路建欣

（中國(guó)石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

致密氣是目前開發(fā)規(guī)模最大的非常規(guī)天然氣之一，中國(guó)致密氣分布廣泛，但各大盆地資源量極不均衡，其中鄂爾多斯盆地天然氣資源豐富、儲(chǔ)量規(guī)模及開發(fā)潛力巨大，占中國(guó)致密氣總資源量的60%以上，2020 年其致密氣產(chǎn)量超過全國(guó)致密氣總產(chǎn)量的90%，是中國(guó)當(dāng)前致密氣開發(fā)的核心區(qū)，未來也將是致密氣開發(fā)的主力區(qū)［1］。東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北緣，生烴強(qiáng)度較弱，且靠近斷裂帶，保存條件差［2］，含氣飽和度低，形成大量含水氣藏，氣井投產(chǎn)后普遍產(chǎn)水，是典型的致密砂巖含水氣藏。另一方面，國(guó)家近幾年大力推進(jìn)“煤改氣”，大幅度提高了天然氣的消費(fèi)量，尤其是供暖季天然氣消費(fèi)量猛增，導(dǎo)致天然氣供暖季的提產(chǎn)保供形勢(shì)更加嚴(yán)峻［3］。

東勝氣田作為中國(guó)石化在鄂爾多斯盆地天然氣產(chǎn)量主陣地，全力完成冬季取暖季天然氣保供需求，近年來通過每年冬季選擇部分氣井進(jìn)行上調(diào)產(chǎn)量以滿足保供需求。致密氣藏本身非均質(zhì)性強(qiáng)、氣井產(chǎn)能差異大，再加上產(chǎn)水的影響，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析過程中面臨著諸多問題［4］，并且提產(chǎn)后氣井的產(chǎn)量、壓力、EUR 等指標(biāo)都隨之變化規(guī)律更加復(fù)雜。筆者針對(duì)提產(chǎn)氣井分類開展動(dòng)態(tài)分析后，明確提產(chǎn)后對(duì)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響，為同類氣藏提產(chǎn)選井提供依據(jù)，在滿足提產(chǎn)需求的同時(shí)保證氣井生產(chǎn)效果。

1 氣藏概況

1.1 氣藏地質(zhì)概況

東勝氣田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地北緣伊陜斜坡和伊盟隆起結(jié)合部，錦58 井區(qū)在東勝氣田中部［5］，整體上為平緩的向南西傾斜的單斜形態(tài)，井區(qū)內(nèi)發(fā)育較大斷裂。錦58 井區(qū)烴源巖主要發(fā)育在太原、山西組的煤層以及暗色泥巖，儲(chǔ)集層主要為太原、山西和下石盒子組的砂巖，區(qū)域蓋層為上石盒子組的泥巖。主力開發(fā)層系為下石盒子組盒1 氣藏、盒2+3 氣藏，其中盒1 段地層埋深為2 900～3 300 m，平均埋深為3 100 m，儲(chǔ)層厚度為10～30 m；盒2+3 段地層埋深為2 600～3 200 m，平均埋深為3 000 m，儲(chǔ)層厚度為6～20 m。

研究區(qū)沉積期處于公卡漢古陸的南坡，為一套近物源的砂礫質(zhì)河流相沉積，斷裂以南為辮狀河沉積［6］。辮狀河沉積主要發(fā)育辮流水道、心灘和河漫沉積［7］。河道砂體的物性與其含氣性具有良好的相關(guān)性，但河道砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性很強(qiáng)，造成含氣性差異很大。心灘砂體含氣飽和度為45%～70%，平均值為60%；水道充填砂體含氣飽和度25%～55%［8］。盒1和盒2+3氣藏儲(chǔ)層砂巖以粗、中粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，孔隙度為5%～17%，滲透率為0.01～0.1×10-3μm2，儲(chǔ)層物性整體較差，屬于低孔-特低孔、特低滲-超低滲型儲(chǔ)層；儲(chǔ)層孔隙以粒間溶孔和原生粒間孔為主，其次是粒內(nèi)溶孔；儲(chǔ)層以細(xì)孔隙、中小孔喉為主。研究區(qū)地溫梯度為2.87 ℃／100 m，壓力系數(shù)為0.89～0.92，屬于正常溫度、低壓—正常壓力系統(tǒng)；氣水分布受砂體發(fā)育情況與物性變化影響控制，為定容彈性驅(qū)動(dòng)巖性氣藏。

1.2 氣井生產(chǎn)概況

東勝氣田錦58井區(qū)于2015年開始評(píng)價(jià)建產(chǎn)，已累計(jì)建成天然氣產(chǎn)能為18×108m3，累計(jì)生產(chǎn)天然氣達(dá)48×108m3。

開發(fā)井型以水平井為主，通過水力壓裂進(jìn)行儲(chǔ)層改造，受儲(chǔ)層物性及含氣性影響，氣井生產(chǎn)狀況平面上差異較大，采用井下節(jié)流、低壓集輸模式進(jìn)行衰竭式開發(fā)生產(chǎn)，氣井從投產(chǎn)即產(chǎn)水。產(chǎn)水氣井在投產(chǎn)初期階段，原始地層能量相對(duì)充足，氣井實(shí)際產(chǎn)氣量高于臨界攜液氣流量，氣井可以依靠自身能量實(shí)現(xiàn)帶液自噴生產(chǎn)。當(dāng)氣井的產(chǎn)氣量低于臨界攜液氣流量時(shí)，氣井不能實(shí)現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定攜液生產(chǎn)，井筒逐漸積液，氣井積液對(duì)井底的回壓逐漸增大，產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量逐漸下降。

目前，總投產(chǎn)井?dāng)?shù)為300口，測(cè)試氣井無(wú)阻流量為1.0×104～100×104m3／d，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量為0.1 × 104～10.4 × 104m3／d，套壓為2.0～22.0 MPa，日產(chǎn)液量為0.3～100.4 m3，液氣比為0.1～77.3 m3／104m3，平均液氣比為6.5 m3／104m3。截至2021 年底，平均油壓為1.6 MPa，套壓為4.7 MPa，平均單井產(chǎn)氣量為1.2 × 104m3／d，液氣比為2.0 m3／104m3，采出程度為6.0%，采氣速度為2.2%。

2 提產(chǎn)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

為滿足冬季天然氣調(diào)峰需求，東勝氣田錦58 井區(qū)近三年來先后共選擇氣井65 井次上調(diào)配產(chǎn)以完成保供任務(wù)（表1）。其中，2019 年提產(chǎn)井?dāng)?shù)為32 口，提產(chǎn)前日產(chǎn)氣量為65.4×104m3／d，調(diào)整后日產(chǎn)氣量為100.2×104m3／d，平均提產(chǎn)比例為53%，提產(chǎn)前氣井平均液氣比為1.9 m3／104m3；2020 年提產(chǎn)井?dāng)?shù)為14 口，提產(chǎn)前日產(chǎn)氣量為30.1×104m3／d，調(diào)整后日產(chǎn)氣量為40.1 × 104m3／d，平均提產(chǎn)比例為33%，提產(chǎn)前氣井平均液氣比為2.0 m3／104m3；2021年提產(chǎn)井?dāng)?shù)為19 口，提產(chǎn)前日產(chǎn)氣量為45.0 × 104m3／d，調(diào)整后日產(chǎn)氣量為61.5×104m3／d，平均提產(chǎn)比例為37%，提產(chǎn)前氣井平均液氣比為1.5 m3／104m3。

表1 近三年提產(chǎn)前后參數(shù)對(duì)比統(tǒng)計(jì)表

提產(chǎn)氣井提產(chǎn)后整體呈產(chǎn)氣量遞減率、壓降速率增大的特征，提產(chǎn)氣井折算年遞減率由提產(chǎn)前13.6%增大到38.6%，壓降速率由0.009 MPa／d 上升至0.016 4 MPa／d。部分高液氣比氣井提產(chǎn)后壓力快速下降，攜液能力變?nèi)鯇?dǎo)致水淹關(guān)井，影響氣藏整體開發(fā)效果。

下面從歷年提產(chǎn)氣井按提產(chǎn)幅度、生產(chǎn)液氣比兩方面，對(duì)壓降速率、彈性產(chǎn)率、預(yù)計(jì)最終采出氣量EUR等指標(biāo)進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析。

2.1 不同提產(chǎn)比例氣井動(dòng)態(tài)分析

歷年氣井在冬季提高配產(chǎn)比例在20%～80%之間，氣井上調(diào)產(chǎn)量后會(huì)伴隨有井口套壓的瞬降，且隨著提產(chǎn)比例的增大，壓力下降幅度越大。提高氣井配產(chǎn)后，儲(chǔ)層的壓降速率增大，加快了儲(chǔ)層壓降漏斗的發(fā)展速度，且致密儲(chǔ)層壓力傳導(dǎo)慢、泄氣范圍有限，導(dǎo)致氣井過早進(jìn)入低產(chǎn)低壓生產(chǎn)階段，不利于氣井后期排液生產(chǎn)，影響氣井最終采出量［9］。當(dāng)氣井產(chǎn)量上調(diào)比例由20%增大到80%以上后，套壓瞬降由0.8 MPa增大至2.9 MPa，3個(gè)月后套壓壓降增加至5.4 MPa，預(yù)測(cè)氣井EUR減少54%（圖1、圖2）。

圖1 不同提產(chǎn)比例套壓下降值圖

圖2 不同提產(chǎn)比例后EUR下降比例圖

X1氣井為2017年壓裂投產(chǎn)的一口水平井，開發(fā)層位為盒1氣藏，投產(chǎn)初期套壓為20 MPa，日產(chǎn)氣量為3.2× 104m3，液氣比為1.1 m3／104m3。2018 年11月為滿足保供需求將日產(chǎn)氣2.2×104m3上調(diào)至3.9×104m3，上調(diào)比例為76%。調(diào)整配產(chǎn)前，套壓為14.1 MPa，壓降速率為0.010 6 MPa／d，彈性產(chǎn)率為185×104m3／MPa，折算年遞減為22.1%；調(diào)整配產(chǎn)后，套壓瞬降至11.9 MPa，壓降速率增大至0.0189 MPa／d，彈性產(chǎn)率下降至185×104m3／MPa，折算年遞減增大至40%；預(yù)計(jì)EUR減少了1462×104m3，比提產(chǎn)前減少39%。2021 年4 月該井套壓下降至5.0 MPa 以下，低壓低產(chǎn)階段攜液難度增大，改為間開生產(chǎn)。

2.2 不同液氣比提產(chǎn)氣井動(dòng)態(tài)分析

致密含水氣藏開發(fā)過程中，排水對(duì)于氣井全生命周期都有著重要影響。從氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，氣井出水后，產(chǎn)水量和生產(chǎn)液氣比急劇上升，嚴(yán)重影響氣井的正常生產(chǎn)［10］。當(dāng)氣井進(jìn)入低產(chǎn)低壓階段后，氣井?dāng)y液能力變?nèi)?，大量地層水聚集在井筒附近，?yán)重時(shí)直接導(dǎo)致水淹關(guān)井。生產(chǎn)液氣比越高越需要保持穩(wěn)定的工作制度，避免氣井水淹。

不同液氣比氣井在提高配產(chǎn)后，壓力、產(chǎn)量變化也有所差異，液氣比越高，壓力瞬降值和調(diào)產(chǎn)后3個(gè)月壓力下降值越大，預(yù)測(cè)EUR下降比例越大。根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，生產(chǎn)液氣比為3 m3／104m3以下的氣井，套壓瞬降平均為1.4 MPa，預(yù)測(cè)氣井EUR減少了14.5%；生產(chǎn)液氣比為5 m3／104m3以上的氣井，套壓瞬降平均為4.7 MPa，預(yù)測(cè)氣井EUR減少了41.1%（圖3、圖4）。

圖3 不同液氣比提產(chǎn)后套壓下降值圖

圖4 不同液氣比提產(chǎn)后EUR下降比例圖

X2氣井為2017年壓裂投產(chǎn)的一口水平井，開發(fā)層位為盒1氣藏，投產(chǎn)初期套壓為21 MPa，日產(chǎn)氣量為2.5× 104m3，液氣比為2.6 m3／104m3。2018 年11月為滿足保供需求將日產(chǎn)氣由1.2×104m3上調(diào)至1.8× 104m3，上調(diào)比例為50%。調(diào)整配產(chǎn)前，套壓為12.3 MPa，壓降速率為0.008 MPa／d，彈性產(chǎn)率為135 × 104m3／MPa，折算年遞減為5.1%；調(diào)整配產(chǎn)后，套壓瞬降至9.6 MPa，壓降速率增大至0.015 9 MPa／d，彈性產(chǎn)率下降至76×104m3／MPa，折算年遞減增大至24.7%；預(yù)計(jì)EUR減少了1 356×104m3，比提產(chǎn)前減少了44%。

3 影響因素分析

3.1 儲(chǔ)層應(yīng)力敏感的影響

東勝氣田為致密含水氣藏，具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感特征。隨著開采過程中巖心內(nèi)孔隙流體壓力的降低，巖心的孔隙度和滲透率均不斷下降［11-12］，且滲透率應(yīng)力敏感強(qiáng)于孔隙度應(yīng)力敏感程度；同時(shí)儲(chǔ)層含水進(jìn)一步加劇了儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感程度，含水飽和度越高，致密巖心應(yīng)力敏感程度越強(qiáng)［13-14］。

通過不同開發(fā)階段相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)?zāi)M表明，隨著滲透率的降低，兩相滲流能力逐漸下降；同一巖心，隨著開發(fā)過程的進(jìn)行，流體滲流能力明顯下降，開發(fā)后期流動(dòng)難度加大明顯；相比原始地層條件下滲透率，氣藏開發(fā)后期有效滲透率降低了15.3%～48.6%。致密含水氣藏采用衰竭式開采方式，儲(chǔ)層滲透率隨圍壓加大迅速降低后是不可逆的。

對(duì)于提產(chǎn)氣井，當(dāng)調(diào)峰期產(chǎn)量提高較大幅度后，在近井地帶形成更加劇烈的壓降漏斗，一方面造成有效流動(dòng)區(qū)范圍減小，另一方面在有效流動(dòng)區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層應(yīng)力敏感增強(qiáng)，滲透率損失加劇。致密氣藏儲(chǔ)層壓力傳導(dǎo)速度慢，有限的泄氣范圍內(nèi)壓降漏斗增大，造成近井地帶壓力突降，受儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性的影響，滲透率損失加劇，導(dǎo)致氣井提前進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段，最終降低氣井EUR。

3.2 氣井產(chǎn)水的影響

水是致密氣藏生產(chǎn)效果的重要影響因素。不同滲透率巖樣在不同含水飽和度下的氣相滲流能力測(cè)試結(jié)果表明，隨著含水飽和度的增大，氣相滲透率急劇降低；當(dāng)含水飽和度達(dá)到60%～80%時(shí)，氣相滲透率就基本降為零；儲(chǔ)層氣相滲流能力發(fā)生突變的臨界含水飽和度為40%［15］。致密砂巖氣藏微細(xì)孔喉較為發(fā)育，成藏后殘余水飽和度高，導(dǎo)致氣井產(chǎn)能較常規(guī)氣藏偏低。儲(chǔ)層巖心一般為親水性，水相為潤(rùn)濕相，儲(chǔ)層中的天然氣需要突破孔喉處水膜的束縛才能流到井底。

氣田投入開發(fā)后，在衰竭式開采的過程中隨著地層壓力的不斷降低，壓力降落快速波及至儲(chǔ)層氣相，氣相壓力降低后體積膨脹，對(duì)巖石表面附著的水相形成擠壓碰撞，產(chǎn)生一定的推動(dòng)力，當(dāng)推動(dòng)力一旦大于毛細(xì)管力時(shí)，束縛水則變?yōu)榭蓜?dòng)水開始參與流動(dòng)。氣井產(chǎn)水還與生產(chǎn)壓差有關(guān)，生產(chǎn)壓差越大，相同儲(chǔ)層情況下越容易造成水的流動(dòng)，氣井表現(xiàn)出的產(chǎn)水量越大。對(duì)于含水飽和度較高的砂巖儲(chǔ)層，生產(chǎn)壓差對(duì)地層水產(chǎn)出的影響更大，隨著含水飽和度的降低，影響逐漸降低。

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地邊緣地帶，受構(gòu)造以及巖性影響，平面含氣性差異大，普遍存在低含氣飽和度、高含水飽和度的儲(chǔ)層，該類儲(chǔ)層表現(xiàn)的氣井動(dòng)態(tài)特征即為高產(chǎn)液量、高生產(chǎn)液氣比。當(dāng)調(diào)峰期氣井提高配產(chǎn)后，生產(chǎn)壓差增大，引起部分毛管水和束縛水膜變成可動(dòng)水，參與流動(dòng)的地層水增多，快速向近井地帶和井筒聚集，占據(jù)滲流通道，氣相滲透率下降。隨著生產(chǎn)的持續(xù)進(jìn)行，低滲透率儲(chǔ)層產(chǎn)水問題的嚴(yán)重性會(huì)愈發(fā)突出［16］，引起產(chǎn)能下降，甚至水淹關(guān)井降低氣井EUR。

4 結(jié)論及建議

1）氣井上調(diào)產(chǎn)量后會(huì)伴隨壓力瞬降，且隨著提產(chǎn)比例的增大，壓力及EUR損失越大；提產(chǎn)氣井液氣比越高，調(diào)峰期提產(chǎn)后對(duì)壓力、EUR影響也越大。

2）為滿足產(chǎn)量保供需求，致密含水氣藏調(diào)峰期提高配產(chǎn)氣井盡量?jī)?yōu)選液氣比小于3 m3／104m3的氣井，并且要將提高配產(chǎn)比例盡量控制在50%以下。

3）致密氣藏開發(fā)過程中應(yīng)通過合理配產(chǎn)將生產(chǎn)壓差控制在合理范圍內(nèi)，確保近井地帶的壓降速度和地層流動(dòng)能力，延緩氣井進(jìn)入低壓階段，保證后期連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，提高單井EUR。