致密砂岩气藏主要产气阶段渗流特征

李 陈，夏朝辉，汪 萍

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)



致密砂岩气藏主要产气阶段渗流特征

李 陈，夏朝辉，汪 萍

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

针对致密砂岩气藏渗透率极低，导致其渗流规律复杂的问题，以压裂直井非稳态渗流阶段的渗流特征为基础，运用渗流力学分析方法、叠加原理和渐进分析手段，得到分段压裂水平井非稳态时期水平井日产气量倒数与生产时间呈线性关系的产能方程及单井产能预测中“拐点”的判别方法。结合现场生产数据，验证了公式的正确性。研究成果表明，分段压裂水平井主要产气阶段渗流为非稳态渗流，为致密砂岩气藏现场开采的产能预测、“死气区”优化及单井控制储量优化提供理论基础。以西加盆地B气藏为例，研究成果使单井产能预测误差降低至1.74%。研究成果对致密砂岩气藏的开发策略及开发方案编制具有指导意义。

致密气藏；渗流特征；叠加原理；产能预测；西加盆地

0 引 言

致密砂岩气藏渗透率极低，其渗流规律研究主要围绕直井开展。随着开发技术的发展，分段压裂水平井已经成为开发致密砂岩气藏的主要井型，目前国内外针对致密砂岩气藏分段压裂水平井的渗流方程都是在常规气藏的方程上进行改进，主要考虑启动压力梯度和克林伯格效应，并没有针对致密砂岩气藏的渗流特点准确给出分段压裂水平井渗流规律的方程，而且提出的渗流方程缺乏实际生产数据的验证[1-6]。因此，为配合致密砂岩气藏开发生产，有必要针对致密砂岩气井生产过程中主要产气阶段的渗流特点进行分析[7-10]。

1 多级压裂水平井主要产气阶段等效渗流特征分析

结合达西流动公式、质量守恒方程、状态方程，井筒条件(无限导流裂缝直井以定井底流压或定产量生产)，边界条件(封闭边界)及初始条件，得到无因次拟压力和产量[2-4]：

(1)

(2)

式中：ψwD为直井井底拟压力；xeD为裂缝到外边界的无因次距离；tD为无因次时间；qfD为单条裂缝无因次日产气量；n表示需要累加的奇数；odd表示奇数。

主要产气阶段，由于时间比较小，可以近似为：

(3)

(4)

在致密气藏多段压裂水平井模型中，假设裂缝间距相同，每条裂缝的导流能力相同，2条裂缝之间的截面可以等效为封闭边界，水平井中每条裂缝流动相互独立互不影响，都是从基质到裂缝的渗流(图1)。压力在致密气藏中的传播速度很慢，可以假设外边界的压力恒定为原始地层压力pi，所以水平井井底拟压差Δψ也为常数。

由于每条裂缝的流动对于其他裂缝完全没有影响，可以根据每条裂缝的叠加来表示整个水平井的流动状态。假设裂缝的总条数为a，第j条裂缝的产量为qj，水平井的日产气量为q，则水平井日产气量方程为：

j=1，2，3，…a

(5)

图1 水平井多级压裂渗流示意图

在早期非稳态渗流阶段，设：

(6)

则：

(7)

式中：h为储层有效厚度，m；K为储层渗透率，10-3μm2；ψi为原始拟压力，MPa/(mPa· s)；ψwf为水平井井底拟压力，MPa/(mPa·s)；Zsc为标准状态下气体压缩因子；Tsc为标准温度，℃；t为生产时间，d；φi为原始条件下的孔隙度；μi为原始条件下的气体黏度，mPa·s；ci为原始条件下的压缩系数，MPa-1；psc为标准压力，MPa；T为温度，℃。

2 现场数据拟合

表1 致密砂岩气藏基本参数

另外，363口井单井平均采出程度已达61%，但330口井没有偏离直线的趋势，说明气藏在生产过程中将长期处于非稳态渗流阶段，是生产井生产过程中的主要流态。该结论可为优化“死气区”及单井控制储量提供理论基础。

图2 1号井1/q与关系

3 渗流特征在现场开发中的应用

以西加盆地B气藏为例，该气藏分为4个区块7个生产层位，现有生产井387口，几乎覆盖了整个气藏。为了制订最新的开发计划，进行第2次可采储量评价，需要应用2段递减来预测气藏内不同区块、不同层位的典型产量递减曲线[5]，其中判断递减曲线进入第2段的时间决定了预测的准确性。但递减曲线分段点不明显，分段点靠前或者靠后会导致储量预测的误差。所以，需要在时间归一化之后准确找到各区块、各层位平均递减曲线分段点，得到相应的产量曲线。

图3 2号井产量拐点预测

图4 2号井日产气曲线

根据不同分段点选择，会带来不同程度的误差。运用数值模拟、双曲递减、超双曲递减以及不同分段点的两段递减来预测4个区块7个层位共28个单井模型累计产气量，得到每种方法下所产生的误差(表2)。由表2可知，超双曲递减产生误差最大，其次是分段点选择错误带来的误差，正确的两段递减与数值模拟结果最为接近。

表2 不同方式得到的最终累计产气量对比

4 结 论

(1) 根据致密气藏的渗流特点，可以通过叠加原理把压裂直井非稳态渗流产能方程转化为分段压裂水平井产能方程。

(2) 与常规气藏不同，致密气藏渗透率极低，压力传播很慢，致密气井的主要产气阶段的渗流状态为非稳态渗流。

[1] 伊怀建，朱维耀，张明江，等.低渗透致密储层气体低速非达西渗流地层压力分布及产能分析[J].特种油气藏，2012，19(1)：70-73.

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[5] 李陈，夏朝辉，汪萍，等. 致密气藏可采储量评价[J].特种油气藏，2015，22(5)：107-109，156.

[6] 方文超，姜汉桥，孙彬峰. 低渗致密气藏基质酸化产能评价及特征分析[J].大庆石油地质与开发，2014，33(1)：106-110.

[7] SPENCER C W. Review of characteristics of low permeability gas reservoir in Western United States [J].AAPG Bulletin，1989，73(5)：613-629.

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[10] 雷刚，王昊，董平川，等.非均质致密砂岩应力敏感性的定量表征[J].油气地质与采收率，2015，22(3)：90-94.

编辑 张耀星

20151130；改回日期：20160301

国家重大专项“海外重点风险项目勘探综合配套技术”(2011ZX05029)

李陈(1986-)，男，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现为中国石油勘探开发研究院油气田开发专业在读博士研究生，主要从事非常规气藏开发及渗流机理方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.022

TE349

A

1006-6535(2016)03-0094-03