靖邊氣田下古分層產量貢獻率影響因素分析

劉茂果，晏寧平，呂利剛，陳俊杰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

靖邊氣田下古分層產量貢獻率影響因素分析

劉茂果，晏寧平，呂利剛，陳俊杰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

靖邊氣田下古氣藏馬五段發育多個含氣層，氣田采用多層合采的開發方式進行。開發過程中發現，氣田下古各小層的氣量貢獻率與相應各層地質儲量不成正比，各小層氣量貢獻率差別大，馬五13小層地質儲量占總儲量的49.63%，歷年產氣剖面結果顯示馬五13氣量貢獻率占到了70%以上。為了提高靖邊氣田開發效果，促進下古各小層均衡開發，各小層的氣量貢獻率已成為氣田現階段開發研究的重點及難點。通過分析靖邊氣田歷年產氣剖面測試結果，結合多氣層滲流數學模型理論，對靖邊氣田多層合采井小層貢獻率影響因素進行研究。綜合分析認為靖邊氣田下古氣量主要貢獻層位為馬五13小層，其氣量貢獻率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻率均小于10.0%。以靖邊氣田物性參數為基礎，通過理論計算，認為靖邊氣田下古各小層產量貢獻率在受儲層物性參數影響外，還受到了小層控制半徑影響，各小層氣量貢獻率若只受到儲層物性參數影響，馬五13氣量貢獻率約為30%～50%，當次產層控制半徑在400 m～500 m時，馬五13氣量貢獻率與產氣剖面測試結果相一致。

靖邊氣田；馬家溝；多層合采；小層貢獻率

靖邊氣田下古奧陶系氣藏主要發育在馬五段，馬五段內發育多個含氣小層，各含氣小層之間物性參數變化較大，氣層分布面積最廣、物性最好的為馬五13小層。2014年對馬五1+2段72塊巖樣進行巖心分析，結果表明馬五13層孔隙度平均值為其余各小層均值的1.5倍，馬五13小層的滲透率平均值為0.43 mD，其余各層平均值低于0.2 mD，通過各小層滲透率數據計算得到樣品滲透率極差為22.76，說明下古儲層非均質性強。靖邊氣田下古馬五13小層有效厚度是其余各層平均厚度的1.49倍，測井解釋馬五13小層孔隙度、滲透率是其余小層平均值的1.19、1.48倍。由于馬五段縱向上生產層位較多，層間的非均質性強，靖邊氣田歷年開展的產氣剖面測試結果表明各小層產氣量貢獻差異較大，因此，有必要在產氣剖面測試結果分析的基礎上，結合多層氣藏的滲流理論，分析各層的氣量貢獻影響因素，研究靖邊氣田分層氣量貢獻率情況。

1　產氣剖面測試馬五段各層貢獻率情況

2014年，靖邊氣田對21口井進行產氣剖面測試，結果顯示馬五13小層產氣量貢獻率為78.31%，馬五12小層氣量貢獻率為9.72%，其余各小層貢獻率均小于7.0%。統計下古馬五段各小層探明地質儲量，馬五13地質儲量為總儲量的49.63%，馬五12地質儲量為總儲量的19.09%，其余各層地質儲量為總儲量的31.28%。各層地質儲量比例與產氣剖面測試小層貢獻率對比表明，馬五13小層地質儲量采氣速度要遠遠高于其它各小層。

另外，近四年產氣剖面測試結果表明，靖邊氣田下古馬五13氣量貢獻率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻率均小于10.0%，近幾年各小層氣量貢獻率變化幅度小，從產氣剖面測試結果看，靖邊氣田下古馬五13小層為氣田主力氣量貢獻層位，其余產層為次要氣量貢獻層位（見表1）。

表1　2011年至2014年靖邊氣田各小層氣量貢獻率

2　多層產量貢獻率影響因素分析

2.1理論分析

針對多層氣藏參與供氣的氣井，對分層貢獻能力、儲量等各小層開發指標的研究，國內外許多學者見文獻［1-17］進行了深入的研究。文獻［3］建立了多層滲流數學模型，在多層圓形封閉氣藏，根據各層厚度較小，層間距較小，氣體管流損失可以忽略，井底每層壓力都相等假設條件，在理論上分析了各層氣量貢獻的影響因素?？紤]表皮效應的多層合采氣井的無因次滲流數學模型見下式。

無量綱量：

定義有效井徑：

在不考慮表皮效應和井筒儲集效應的影響下，地層系數和儲容系數分別對小層產氣量的影響（見圖1、圖2）。從圖1、圖2可以看出在地層壓力波到達封閉邊界之前，各層ωj（儲容系數）對氣井的分層產氣量幾乎沒有影響，產氣量主要受βj（地層系數）的影響，分層產量貢獻近似等于βj；當壓力波到達邊界形成擬穩態流后，βj對氣井分層產量的影響幾乎很小，這時產氣量主要受ωj的影響，分層產量貢獻近似等于ωj。

圖1　儲容系數ωj對氣井分層產氣量的影響

圖2　地層系數βj對氣井分層產氣量的影響

不同封閉邊界對氣井分層產量的影響（見圖3），ωj和βj第一層為0.5和0.2，第二層為0.5和0.8，計算結果表明，不同產層的邊界大小對其產氣量有著明顯的影響，小層封閉邊界越短，壓力波越容易達到邊界，并且儲量也越小，壓力波傳播到邊界以后，該層儲量已采出大部分，后期產量將降低，分層產量貢獻不再近似等于ωj。

3.2靖邊氣田下古分層產量貢獻率影響因素分析

靖邊氣田自1997年規模開發以來，已開發18年，完鉆下古井700余口，以靖邊氣田下古各層平均儲容系數、地層系數為基礎，分析靖邊氣田各小層氣量貢獻率情況，統計靖邊氣田638口下古氣井儲層參數，馬五13儲容系數為0.27，其余小層不到0.2，馬五13地層系數為0.33，馬五14地層系數為0.32，其余各層小于0.2（見表2）。利用Blasingame圖版擬合方法分析靖邊氣田單井控制半徑，對524口下古生產井進行了Blasingame圖版擬合，達到供氣邊界氣井平均控制半徑為1 064.83 m。利用多層滲流模型進行計算，在相同的供氣半徑下，壓力波到達邊界后馬五13小層氣量貢獻率為27.0%，其余產層貢獻率低于20%，馬五13小層氣量貢獻率與產氣剖面測試結果差別大。啟動壓力梯度實驗顯示，靖邊氣田各小層巖心啟動壓力梯度不一致，馬五13小層巖心的啟動壓力梯度最低，平均為0.010 3 MPa/m，其余層位啟動壓力梯度平均為0.024 8 MPa/m，由于各小層滲透率及啟動壓力梯度不同，分析認為各層氣量貢獻率在受到儲層參數影響外，還受到了供氣半徑的影響。

圖3　泄流邊界reDj對氣井分層產氣量的影響

表2　靖邊氣田馬五1+2各小層儲容系數及地層系數表

通過改變次產層控制半徑進行分層氣量貢獻率計算，當次產層控制半徑在400 m時，馬五13小層氣量貢獻率為84.44%，當次產層控制半徑為500 m時，馬五13小層氣量貢獻率分別為70.71%，當次產層控制半徑增加到800 m時，馬五13小層氣量貢獻率為41.12%?？梢?，當次產層控制半徑在400 m～500 m時，馬五13氣量貢獻率理論計算與產氣剖面測試結果一致（見表3、圖4、圖5）。

表3　次產層不同控制半徑下應各小層氣量貢獻率，%

圖4　靖邊氣田各小層平均控制半徑下產量貢獻率圖

圖5　靖邊氣田各次產層控制半徑為500 m時產量貢獻率圖

利用多層合采模型對靖邊氣田下古兩口單井進行實例分析。GX井為2003年12月11日投產的一口多層合采氣井，歷年產氣剖面測試結果表明，主力氣層馬五13小層氣量平均貢獻率為93.2%，其余馬五124、馬五22各小層氣量貢獻率不到10%。利用多層氣藏滲流模型進行計算，各層壓力波達到邊界后，馬五13小層氣量貢獻為45.6%，和產氣剖面測試各小層氣量貢獻率相差較大。統計靖邊氣田5口生產層位為非主力氣層氣井的控制半徑情況，非馬五13氣層生產井平均控制半徑為608.77 m，若改變GX井次產層泄流半徑，將該井次產層控制半徑由該井平均控制半徑955.22 m調整為608.77 m時，在不改變表皮系數情況下，各層壓力波到達邊界后，馬五13層氣量貢獻率上升到71.0%，馬五13氣量貢獻率增大，從計算結果分析，該井次產層控制半徑小于600 m（見表4、圖6、圖7）。

表4　GX井基礎參數及產氣剖面結果

圖6　GX井各層產量貢獻率圖

陜X井為1999年投產的下古低滲透區的一口多層合采氣井，該井下古各層平均控制半徑649.15 m，利用巖心分析得出的孔隙度和滲透率進行各層氣量貢獻率計算，當各層壓力波達到邊界后，馬五13小層氣量貢獻率為53.2%，其氣量貢獻率小于產氣剖面測試結果（見表5、圖8）。

表5　陜X井基礎參數及產氣剖面結果

綜合分析滲流模型計算結果，認為靖邊氣田下古各小層產量貢獻率在受物性參數影響外，還受到了小層控制半徑影響。靖邊下古各小層氣量貢獻率若只受到儲層物性參數影響，馬五13貢獻率約為30%～50%，其次在受到各小層控制半徑影響后，馬五13小層氣量貢獻率上升。從計算結果看，當次產層控制半徑在400 m～500 m時，馬五13氣量貢獻率理論計算與產氣剖面測試結果一致。

圖7　GX井次產層半徑為608.77 m時各層產量貢獻率圖

圖8　陜X井各層產量貢獻率圖

3　結論

（1）產氣剖面測試結果表明，靖邊氣田下古氣量主要貢獻層位為馬五13小層，其氣量貢獻率在70%～80%，其余各小層氣量貢獻率均小于10.0%。

（2）多層氣藏滲流模型計算結果表明，壓力波傳播到邊界形成擬穩定流時，各小層的儲容系數越大，氣量貢獻越大，靖邊下古馬五13小層儲層物性高于其它產層，壓力波傳播到邊界后，其氣量貢獻率在各小層中最大。

（3）綜合分析多層滲流模型計算結果，認為靖邊氣田下古各小層產量貢獻率在受儲層物性參數影響外，還受到了小層控制半徑影響。靖邊下古各小層氣量貢獻率若只受到儲層物性參數影響，馬五13氣量貢獻率約為30%～50%，當次產層控制半徑在400 m～500 m時，馬五13氣量貢獻率滲流模型理論計算與產氣剖面測試結果相一致。

符號注釋：

pDj-第j層無因次壓力；tD-無因次時間；rD-無因次半徑；ωj-第j層儲容能力比值，無因次；βj-第j層地層系數比值，無因次；qjscD-第j層流入井筒無因次流量；qsc-地面流量，×104m3/d；qjsc-第j層流量，×104m3/d；ψj-第j層儲層擬壓力；reD-邊界無因次半徑，無因次；T-地層溫度，K；t-時間，h；μ-天然氣粘度，mPa·s；p-壓力，MPa；r-半徑距離，m；rw-井筒半徑，m；S-表皮系數；ct-儲層綜合壓縮系數，1/MPa；h-有效厚度，m；φ-孔隙度，%；k-滲透率，×103μm。

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Analysis of the influence factors for the contribution rate of single layers in low palaeozoic of Jingbian gasfield

LIU Maoguo，YAN Ningping，LV Ligang，CHEN Junjie
（Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

A plurality of gas-bearing reservoir is developed in Jingbian gasfield for Ma5 of lower Paleozoic gas reservoir，commingling production are used to develope the gas field.The contribution rate of each layer which is difference，is not proportional to the corresponding layer geological reserves in gas field development，the test results of gas production profile over the years show that the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer accounted for more than 70%，although the geological reserves of its accounted for 49.63%of all.In order to improve the development effect of Jingbian gas field，and promoted the balanced development of each layer，the contribution rate of single layers is key and difficulty to development of gas field.In this article，the well of commingling production is analyzed to the influence factors for the contribution rate of single layers in Jingbian gasfield，according to the test results of gas production profile over the years and the mathematical model of multiplereservoir percolation.The analysis believe that the main contribution rate of layers，which is between 70%and 80%，is Majiagou formation Ma513layer in Jingbian gasfield，and others less than 10%.Reference the physical parameters of Jingbian gasfield，the calculating data indicate that the contribution rate of each layer is affected by influenced raduus，besides physical parameters.Only consider the influence factors of physical parameters，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is between 30%and 50%，when the influenced raduus of sub-producing layer is between 400 m and 500 m，the contribution rate of Majiagou formation Ma513layer is in consonance with the result of gas production profile over the years.

Jingbian gasfield；Majiagou formation；commingling production；contribution rate of single layers

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.011

TE312

A

1673-5285（2015）07-0047-07

2015－05-06