克拉美麗氣田火山巖氣藏配產(chǎn)方法優(yōu)選

閆利恒 王延杰 麥欣 李慶 邱恩波 楊琨

1.中國(guó)石油新疆油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 2.中國(guó)石油新疆油田公司開(kāi)發(fā)公司 3.中國(guó)石油新疆油田公司開(kāi)發(fā)處

克拉美麗氣田火山巖氣藏配產(chǎn)方法優(yōu)選

閆利恒1王延杰1麥欣2李慶2邱恩波3楊琨2

1.中國(guó)石油新疆油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 2.中國(guó)石油新疆油田公司開(kāi)發(fā)公司 3.中國(guó)石油新疆油田公司開(kāi)發(fā)處

準(zhǔn)噶爾盆地克拉美麗氣田火山巖氣藏產(chǎn)能受單井控制儲(chǔ)量、巖性巖相、儲(chǔ)集空間類(lèi)型等多種因素的影響，產(chǎn)能變化大，評(píng)價(jià)比較困難，無(wú)阻流量配產(chǎn)法表現(xiàn)出明顯的局限性。為此，利用動(dòng)、靜態(tài)模型將該區(qū)儲(chǔ)層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類(lèi)3種類(lèi)型，找到了各類(lèi)儲(chǔ)層的產(chǎn)能特征，以利于指導(dǎo)布井和后期新井的配產(chǎn)；綜合利用無(wú)阻流量法、采氣指數(shù)法、類(lèi)比法、圖版法等方法對(duì)新井進(jìn)行產(chǎn)能標(biāo)定研究；綜合利用物質(zhì)平衡法、試采壓降法、單井動(dòng)態(tài)模型法等方法對(duì)老井進(jìn)行產(chǎn)能標(biāo)定研究。進(jìn)而得到了每類(lèi)井的合理配產(chǎn)范圍：Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層，直井合理產(chǎn)量為（8.00～10.00）×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為（22.00～24.00）×104m3／d；Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層，直井合理產(chǎn)量為（5.00～6.00）×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為（14.00～16.00）×104m3／d；Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層，直井合理產(chǎn)量為（2.20～3.50）×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為（9.00～11.00）×104m3／d。研究結(jié)果還表明適合克拉美麗火山巖氣藏的配產(chǎn)方法是：新井應(yīng)該利用系統(tǒng)試井特別是修正等時(shí)試井或類(lèi)比的方法進(jìn)行配產(chǎn)；老井最好利用單井動(dòng)態(tài)模型法進(jìn)行配產(chǎn)。

準(zhǔn)噶爾盆地 克拉美麗氣田 火山巖 氣藏 生產(chǎn)能力 分類(lèi) 評(píng)價(jià) 標(biāo)定 配產(chǎn)

克拉美麗氣田位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部陸梁隆起東南部的滴南凸起上，目的層為石炭系巴山組火山巖，發(fā)育3個(gè)火山噴發(fā)旋回，6個(gè)火山噴發(fā)期次。氣田構(gòu)造特征總體表現(xiàn)為西傾的大型鼻狀構(gòu)造，南北為邊界斷裂所切割。儲(chǔ)層孔隙度平均為11.48%，滲透率平均為0.459 mD，總體屬于中低孔、特低滲儲(chǔ)層。

2010年完成了克拉美麗氣田開(kāi)發(fā)方案，采用“直井＋水平井”組合，650 m左右不規(guī)則井網(wǎng)布井，部署54口井，其中，直井37口，水平井17口，設(shè)計(jì)年產(chǎn)能10.00×108m3。截至目前，共有24口井投入試采，累積產(chǎn)氣11.10×108m3。

1 無(wú)阻流量法配產(chǎn)的局限性

1.1 無(wú)阻流量法配產(chǎn)情況

運(yùn)用無(wú)阻流量法配產(chǎn)，合理產(chǎn)量取試氣無(wú)阻流量的1／5，部分井配產(chǎn)結(jié)果比試采產(chǎn)量小，部分井配產(chǎn)結(jié)果比試采產(chǎn)量大。DX1001井二項(xiàng)式試氣無(wú)阻流量為100.30×104m3／d，配產(chǎn)為20.06×104m3／d，試采期間平均產(chǎn)量為7.00×104m3／d。DX1415井二項(xiàng)式試氣無(wú)阻流量為20.60×104m3／d，配產(chǎn)為4.12×104m3／d，試采期間平均產(chǎn)量為10.08×104m3／d。

1.2 原因分析

試井解釋DX1001井為內(nèi)好外差的徑向復(fù)合氣藏，隨著試采的進(jìn)行，產(chǎn)能變小，加上單井控制儲(chǔ)量較小，為2.41×108m3，穩(wěn)產(chǎn)能力較弱。DX1415井在鉆井過(guò)程中地層污染比較嚴(yán)重，初期表皮系數(shù)為4.61，試氣無(wú)阻流量偏低，隨著試采的進(jìn)行，污染得到有效的解除，表皮系數(shù)變?yōu)椋?.53，產(chǎn)能變大，加上單井控制儲(chǔ)量大，為3.39×108m3，穩(wěn)產(chǎn)能力較強(qiáng)。

2 儲(chǔ)層類(lèi)型的劃分及配產(chǎn)方法優(yōu)選

2.1 儲(chǔ)層類(lèi)型的劃分

參照火山巖油藏的儲(chǔ)層分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，綜合利用巖心實(shí)驗(yàn)、生產(chǎn)測(cè)試、測(cè)井解釋、地質(zhì)描述和試氣成果，采用雙變量交會(huì)圖方法，建立了工區(qū)火山巖氣藏分類(lèi)的物性、電性、巖性巖相、孔隙結(jié)構(gòu)和產(chǎn)能的綜合評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，將克拉美麗氣田火山巖儲(chǔ)層分為3類(lèi)（表1）。

表1 克拉美麗氣田火山巖儲(chǔ)層綜合分類(lèi)表

2.2 新井產(chǎn)能確定

對(duì)進(jìn)行過(guò)系統(tǒng)試氣的井，可以建立產(chǎn)能方程，運(yùn)用無(wú)阻流量法和采氣指數(shù)法［1－3］進(jìn)行配產(chǎn)；對(duì)未進(jìn)行試氣的井，可以類(lèi)比井型相同、巖性相同、物性相似、井深相近井的試氣情況，進(jìn)行配產(chǎn)，還可采用圖版法配產(chǎn)。例如，滴西14井區(qū)平均產(chǎn)量與地層系數(shù)、生產(chǎn)指數(shù)曲線(xiàn)呈線(xiàn)性關(guān)系，可以根據(jù)圖版確定單井的平均產(chǎn)量（圖1）。地層系數(shù)可以由壓力恢復(fù)試井求得；生產(chǎn)指數(shù)可以由生產(chǎn)數(shù)據(jù)求得。

2.3 老井產(chǎn)能確定

2.3.1 物質(zhì)平衡法

物質(zhì)平衡法是已知定產(chǎn)量生產(chǎn)階段的產(chǎn)量和定流壓生產(chǎn)階段的流壓，以產(chǎn)能方程和物質(zhì)平衡方程為基礎(chǔ)，通過(guò)兩個(gè)方程的迭代，進(jìn)而得到氣井產(chǎn)量、壓力變化過(guò)程以及穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的方法。

下面以DX1813井為例來(lái)說(shuō)明計(jì)算過(guò)程。首先利用產(chǎn)能測(cè)試資料求出二項(xiàng)式產(chǎn)能方程系數(shù)：A＝ 24.643 9，B＝0.319 3。然后用試井方法確定該井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為11.40×108m3。取定井底流壓為16.50 MPa，若以20.00×104m3／d配產(chǎn)，能夠穩(wěn)產(chǎn)4年；若以30.00×104m3／d配產(chǎn)，能夠穩(wěn)產(chǎn)2年（圖2）。

2.3.2 試采壓降法

試采壓降法是通過(guò)試采數(shù)據(jù)、給定的生產(chǎn)時(shí)間以及生產(chǎn)期末的壓力，來(lái)求出生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)平均產(chǎn)氣量的配產(chǎn)方法。

下面以DX1805井為例來(lái)說(shuō)明計(jì)算過(guò)程。該井用移動(dòng)物質(zhì)平衡方法計(jì)算的單井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為9.60×108m3。目前該井天然氣累計(jì)產(chǎn)量已經(jīng)達(dá)到0.93×108m3。最低進(jìn)站壓力時(shí)對(duì)應(yīng)的流壓為16.50 MPa，此時(shí)對(duì)應(yīng)的累計(jì)產(chǎn)氣量為3.50×108m3。該井預(yù)測(cè)產(chǎn)氣量為2.57×108m3，若穩(wěn)產(chǎn)期為3年，該時(shí)間段內(nèi)的單井平均產(chǎn)量為26.00×104m3／d左右。

2.3.3 單井動(dòng)態(tài)模型法

圖1 新井類(lèi)比地層系數(shù)、生產(chǎn)指數(shù)法配產(chǎn)圖

單井動(dòng)態(tài)模型法［4－6］是用試井分析軟件建立動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型，以穩(wěn)產(chǎn)期和進(jìn)站壓力為約束，確定單井的合理配產(chǎn)。它要求單井進(jìn)行過(guò)壓力恢復(fù)測(cè)試并有一定的生產(chǎn)期。將短期試井與長(zhǎng)期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相結(jié)合進(jìn)行試井解釋對(duì)建立準(zhǔn)確的模型至關(guān)重要。

圖2 DX1813井物質(zhì)平衡法配產(chǎn)圖

下面以DX1415井為例進(jìn)行說(shuō)明。首先利用壓力恢復(fù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合DX1415井壓力流量史曲線(xiàn)，目前產(chǎn)氣量約8.50×104m3／d?？死利悮馓镒畹瓦M(jìn)站壓力是9.00 MPa，井深為3 700 m，不同配產(chǎn)下的自然穩(wěn)產(chǎn)期末的最低井底流壓約為16.50 MPa。若按產(chǎn)量5.80×104m3／d進(jìn)行配產(chǎn)，預(yù)測(cè)井底流壓降為16.50 MPa還能穩(wěn)產(chǎn)3年（圖3）。

圖3 DX1415井壓力流量史擬合及生產(chǎn)預(yù)測(cè)圖

2.3.4 配產(chǎn)方法優(yōu)選

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，單井動(dòng)態(tài)模型法是最準(zhǔn)確最適合克拉美麗火山巖氣藏的配產(chǎn)方法，其次是試采壓降法，物質(zhì)平衡法需要建立準(zhǔn)確的產(chǎn)能方程，對(duì)部分井評(píng)價(jià)結(jié)果有誤差。

3 結(jié)論

1）利用上述方法對(duì)克拉美麗氣田單井進(jìn)行了產(chǎn)能標(biāo)定，Ⅰ類(lèi)直井合理產(chǎn)量為8.00×104～10.00×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為22.00×104～24.00×104m3／d；Ⅱ類(lèi)直井合理產(chǎn)量為5.00×104～6.00×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為14.00×104～16.00×104m3／d；Ⅲ類(lèi)直井合理產(chǎn)量為2.20×104～3.50×104m3／d，水平井合理產(chǎn)量為9.00×104～11.00×104m3／d。

2）克拉美麗氣田火山巖氣藏新井應(yīng)該利用系統(tǒng)試井特別是修正等時(shí)試井或類(lèi)比的方法進(jìn)行配產(chǎn)。

3）克拉美麗氣田火山巖氣藏老井最好利用單井動(dòng)態(tài)模型法進(jìn)行配產(chǎn)。

［1］莊惠農(nóng).氣藏動(dòng)態(tài)描述與試井［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［2］雷群，萬(wàn)玉金，孫賀東，等.生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析理論與實(shí)踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［3］李樂(lè)忠，李相方，何東博，等.測(cè)試流量不合理對(duì)修正等時(shí)試井產(chǎn)能曲線(xiàn)的影響［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（4）：67－69.

［4］劉能強(qiáng).實(shí)用現(xiàn)代試井解釋方法［M］.5版.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［5］李熙喆，萬(wàn)玉金，陸家亮.復(fù)雜氣藏開(kāi)發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［6］任東，劉啟國(guó)，湯勇，等.基于啟動(dòng)壓力梯度的火山巖氣藏多重介質(zhì)試井模型［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：50－53.

Optimization of production allocation methods for volcanic gas reservoirs in the Kelameili Gas Field

Yan Liheng1，Wang Yanjie1，Mai Xin2，Li Qing2，Qiu Enbo3，Yang Kun2
（1.Ex ploration ＆Development Research Institute of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Development Division of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；3.Development Department of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.51－53，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The deliverability of volcanic gas reservoirs in the Kelameili Gas Field，Junggar Basin，is affected by many factors such as individual well controlled reserves，lithology and lithofacies，reservoir space types，etc.，so the fluctuation of these reservoirs＇productivity brings about great difficulty in evaluation，resulting in the limitations on the production allocation mode of absolute open flow（AOF）.In view of this，such reservoirs were classified into type－Ⅰ，type－Ⅱ，and type－Ⅲby use of static and dynamic models，and the production performance of each type reservoirs was discovered to guide the well spacing and the production allocation of laterstage new wells.Respectively，the productivity of new wells was calibrated by use of AOF，gas production index，the analogy method，and the plot method；whereas that of old wells by use of material balance method，depressurizing production，and individual well performance.Additionally，the range of reasonable allocation production of each type of wells was obtained.As for the type－Ⅰreservoirs，the reasonable production of direct wells was ranged from（8.00 to 10.00）×104m3／d，and that of horizontal wells from（22.00 to 24.00）×104m3／d；as for the type－Ⅱreservoirs，direct wells from（5.00 to 6.00）×104m3／d and horizontal wells from（14.00 to 16.00）×104m3／d；as for the type－Ⅲreservoirs，direct wells from（2.20 to 3.50）×104m3／d and horizontal wells from（9.00 to 11.00）×104m3／d.This study also shows that the proper allocation production methods for the Kelameili volcanic gas reservoirs are as follows：the systematic well testing especially the modified isochronal test or the analogy method is for new wells while the single well performance model is better for old wells.

Junggar Basin，Kelameili Gas Field，volcanic rock，gas reservoir，productivity，category，evaluation，calibration，production allocation

閆利恒，1982年生，工程師，碩士；主要從事天然氣開(kāi)發(fā)研究工作。地址：（834000）新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市準(zhǔn)噶爾路29號(hào)。電話(huà)：（0990）6867823。E－mail：ylheng＠petrochina.com.cn

閆利恒等.克拉美麗氣田火山巖氣藏配產(chǎn)方法優(yōu)選.天然氣工業(yè)，2012，32（2）：51－53.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.011

2011－12－06 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.011

Yan Liheng，engineer，born in 1982，holds an M.Sc.degree and is mainly engaged in research of natural gas development.

Add：No.29，Junggar Rd.，Karamay，Xinjiang 834000，P.R.China

Tel：＋86－990－6867 823 E－mail：ylheng＠petrochina.com.cn