多层合采气田层间采收率及影响因素
——以靖边气田A井区为例

2018-12-19 08:11任茜莹代金友王永林赵正军穆中奇
石油地质与工程 2018年6期
关键词:马五靖边小层

任茜莹,代金友,代 恒,王永林,赵正军,穆中奇

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂)

我国气田以多层叠合气田为主,开发的最大特点是多层合采,如苏里格气田、靖边气田、长岭气田、须家河气田、涩北气田[1-5]等。多层合采必然引发层间干扰,导致层间动用不均衡[6],并造成层间采收率差异。落实合采小层采收率状况、明确小层采收率影响因素对气田均衡开采、调整挖潜和提高采收率具有重要意义。本文以靖边气田A井区为例,采用动储量分析法及相关分析技术研究了层间采收率,分析了影响层间采收率的主要地质因素。

1 井区概况

A井区位于靖边气田中部,是靖边气田的主力产气区,采用一套井网多层合采方式开发。井区面积804 km2,地质储量395.1×108m3,区内共有气井100口,单井控制半径1.6 km。A井区主要含气层为马家沟组五段顶部风化壳储层,由上到下发育马五、马五12、马五、马五、马五、马五、马五、马五8个气层。气层平均孔隙度5.5%、渗透率0.29×3μm2、含气饱和度75.7%,整体属于特低孔-超低渗气田。

自1998年开采以来,A井区累计产气135.9×108m3,累计产水24.4×104m3,地质储量采出程度34.4%。开采过程中地层压力下降明显,井区平均油压由25 MPa下降到5.2 MPa,下降了80%;平均套压由25 MPa下降到7.2 MPa,下降了70%。目前,A井区平均日产气149.9×104m3,日产水36.8 m3,开井数70口(图1)。

2 层间采收率标定

采用产量不稳定法计算动储量。该方法是在引入拟等效时间将变压力(或变产量)生产数据等效为恒压力(或恒流量)数据基础上,利用气井生产历史数据与典型图版进行拟合,进而计算可动储量的新方法。该方法建立在常规的生产动态资料之上(井口产量、压力),在很大程度上能够适应气井工作制度不稳定的情况,对地层压力测试点的依赖程度也相对较低,对低渗非均质气田具有较大优势[7]。

动储量分析法进行层间采收率标定过程如下:①采用容积法进行小层地质储量计算;②采用产量不稳定法计算动储量[8];③在动储量确定的基础上,现场一般取动储量的一定系数比例(经验值)作为可采储量;综合考虑靖边气田废弃条件和经济技术指标,靖边气田这一比例系数为90%,即可采储量=动储量×90%;④在确定可采储量后,可采储量与地质储量比值即为采收率。

按照上述思路统计相关小层数据可以看出,A井区地质储量、动储量在各小层分布不均衡,其中,马 五小层地质储量和动储量最高(表1)。

图1 A井区生产曲线

3 层间采收率影响因素

气田采收率影响因素较多,主要包括储层地质和开发两个方面,其中储层地质方面差异是影响采收率的根本。为此分别统计层间孔隙度、渗透率、有效厚度、含气饱和度、地层系数等参数来分析地质因素对采收率的影响(表2)。

表1 A井区小层采收率

表2 A井区合采小层参数统计

由表2可以看出,A井区层间物性、含气性及气层厚度差异较大,这可能是导致层间采收率整体呈现一高多低格局的根本原因。为此,分析了采收率与上述参数的相关性(图2)。A井区层间采收率影响因素由大到小排序为:渗透率(指数、复相关系数0.939 9)、地层系数(幂指数、复相关系数0.894 3)、孔隙度(指数、复相关系数0.838 8)、有效厚度(线性、复相关系数0.369 4)、含气饱和度(幂指数、复相关系数0.328 9)。因此,小层采收率与有效厚度、含气饱和度关系不密切,而主要受控于储层物性、尤其是渗透率。从上述分析不难发现,小层渗透率越低、采收率越低(图2b)。因此,对多层合采气田应重视合采层中地质储量基础较好的低渗层的挖潜,如靖边气田马五、马五、马五、马五、马五等5个小层渗透率相对较低、采收率较低。而地质储量基础较好的储层,可作为后期调整挖潜的主要对象。

图2 A井区小层采收率与影响因素拟合关系

4 结论及认识

(1)靖边气田多层合采条件下层间动用极不均衡,层间采收率呈现一高多低的格局,马五采收率最高,其它小层采收率普遍较低。分析结果表明,层间采收率显著受控于储层物性、尤其是渗透率。

(2)多层合采气田层间物性、尤其是渗透率差异越大,则小层采收率差异越大。对于多层合采气田应重视地质储量基础较好的低渗层挖潜。靖边气田马等5个小层可作为后期调整挖潜的主要对象。

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