Ⅱ類水平井動態(tài)產(chǎn)能評價圖版Fig.16 Dynamic production evaluation plate of typeⅡ horizontal well

圖17 Ⅲ類水平井動態(tài)產(chǎn)能評價圖版Fig.17 Dynamic production evaluation plate of typeⅢ horizontal well

7 結(jié)論

1)分類評價結(jié)果顯示，Ⅰ類水平井52口，前3年日產(chǎn)氣7.8×104m3/d，動儲量16 500×104m3，累產(chǎn)氣14 000×104m3，前3年遞減率33.0%，主力層位采收率71.0%，單井可盈利6 750萬元，開發(fā)效果很好。

2)Ⅱ類水平井113口，前3年水平井日產(chǎn)氣4.5×104m3/d，動儲量9 200×104m3，累產(chǎn)氣7 500×104m3，前3年遞減率39.6%，主力層位采收率60.3%，單井可盈利1 875萬元，開發(fā)效果較好。

3)Ⅲ類水平井44口，前3年水平井日產(chǎn)氣2.4×104m3/d，動儲量5 600×104m3，累產(chǎn)氣4 200×104m3，前3年遞減率42.5%，主力層位采收率53.8%，單井預(yù)計虧損600萬元，開發(fā)效果較差，具備較大的增產(chǎn)潛力。

4)利用井口套壓與地層壓力的擬合關(guān)系，通過繪制相應(yīng)的產(chǎn)能評價圖版，初步評價了84口水平井的配產(chǎn)情況，實現(xiàn)了產(chǎn)能評價的動態(tài)化和簡便化。