蘇53區塊水平井生產動態分類評價

張 楠

(中國石油長城鉆探工程有限公司 地質研究院，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，采用1 200 m×600 m不規則菱形面積井網、區域接替的開發方式[1-5]。截至2019年底，區塊共部署井位474口，累計投產氣井259口，其中直井41口，水平井209口，側鉆水平井9口，累計產氣136.57×108m3，階段采出程度20.1%[6-8]。

隨著區塊投產井數及生產時間的不斷增加，日常的動態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其生產規律。該文以蘇53區塊已投產的209口水平井實際生產數據為基礎，依據蘇里格最新的動態分類標準[16]，從生產特征、動儲量、累產氣、遞減率、采收率和動態產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指標進行了詳盡評價。

1 生產特征

截至目前，蘇53區塊共投產水平井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，占總井數的24.9%；初期產量13.39×104m3/d，前3年井均日產氣7.8×104m3/d，目前井均累產氣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，壓降速率0.002 MPa/d，該類水平井生產效果好，預測累產氣14 000×104m3。Ⅱ類井共113口，占總井數的54.1%；初期產量9.34×104m3/d，前3年井均日產氣4.5×104m3/d，目前井均累產氣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，壓降速率0.001 MPa/d，該類水平井生產效果較好，預測累產氣7 500×104m3。Ⅲ類井共44口，占總井數的21.0%；初期產量6.46×104m3/d，前3年井均日產氣2.4×104m3/d，目前井均累產氣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，后期壓降速率0.001 MPa/d，該類水平井生產效果較差，預測累產氣4 200×104m3。分類對比如圖1、圖2所示。

圖1 蘇53區塊分類水平井日產氣對比圖Fig.1 Comparison of daily gas production of classified horizontal wells in Su 53 block

圖2 蘇53區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區塊大部分氣井均采用井下節流器控制生產，日常動態監測數據中只有井口產量和套壓是連續且完整的，因此，一般利用流動物質平衡法來計算各類水平井的動儲量，其原理是:根據達西滲流理論，壓力波到達邊界以后，氣體滲流便進入擬穩定或穩定狀態，泄流區域內各點壓降速度基本相同并等于某一常數，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氣量的關系曲線，然后再過原始地層壓力點作關系曲線的平行線，與橫軸的交點即為動態儲量[17]。采用該方法預測蘇53區塊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，加權動儲量為10 000×104m3。從各類水平井的投產時間來看，Ⅰ類水平井集中分布于2013年之前的建產期，那時井位部署基本位于區塊儲層物性最好的富集區，因此單井的控制儲量及動儲量均較大；2014年之后的穩產期，開發區域的儲層品質逐漸變差，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減小。

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

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

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

3 累產氣

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

圖6 Ⅰ類水平井累產氣預測圖Fig.6 Forecast of cumulative gas production for typeⅠhorizontal well

圖7 Ⅱ類水平井累產氣預測圖Fig.7 Forecast of cumulative gas production for type Ⅱ horizontal well

圖8 Ⅲ類水平井累產氣預測圖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曲線可以看出，氣井開井生產即遞減，不存在穩產期，在生產過程中壓力、產量變化均呈現出明顯的兩段式特征。早期壓降、產量下降速度均較快，該階段處于不穩定早期，主要以壓裂裂縫線性流為主，壓降速率大，產量下降快；壓力波傳到邊界后流體滲流進入擬穩定及穩定狀態，主要以基質+裂縫、基質+井筒非線性流為主，套壓、產量下降速度均有所減緩?；谒骄债a氣曲線，運用Arps遞減分析方法，計算氣井遞減指數，判斷遞減類型，評價遞減規律。

結果表明，對于單井而言，3%氣井遞減指數為0，屬于指數遞減；97%氣井遞減指數為0～1，屬于雙曲遞減，其中81%氣井遞減指數為0.4～0.6，平均0.5，符合衰竭遞減，分析認為單井產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，基于區塊儲層靜態分類，在74，78，66排選取了3個小區域分別代表I，II，III類儲層，如圖10所示，儲層靜態分類與生產動態分類一一對應，通過擬合及預測其投產水平井的生產情況，對比分析各類水平井在主力層位的采收率。

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

數值模擬結果如圖11～圖13所示。I類區域4～7小層地質儲量19.8×108m3，預測10口水平井總產氣14.1×108m3，井均累產氣1.4×108m3，動態屬于I類井，區域主力層位采收率為71.0%，開發效果很好。II類區域4～7小層地質儲量10.02×108m3，預測8口水平井總產氣6.03×108m3，井均累產氣0.76×108m3，動態屬于II類井，區域主力層位采收率為60.3%，開發效果較好，但也存在一定的挖潛空間。III類區域4～7小層地質儲量7.1×108m3，預測9口水平井總產氣3.82×108m3，井均累產氣0.42×108m3，動態屬于III類井，區域主力層位采收率為53.8%，開發效果較差，后期具備較大的增產潛力。加權起來，蘇53區塊水平井在4～7小層主力層位的氣藏采收率約為61.6%。

圖11 蘇53區塊Ⅰ類儲層區域生產預測圖Fig.11 Production forecast of type I reservoir area in Su 53 block

圖12 蘇53區塊Ⅱ類儲層區域生產預測圖Fig.12 Production forecast of typeⅡ reservoir area in Su 53 block

圖13 蘇53區塊Ⅲ類儲層區域生產預測圖Fig.13 Production forecast of typeⅢ reservoir area in Su 53 block

6 動態產能

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區塊的生產實踐中，不可能做到時時監測單井的地層壓力，而生產數據中只有井口套壓是連續且完整的，因此，只能從套壓出發去尋找相關規律。首先，從圖14區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、井底流壓可利用數值模擬軟件由井口套壓結合實測點校正求取[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據，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換，最終建立起井口套壓與無阻流量在任意生產時刻的直接對應關系。

圖14 蘇53區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，水平井初期產量一般較大，套壓相應下降較快，導致壓力差值短期有所增大，產量穩定后其壓力差值也相應緩慢減小。因此，先歸納出地層壓力與井口套壓之間的擬合關系，再繪制各類水平井無阻流量與井口套壓、生產時間的直接對應圖版，如圖15～圖17所示。由此，只需給定一組水平井的生產數據(日產氣量、井口套壓、累計生產時間)，便可直接在圖版上讀取相應的無阻流量，從而真正地實現水平井產能評價的直觀化和動態化。結合國內外氣田開發實踐，通過比較日產氣量和無阻流量的1/4～1/3值，便可初步評價水平井目前的配產情況，認為日產氣量小于無阻流量1/4值為偏小，日產氣量大于無阻流量1/3值為偏大，日產氣量介于二者之間為合理。詳細操作說明如下:假設A井為I類水平井，目前已生產1 000 d，井口套壓為6.0 MPa，日產氣量為4.5×104m3/d；先根據橫坐標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。運用此動態產能評價圖版，對區塊近5年投產的84口水平井目前生產情況進行了初步評價，認為配產合理井共55口，偏大井共18口，偏小井共11口。

圖15 Ⅰ類水平井動態產能評價圖版Fig.15 Dynamic production evaluation plate of typeⅠhorizontal well

圖16 Ⅱ類水平井動態產能評價圖版Fig.16 Dynamic production evaluation plate of typeⅡ horizontal well

圖17 Ⅲ類水平井動態產能評價圖版Fig.17 Dynamic production evaluation plate of typeⅢ horizontal well

7 結論

1)分類評價結果顯示，Ⅰ類水平井52口，前3年日產氣7.8×104m3/d，動儲量16 500×104m3，累產氣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，開發效果很好。

2)Ⅱ類水平井113口，前3年水平井日產氣4.5×104m3/d，動儲量9 200×104m3，累產氣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，開發效果較好。

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

4)利用井口套壓與地層壓力的擬合關系，通過繪制相應的產能評價圖版，初步評價了84口水平井的配產情況，實現了產能評價的動態化和簡便化。