天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 11: 1622 - 1633

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.016

天然气开发

超深层强非均质性气藏早中期产能主控因素及开发优化技术对策——以四川盆地中部安岳气田震旦系气藏为例

  • 蔡珺君 ,
  • 彭先 ,
  • 李骞 ,
  • 占天慧 ,
  • 朱占美 ,
  • 李文 ,
  • 赵翔 ,
  • 张飞 ,
  • 江俊
展开
  • 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041

蔡珺君（1987-），男，四川南充人，工程师，博士，主要从事天然气开发及气藏描述研究. E-mail：.

收稿日期: 2021-05-14

  修回日期: 2021-07-31

  网络出版日期: 2021-11-30

收起

Controlling factors of productivity in early and middle stage of ultra-deep and highly heterogenous gas reservoir and development strategies optimization: Case study of Sinian gas reservoirs in Anyue gas field, central Sichuan Basin

  • Junjun CAI ,
  • Xian PENG ,
  • Qian LI ,
  • Tianhui ZHAN ,
  • Zhanmei ZHU ,
  • Wen LI ,
  • Xiang ZHAO ,
  • Fei ZHANG ,
  • Jun JIANG
Expand
  • Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2021-05-14

  Revised date: 2021-07-31

  Online published: 2021-11-30

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05052)

the Major Science and Technology Project of CNPC(2016E-06)

Fold

本文亮点

以四川盆地中部安岳气田震旦系灯四段气藏为例，针对强非均质性气藏早中期产能主控因素和开发优化技术对策不明确的主要问题，研究了气井产能主控因素的科学内涵，提出了不同阶段产能主控因素的核心要素及主要研究条目，并以6类气藏典型渗流模式为基础，明确了早期、过渡期和稳定期的产能主控因素，在此基础上提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议。结果表明：①产能主控因素是指影响气井产能的主要条件，其不同开发阶段的研究对象和侧重点不同，核心要素是落实储量基础、改造区及远井区的渗流能力，主要研究条目是优质储层的关键指标及地震响应、专项试井解释等；②灯四段气藏早期、过渡期以及稳定期产能分别受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配，远井区供气能力以及剩余动态储量控制，并明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早中期不同阶段产能的影响；③通过实施开发优化技术对策，取得了单井产量的突破，新工艺井平均绝对无阻流量为直井的2.3倍，已投产井稳产比例从80.5%增加至95%，油压递减速度减缓，基本满足开发方案设计要求。研究成果形成系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策，为超深层强非质性碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。

本文引用格式

蔡珺君 , 彭先 , 李骞 , 占天慧 , 朱占美 , 李文 , 赵翔 , 张飞 , 江俊 . 超深层强非均质性气藏早中期产能主控因素及开发优化技术对策——以四川盆地中部安岳气田震旦系气藏为例[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(11) : 1622 -1633 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.016

Highlights

Taking Deng 4 Member gas reservoir of Sinian system in central Sichuan Basin as an example, aiming at the main problems of the controlling factors of productivity and development strategies optimization in the early and middle stages of the highly heterogenous gas reservoir，the scientific connotation of the controlling factors of gas well productivity was studied，and the core elements and main research items of the controlling factors of productivity in different stages were put forward. Based on the six types typical seepage patterns of gas reservoirs, the early, transitional and stable stages were defined. On this basis, the countermeasures and suggestions were given in four aspects: Well location plane deployment, target location, transformation process and production well system optimization. The results show that: (1) The controlling factors of productivity refer to the main conditions that affect the productivity of gas wells, and the research objects and emphases are different in different development stages. The core elements are the implementation of reserve base, the seepage capacity of transformation area and far well area, and the main research items are the key indicators of high-quality reservoirs, seismic response, special well test interpretation technology, etc. (2)The regular production capacity of the early stage, transitional and stable stages of Deng 4 Member gas reservoir is controlled by the development of high-quality reservoir，the matching of fracture system after reservoir transformation，the gas supply capacity of far well area and the remaining dynamic reserves. And the influence of the electrical characteristics of high-quality reservoir, the characteristics of well test after transformation, construction curve, the plane heterogeneity and the variation of remaining dynamic reserves on the production capacity at different stages in the early and middle stages are clarified. (3)Through the implementation of development strategies optimization, the breakthrough of single well production has been achieved. The average absolute open flow rate of the new technology well were 2.3 times of the vertical well, the proportion of stable production increased from 80.5% to 95%, and the tubing pressure decline rate slowed down, which basically met the design requirements of the development scheme. The research results from the controlling factors of productivity in the early and middle stage and the development optimization technical countermeasures provide technical reference for the efficient exploration and development of ultra-deep strong heterogeneity carbonate gas reservoirs.

0 引言

我国海相碳酸盐岩分布面积广，总面积大于455×104 m3。与国外成熟盆地天然气探明率（一般介于30%~60%之间）相比［1］，我国天然气资源丰富但探明率低，碳酸盐岩油气资源量约为385×108 t油当量，平均探明率仅约为11%，待勘探领域非常广阔［2］。以四川盆地为例，探明率仅为10%。2018年碳酸盐岩大气田探明储量3.12×1012 m3，占比为28%。自进入21世纪以来，在四川盆地已相继发现了普光、安岳等大型气田［3］，表现出良好的勘探开发前景。
碳酸盐岩气藏的储渗系统主要由大小不等的孔、缝、洞等单元组成，埋深多数大于4 500 m，为超深层气藏［4］，普遍具有非均质性强的典型地质特征，因此开发早中期不同阶段的气井产能差异悬殊，变化规律复杂，目前尚未形成系统的针对早中期不同阶段产能主控因素的清晰认识和开发优化技术对策，更多的是针对单一问题进行研究，例如为井位部署、跟踪和调整所建立的气井初期产能与测井解释、岩心描述参数的关系［5-12］；为生产组织及其优化，基于渗流实验规律建立的气井稳定产能方程，进而评价组成产能方程各参数的影响因素［13-25］。随着天然气开发的不断推进，相继发现并开发了一批碳酸盐岩气藏，例如元坝二叠系、安岳震旦系、塔中Ⅰ号、千米桥等，其中以四川盆地中部安岳震旦系气藏为强非质性气藏碳酸盐岩典型代表，该气藏储集岩心渗透率为（0.1~10）×10-3 μm2，试井解释渗透率为（0.01~7）×10-3 μm2。本文以四川盆地中部震旦系灯影组四段（后文简称“灯四段”）气藏为例，以产能主控因素的科学内涵为基础，结合气藏地质和生产动态，研究了气井早期、过渡期、稳定期产能主要控制因素，并在井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度4个方面提出优化建议，形成了系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策，为超深层碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。

1 研究背景

安岳灯四段气藏作为四川气田群的主力气藏，位于四川盆地中部川中古隆中斜平缓构造带（图1），埋藏深度超过4 500 m。自威远气田发现之后的近40余年中，川中古隆起震旦系—下古生界油气勘探一直处于探索阶段［26］，直到2011年GS1井、MX8井获得突破之后，高磨地区勘探整体推进，取得显著成效。灯四段气藏整体含气，有利含气面积约为7 500 km2［27］，目前已累计申报探明储量近6 000×108 m3，已经建成台缘带60×108 m3产能规模，从第1口气井GS1井投产至今，气田开发9年，共完钻气井154口，累计产气约110.70×108 m3、产液约22.44×104 m3。前期评价和开发早期静态资料分析表明：灯四段气藏以裂缝—孔洞型、孔洞型和孔隙型三大类储层为主，结合动态资料，三大类储层可再划分为缝洞I类、缝洞II类、孔洞I类、孔洞II类以及孔隙型5个小类，储层表现出低渗且非均质性强［28］的宏观渗流特征。
图1 安岳气田震旦系气藏构造位置

Fig.1 Structural location of Sinian gas reservoir in Anyue gas field

2 产能主控因素的科学内涵

气井产能评价是气田开发的核心工作。在不同的开发阶段，均需要落实气井产能［3］，进而为开发技术对策的制订及气藏优化配产提供依据。产能主控因素研究是气井产能评价工作的深化，是对已测试井或已投产井产能变化规律深层次原因的总结。其概念包括产能和主控因素2个方面，目前一般用气井的绝对无阻流量（后文简称q AOF）描述气井产能［29-34］，不同开发阶段的气井产能变化规律受地质、工程以及开采强度影响；主控因素是指决定事物发展的主要条件，因此对于不同的开发阶段，产能主控因素研究的对象和侧重点不同。
在前期评价阶段，申报探明储量以后，开展试采和先导试验，通过新井试采、工艺技术的实施并录取气藏静动态资料，落实产能平面及层系上的分布特征，研究影响气井产能的地质及工程因素，确定开发主体工艺技术，为井位部署和靶体优化提供依据；气田投入开发以后，需要确定影响稳定渗流的主要因素，通过产量优化调整，明确不同生产制度下气井产能的变化规律，确保气田开发满足方案设计指标。
气井产能是时间的函数（图2），用于描述气井开井持续到某时间节点泄气半径内动态储量的流动能力［35］，气井生产早中期所认识的动态储量及流动能力是动态变化的。气井产能主控因素可分为3个阶段（表1）：第一阶段为早期渗流阶段，核心要素是落实储量基础和改造区的渗流能力，研究主要内容是表征优质储层的关键指标及地震响应、优质储层钻遇长度、裂缝发育程度以及储层改造程度；第二阶段为早期渗流至稳定渗流过渡阶段，研究主要内容是通过动态资料录取，采用专项试井解释、现代产量递减分析技术研究气井远井区的渗流能力；第三阶段为中期稳定渗流至产量优化阶段，关键是在认识泄气半径内的渗流特征的基础上，明确不同开采强度下的剩余动态储量变化规律，其决定性因素是剩余动态储量。
图2 气井不同生产阶段产能变化规律

Fig.2 Productivity variation law of gas wells in different production stages

表1 气田开发早期产能主控因素研究要素

Table 1 Research elements of main controlling factors of early production in gas field development

研究阶段 渗流阶段 核心要素 主要研究条目
一 早期 储量基础、改造区的渗流能力 优质储层的关键指标及地震响应、优质储层钻遇长度、裂缝发育程度、储层改造程度
二 过渡 气井远井区渗流能力 专项试井解释、现代产量递减分析研究平面渗流非均质性
三 中期（稳定期） 动态储量、泄气半径内的渗流特征 不同开发强度下的剩余动态储量变化规律

3 单井产能主控因素

3.1　气井产能变化特征

灯四段气藏储集层非均质性较强，径向复合模型在此类气藏的试井解释中应用广泛［36-37］。动态资料揭示气井产能主要有以下6种响应模式（图3）：
图3 灯四段气藏6类模式产能变化

Fig.3 Productivity changes of 6 types of gas reservoirs in the 4th Member of Dengying Formation

（1）缝洞I型：初期产能高，下降速度慢，过渡期至中期（稳定期）产能平稳下降。改造区及远井区储层均较好，渗透率较高且内外区无数量级差，测试产量一般大于50×104 m3/d，产气量一般大于20×104 m3/d，生产效果好。
（2）缝洞II型：初期产能高，下降速度快，过渡期至中期（稳定期）产能下降快。储层内好外差，改造区渗透率较高但远井区渗流能力远差于改造区，内外区渗透率有数量级差，外区渗透率一般小于0.5×10-3 μm2，测试产量一般小于50×104 m3/d，产气量一般低于20×104 m3/d，生产效果差于初期预期。
（3）孔洞I型：初期产能一般，过渡期至中期（稳定期）产能增加。储层内差外好且内外区渗透率无数量级差，测试产量一般介于（20~50）×104 m3/d之间，稳定产量一般大于20×104 m3/d，生产效果优于初期预期。
（4）孔洞II型：初期产能一般，下降速度快，过渡期至中期（稳定期）产能平稳下降。储层内外区均为较低渗透率且无数量级差，测试产量一般介于（20~50）×104 m3/d之间，稳定产量一般低于15×104 m3/d，生产效果差。
（5）孔隙I型：与孔洞II型较为类似，工艺改善内区储层但远井区供气能力不足，生产效果差。
（6）孔隙II型：初期具有一定产能，下降速度快，经历过渡期后几乎无产能，此类储层仅改造区供气，远井区无供气能力。

3.2　早期产能主控因素

气井早期产能主控因素以气井初期q AOF为基准，着力研究优质储层与储层改造后裂缝搭配对气井早期产能的贡献程度。优质储层是指赋存天然气储量的优质碳酸盐岩储集层段，在纵向上该套储集层具有高缝洞发育和高渗透率的特点，采用电性特征描述具有较好的可操作性，储层的裂缝描述有岩心和薄片直接观察法，此外酸化施工曲线、试井解释可以间接描述储层改造后的裂缝沟通效果。

3.2.1　优质储层特征

依据早期静态资料，6类气井共有缝洞、孔洞、孔隙型3类响应（图4，图5），其中缝洞型和孔洞型为优质储层。缝洞型储层在常规测井上井径扩径明显，AC、CNL、RT跳尖，RT值小于800 Ω·m或AC值大于54 μs/m，且GR值小于80 API，硅质含量小于15%，面洞率大于5%，成像测井为暗色层状［图6（a）］；孔洞型储层识别标准为RT值小于4 000 Ω·m或AC值大于48 μs/m，且GR值小于80 API，硅质含量小于15%，面洞率大于3%，成像图上显示团块状高电导异常，孔洞颜色随着孔隙度的增大而变深［图6（b）］。
图4 缝洞型储层测井综合评价图（GS001-X6井）

Fig.4 Comprehensive logging evaluation map of fracture-vuggy reservoir（Well GS001-X6）

图5 孔洞型储层测井综合评价图（MX022-X2井）

Fig.5 Comprehensive logging evaluation map of vuggy reservoir（Well MX022-X2）

图6 优质储层成像测井

Fig.6 Imaging logging of high quality reservoir

优质储层主要分布在台缘带，台内带主要为孔隙型储层，零星分布缝洞和孔洞型储层。

3.2.2　天然裂缝发育及改造程度

岩心和薄片观察可直接描述裂缝的发育程度，台缘—台内带裂缝较发育，以网状缝、高角度缝为主，主要起沟通孔洞、提高渗流能力的作用［38］（图7）。酸化压裂施工曲线记录了气井酸化施工作业的实时情况，包含泵压、套压、排量等信息，通过分析研究曲线的变化规律可以判断酸化压裂特征、裂缝延伸情况和沟通的储集层类型［39］，并利用试井解释成果间接描述气井改造区内的裂缝网络沟通情况。灯四段气藏缝洞型储层酸化施工在相同排量下，泵压下降速度快，停泵压降曲线呈下降趋势，停泵压力一般低于20 MPa，改造后近井区储层渗透率介于（5~18）×10-3 μm2之间，试井近井区与测井渗透率比值为5~30；孔洞型储层在定排量下泵压先呈现出一定的波动并台阶式下降，酸化后停泵压力较高，一般大于30 MPa，停泵后压力持续下降，下降速度大于缝洞型储层，改造后近井区储层渗透率介于（0.1~1）×10-3 μm2之间，试井近井区与测井渗透率比值小于5（表2）。
图7 灯四段取心井段宏观裂缝密度分布直方图及岩心照片和镜下图片

Fig.7 Core photo, microscopic chip and histogram of macroscopic fracture density distribution in coring section of the 4th Member of Dengying Formation

表2 灯四段优质储层近井区改造效果描述

Table 2 Description of improvement effect near well area of high quality reservoir in the fourth member of Dengying Formation

储层

类型

 裂缝发育情况 试井近井区渗透率 /（10 -3 μm2） 试井近井区与 测井渗透率比值 试井双对数曲线 酸化施工曲线 改造后早期渗流响应
缝洞型 较好 5~18 7~30 裂缝沟通效果好，近井区表现为早期径向流特征，渗透率高
孔洞型 一般 0.1~2 <7 裂缝沟通效果好，近井区表现为人工改造特征，渗透率较高

3.2.3　主控因素分析

优质储层钻遇厚度和储层改造程度是气井早期获得较高绝对无阻流量（q AOF）的决定因素，其中前者是客观地质因素，后者为基于客观地质因素上的人为因素。从图8可以看出，气井早期q AOF与优质储层钻遇厚度线性关系较好，拟合线X轴截距说明有效井优质储层钻遇厚度下限值为15 m。图9揭示近井区渗透率与早期q AOF具有一定的正相关性，说明改造后形成的近井区裂缝网络系统对早期产能起积极作用，拟合线Y轴截距说明有效井气井试油后早期产能的下限值为53.26×104 m3/d。
图8 优质储层钻遇厚度与初期绝对无阻流量的关系

Fig.8 Relationship between drilling thickness and initial absolute open flow of high quality reservoir

图9 初期绝对无阻流量与近井区渗透率关系

Fig.9 Relationship between initial absolute open flow and permeability near well area

3.3　过渡期产能主控因素

过渡期为早期渗流与中期稳定渗流的过渡阶段，这一阶段产能变化规律采用产能下降率描述。产能下降率定义为早期产能与过渡期末的比值，考虑灯四段气藏低渗，试油测试一般小于10 h，设定早期产能和过渡期末的参考时间为10 h和720 h。灯四段气藏储量丰度差异性较小，以磨溪区块为例，主要在（3.77~4.21）×108 m3/km2之间［40］，因此影响过渡期产能的关键影响因素是改造区以外储层的供气能力。
6类模式的气井共表现出3种典型渗流特征，即：①外差内好型，K 2/K 1<0.5；②内外区渗流能力较为一致，0.5≤K 2/K 1<1；③外好内差型，K 2/K 1>1。从图10可以看出，对于3种典型渗流模式的产能变化率与远近井区渗透率比值均具有较好的线性关系，其中前2种模式产能变化率均小于1，当远近井区渗透率比大于2.22时，产能变化率大于1，气井早期产能会被低估。
图10 产能变化率与远近井区渗透率比值关系

Fig.10 Relationship between productivity change rate and permeability ratio of near and far well area

3.4　中期（稳定期）产能主控因素

气井生放稳定后进行产量优化，关键是掌握气井动态储量和泄气半径内的渗流特征，明确不同开采强度下的剩余动态储量变化规律。该阶段气井渗流规律基本掌握，产能基准采用稳定初期的q AOF，影响产能变化的决定性因素是通过地层压力的形式呈现的剩余动态储量（图11）。
图11 拟压力与剩余动态储量关系

Fig.11 Relationship between pseudo-pressure and residual dynamic reserves

基于二项式产能方程的稳定气井q AOF为［30-32］：
q A O F ≈ - A + A 2 + 4 B p 2 2 B
累计产气量与采气速度的关系为：
G p = G I t
考虑到压降储量的拟合线为y=b-ax，开发到某一时刻的压力与剩余动态储量的关系为：
p e Z e = b - a G p = b - a G 动 - G 剩
式（1）—式（3）中：q AOF为气井绝对无阻流量，104 m3/d；Ａ为二项式产能方程层流项系数，MPa2/（104 m3/d）；Ｂ为二项式产能方程湍流项系数，MPa2/（104 m3/d）2；p为地层压力，MPa；G p为累计产气量，108 m3；G为地质储量，108 m3；I为采气速度，无因次；t为生产时间，a。
定义气井不同时间的q AOF与稳定初期q AOF比值为无因次q AOF，剩余动态储量与动态储量之比值为无因次剩余动态储量，无因次q AOF与无因次剩余动态储量关系如图12所示，从图12中可知，当渗流达到稳定后，影响气井产能的主要因素是剩余动态储量，无因次q AOF与无因次剩余动态储量为二次函数关系，并呈现出初期减小快，后期减少慢的特征。在掌握气井稳定产能后，由不同开采强度下无因次q AOF变化图版即可确定气井不同开采强度下的产能变化规律（图13）。
图12 无因次q AOF与无因次剩余动态储量关系

Fig.12 Relationship between dimensionless q AOF and dimensionless residual dynamic reserves

图13 不同开采强度下无因次绝对无阻流量变化

Fig.13 Change of dimensionless absolute open flow under different mining intensities

4 开发优化技术对策及效果

在明确气井各阶段产能主控因素的基础上，提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议，其中井位优先部署采用“先肥后瘦”“由西向东”的策略；靶体位置依托“岩溶缝洞储层+宽波谷亮点”识别技术；改造工艺采用“不同储层，不同目的，不同工艺”原则；生产井制度优化基于开展早中期气井产能再评价和储量落实，动态调整不同类型气井配产比。围绕上述思路，针对灯四段气藏实施开发优化措施后取得了显著的应用成效，下文分述之。

4.1　井位平面部署

井位优先部署在优质储集层厚度较大的磨溪—高石梯区块台缘带，由于灯影组白云岩岩溶孔洞储层非均质性强，储层预测困难，通过恢复岩溶古地貌，编制安岳气田桐湾末期岩溶古地貌图，划分了岩溶台地、岩溶缓坡地和岩溶盆地3类二级地貌单元［38，41-42］，从而掌握该套储层发育分布规律，指导勘探开发“由西向东”逐步扩展，并采用“先肥后瘦”的策略，利用工程技术的不断进步弥补地质条件变差带来的影响。

4.2　靶体位置

灯四上亚段储层整体发育，横向上连续稳定分布，靶体位置定在灯四上亚段，开发井以大斜度井为主，兼顾水平井开发。高石梯—磨溪地区灯四上亚段纵向上共发育4种储层组合模式，结合地质模型正演、井震标定成果台缘到台内区由第I类储层组合逐步过渡到第IV类储层组合类型，地震反射模式依次为“宽波谷+双亮点”“宽波谷+内部扰动”“宽波谷+断续亮点”“窄波谷”反射特征［38，43］，形成了“岩溶缝洞储层+宽波谷亮点”识别技术，针对性优化钻井、试油设计、实时动态调整。

4.3　储层改造工艺

震旦系灯四段具有储层类型和缝洞搭配关系复杂、低孔低渗特征明显、非均质性强、温度较高等难点，结合前期储层改造实施成果，主体酸液体系采用胶凝酸和转向酸，前置酸液体系采用冻胶前置液和自生酸前置液。胶凝酸/转向酸酸压工艺的用酸强度为1.0~1.5 m3/m，自生酸前置液酸压工艺用酸强度为1.5~2.5 m3/m，施工排量主要为6.0 m3/min以上。缝洞型储层改造，主要立足于疏通缝洞，采用缓速酸酸压工艺，以期解除近井地带污染堵塞，疏通通道，发挥气井自然产能。孔洞型储层改造，主要立足于造长缝，采用深度酸压工艺，以期实现造长缝，增加沟通缝洞几率。孔隙型储层改造，需要更进一步提高酸蚀裂缝长度，同时保持裂缝的高导流能力，开展复合酸压先导性试验优化和确定施工参数。

4.4　生产井制度优化

通过开展30余井次的专项试井，落实气井产能及动态储量，认为灯四段气藏中内外区渗流能力一致的气井早期配产合理，应采用高产量高油压策略；对于外好内差型储层，气井早期产能会被低估，配产和采气速度偏低，应采用高产量高油压策略，配产比优化至初期q AOF的1/4~1/3；对于外差内好型储层，配产和采气速度偏高，气井产能下降快，应采用低产量低油压策略，配产比优化至初期q AOF的1/12~1/10。

4.5　应用效果

在落实优质储层纵横向发育分布特征、规律并建立高产井地震反射模式的基础上，通过现场精细施工，生产应用效果显著，有效提高了单井产量，实现安岳气田灯四段气藏的整体高效开发。截至2020年4月，在高石梯—磨溪区块共实施斜井和水平井64口，井数比例为78%，其中斜井40口，单井平均初期q AOF为122.07×104 m3/d，超过100×104 m3/d的气井占比为70%；水平井24口，单井平均初期q AOF为124.00×104 m3/d，超过100×104 m3/d的气井占比为58%，2种井型单井平均q AOF为直井（单井平均q AOF为53.20×104 m3/d）的2.3倍（图14）。
图14 工业气井不同井型气井产能统计柱状图

Fig.14 Industrial gas well productivity statistics bar chart of different well types

生产组织方面，通过对已经投产气井的深化认识，对生产制度不合理的气井进行优化。一批外好内差型气井配产和采气速度偏小，气井产能发挥不充分；外差内好型气井按照目前的生产规模，不能满足稳产需求，需要降低配产和采气速度。优化前气藏72口气井日产气规模1 529×104 m3，井均日产气21.2×104 m3，14口井产量油压递减速度快，稳产井比例80.5%；通过对各单井的产能核实和精细优化配产，气藏日产气规模1 457×104 m3，井均日产气20.2×104 m3，稳产井比例增加至95%（图15），油压递减速度减缓，基本满足开发方案设计要求。
图15 灯四段气藏整体优化前后对比

Fig.15 Comparison before and after overall optimization of gas reservoir in the fourth member of Dengying Formation

5 结论

在深入剖析气井产能主控因素内涵和产能变化特征的基础上，提出了不同阶段产能主控因素的核心要素和主要研究条目。四川盆地中部安岳气田灯四段气藏早期产能受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配控制，过渡期产能的主要影响因素是改造区以外储层的供气能力，稳定期影响产能变化的主要因素是以地层压力的形式呈现的剩余动态储量。研究明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早期、过渡期以及中期（稳定期）3个不同阶段产能的影响。在此基础上有针对性地提出了平面优化部署、靶体位置、改造工艺参数以及生产井制度优化4方面的决策建议，开发优化措施实施后取得了单井产量的突破，新工艺井平均q AOF为直井的2.3倍，已投产井稳产比例从80.5%增加至95%，油压递减速度减缓，基本满足开发方案设计要求。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
马新华.四川盆地天然气发展进入黄金时代［J］.天然气工业，2017，37（2）：1-10.

MA X H. A golden era for natural gas development in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2017，37（2）：1-10.

2
沈安江，寿建峰，张宝民，等.中国海相碳酸盐岩储层特征、成因和分布［M］.北京：石油工业出版社，2016.

SHEN A J， SHOU J F， ZHANG B M， et al. Characteristics， Genesis and Distribution of Marine Carbonate Reservoirs in China［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2016.

3
邹才能，郭建林，贾爱林，等.中国大气田科学开发的内涵［J］.天然气工业，2020，40（3）：1-12.

ZOU C N， GUO J L， JIA A L， et al. Connotation of scientific development for giant gas fields in China［J］.Natural Gas Industry，2020，40（3）：1-12.

4
中国石油勘探开发研究院廊坊分院.天然气藏分类： GB/T 26979—2011 ［S］.北京：中国标准出版社，2012.

Langfang Branch of China Petroleum Exploration and Development Research Institute. Classification of natural gas reservoirs： GB/T 26979-2011［S］. Beijing： National Standards of China，2012.

5
马新华，李熙喆，梁峰，等.威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策［J］.石油勘探与开发，2020，47（3）：125-133.

MA X H， LI X Z， LIANG F，et al. Dominating factors on well productivity and development strategies optimization in Weiyuan shale gas play， Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020，47（3）：125-133.

6
冯建伟，赵力彬，王焰东. 库车坳陷克深气田超深层致密储层产能控制因素［J］.石油学报，2020，41（4）：106-116.

FENG J W， ZHAO L B， WANG Y D. Controlling factors for productivity of ultra-deep tight reservoirs in Keshen Gas Field， Kuqa Depression［J］.Acta Petrolei Sinica，2020，41（4）：106-116.

7
蒙晓灵，兰义飞，张宏波，等.鄂尔多斯盆地南部深层致密砂岩气藏成藏特点及产能主控因素［J］.西安石油大学学报（自然科学版）， 2020，35（5）：9-13.

MENG X L， LAN Y F， ZHANG H B， et al. Hydrocarbon accumulation characteristics and main productivity control factors of deep tight sandstone in the south of Ordos Basin［J］. Journal of Xi'an Petroleum University （Natural Science Edition），2020，35（5）：9-13.

8
郑超，魏林芳，王贤成，等.川东石炭系气藏气井产能影响因素分析及产能预测［J］.天然气工业，2002，22（4）：106-107.

ZHENG C， WEI L F， WANG X C， et al. Analysis of influencing factors and prediction of gas well productivity in Carboniferous gas reservoirs in east Sichuan［J］.Natural Gas Industry，2002，22（4）：106-107.

9
谢军，赵圣贤，石学文，等.四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素［J］.天然气工业，2017，37（7）：1-12.

XIE J， ZHAO S X， SHI X W， et al. Main geological factors controlling high production of horizontal shale gas wells in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry，2017，37（7）：1-12.

10
朱讯，肖富森，洪海涛，等.四川盆地中部地区致密河道砂岩气藏高产井地震模式及井轨迹设计［J］.天然气勘探与开发，2020，43（3）：86-93.

ZHU X， XIAO F S， HONG H T， et al. Seismic model and wellbore trajectory design for high-yield wells of tight channel sandstone gas reservoirs，central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Exploration and Development，2020，43（3）：86-93.

11
谷一凡，周路，蒋裕强，等.四川盆地高石梯区块震旦系灯影组四段储层类型及气井产能模式［J］.石油学报，2020，41（5）：574-583.

GU Y F， ZHOU L， JIANG Y Q， et al. Reservoir types and gas well productivity models for Member 4 of Sinian Dengying Formation in Gaoshiti Block， Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2020，41（5）：574-583.

12
朱讯，谷一凡，蒋裕强，等.川中高石梯区块震旦系灯影组岩溶储层特征与储渗体分类评价［J］.天然气工业，2019，39（3）：44-52.

ZHU X， GU Y F， JIANG Y Q， et al. Characteristics and reservoir body classification & evaluation of Sinian Dengying karst reservoirs in the Gaoshiti block of central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2019，39（3）：44-52.

13
李晓平，刘启国，赵必荣.水平气井产能影响因素分析［J］.天然气工业，1998，18（2）：53-56.

LI X P，LIU Q G，ZHAO B R. Analysis of factors affecting productivity of horizontal gas wells［J］.Natural Gas Industry， 1998，18（2）：53-56.

14
杨胜来，肖香娇，王小强，等.异常高压气藏岩石应力敏感性及其对产能的影响［J］.天然气工业，2005， 25（5）：94-95.

YANG S L， XIAO X J， WANG X Q， et al. Rock stress sensitivity of abnormally high pressure gas reservoir and its effect on productivity［J］. Natural Gas Industry，2005，25（5）：94-95.

15
胥洪俊，范明国，康征，等.考虑渗透率应力敏感的低渗气藏产能预测公式［J］.天然气地球科学，2008，19（1）：145-147.

XU H J， FAN M G， KANG Z， et al. A productivity prediction equation considering rock permeability stress-sensitivity in low-permeability gas reservoirs［J］. Natural Gas Geoscience，2008，19（1）：145-147.

16
宋传真，郑荣臣.致密低渗气藏储层应力敏感性及其对单井产能的影响［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（6）：47-49.

SONG C Z， ZHENG R C. Stress sensitivity of low-permeability tight gas reservoir and its effect on single well productivity［J］. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing，2006，25（6）：47-49.

17
王宇航，程时清，符浩，等.考虑应力敏感性的低渗透气藏气井产能分析［J］.油气井测试，2017，26（1）：6-9，75.

WANG Y H， CHENG S Q， FU H， et al. Analysis on gas well productivity of low-permeability gas reservoir with stress-sensitivity［J］. Well Testing，2017，26（1）：6-9，75.

18
张小龙，杨志兴.启动压力梯度对低渗气藏不稳定渗流特征的影响［J］.油气井测试，2018，27（3）：7-13.

ZHANG X L， YANG Z X. Impacts of start-up pressure gradient on features of transient seepage flow in low-permeability gas reservoirs ［J］. Well Testing，2018，27（3）：7-13.

19
张烈辉，梁斌，刘启国，等.考虑滑脱效应的低渗低压气藏的气井产能方程［J］.天然气工业，2009，29（1）：76-78.

ZHANG L H， LIANG B， LIU Q G， et al. A new deliverability equation considering slippage effect for gas reservoirs with low permeability and low pressure［J］.Natural Gas Industry，2009，29（1）：76-78.

20
王德龙，王宪文，闫娟，等.非达西效应对低渗气藏气井产能影响研究［J］.特种油气藏，2012，19（5）：97-99.

WANG D L，WANG X W，YAN J，et al. Study on the influence of non-Darcy effects on the gas well productivity in low-permeability gas reservoirs［J］. Special Oil and Gas Reservoir，2012，19（5）：97-99.

21
唐林，郭肖，苗彦平，等.非达西渗流效应对低渗气藏水平井产能的影响［J］.断块油气田，2013，20（5）：607-610.

TANG L， GUO X， MIAO Y P， et al. Impact of non-Darcy seepage effect on deliverability of horizontal wells in low permeability gas reservoirs［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2013，20（5）：607-610.

22
张烈辉，李成勇，刘启国，等.高含硫气藏气井产能试井解释理论［J］.天然气工业，2008，28（4）：86-88.

ZHANG L H， LI C Y， LIU Q G， et al. Interpretation theory of gas well productivity test for high-sulfur gas reservoirs［J］. Natural Gas Industry，2008，28（4）：86-88.

23
张睿，孙兵，秦凌嵩，等.气井见水后产能评价研究进展［J］.断块油气田，2018，25（1）：62-65.

ZHANG R， SUN B， QIN L S， et al. Research progress on productivity evaluation of gas wells after water breakthrough［J］. Fault-Block Oil and Gas Fields，2018，25（1）：62-65.

24
吕栋梁，唐海，吕浙江，等.气井产水时产能方程的确定［J］.岩性油气藏，2010，22（4）：112-115.

LV D L， TANG H， LV Z J， et al. Determination of productivity equation for water production in gas wells［J］. Lithologic reservoirs，2010，22 （4）：112-115.

25
张合文，冯其红，鄢雪梅.气水两相流二项式产能方程研究［J］.断块油气田，2008，15（6）：62-64.

ZHANG H W，FENG Q H，YAN X M.Study on binomial productivity equation of gas water two phase flow［J］.Fault-Block Oil and Gas Fields，2008，15（6）：62-64.

26
罗冰，周刚，罗文军，等.川中古隆起下古生界—震旦系勘探发现与天然气富集规律［J］.中国石油勘探，2015，20（2）：18-29.

LUO B， ZHOU G， LUO W J， et al. Discovery from exploration of Lower Paleozoic-Sinian system in central Sichuan Palaeo-uplift and its natural gas abundance law［J］.China Petrole-um Exploration，2015，20（2）：18-29.

27
杨雨，文龙，谢继容，等.四川盆地海相碳酸盐岩天然气勘探进展与方向［J］.中国石油勘探，2020，25（3）：44-55.

YANG Y， WEN L， XIE J R， et al. Progress and direction of marine carbonate gas exploration in Sichuan Basin［J］.China Petroleum Exploration，2020，25（3）： 44-55.

28
蔡珺君，彭先，李骞，等.强非均质性碳酸盐岩气藏储集层再划分及不同生产阶段技术对策——以四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系为例［J］.天然气地球科学，2021，32（6）：851-860.

CAI J J， PENG X， LI Q， et al. Subdivision of strongly heterogeneous carbonate gas reservoir and technical countermeasures in different production stages： Taking the Sinian in Sichuan Basin as an example［J］.Natural Gas Geoscience，2021，32（6）：851-860.

29
陈元千.确定气井绝对无阻流量的简单方法［J］.天然气工业，1987，7（1）：59-63.

CHEN Y Q.A simple method for determining absolute open flow rate of gas wells［J］.Natural Gas Industry，1987，7（1）：59-63.

30
庄惠农.气藏动态描述和试井［M］.北京：石油工业出版社，2014.

ZHUANG H N. Dynamic Gas Reservoir Description and Well Testing［M］.Beijing： Petroleum Industry Press， 2014.

31
李传亮.油藏工程原理［M］.北京：石油工业出版社，2005：262.

LI C L. Fundamentals of Reservoir Engineering［M］.Beijing： Petroleum Industry Press，2005：262.

32
李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2008：92.

LI S L. Natural Gas Engineering［M］.Beijing： Petroleum Industry Press，2008：92.

33
冯曦，钟兵，刘义成，等.优化气井配产的多因素耦合分析方法及其应用［J］.天然气工业，2012，32（1）：53-56.

FENG X， ZHONG B， LIU Y C， et al. Multi-factor coupling analysis of optimized gas-well production allocation［J］. Natural Gas Industry，2012，32（1）：53-56.

34
冯曦，彭先，李骞，等.试气阶段评价气井不稳定产能的新方法［J］.天然气工业，2020，40（4）：59-68.

FENG X， PENG X， LI Q， et al. A new method for evaluating the unstable deliverability of gas wells in gas formation testing phase［J］.Natural Gas Industry，2020，40（4）：59-68.

35
蔡珺君，彭先，李骞，等.四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏产能评价现状及展望［J］.断块油气田，2021，28（5）：655-660.

CAI J J，PENG X，LI Q，et al.Present situation and prospect of productivity of key marine carbonate gas reservoirs in Sichuan Basin［J］. Fault-Block Oil &Gas Field，2021，28（5）：655-660.

36
孟凡坤，雷群，何东博，等.三孔均质复合碳酸盐岩气藏斜井试井解释模型［J］.新疆石油地质，2018，39（5）：591-596，626.

MENG F K，LEI Q，HE D B，et al. Well test interpretation model for deviated wells in tri⁃porosity⁃media and homogeneous composite carbonate gas reservoirs［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2018，39（5）：591-596，626.

37
刘洪涛，杨向同，周鹏遥，等.二元复合存储模型在哈拉哈塘碳酸盐岩试井解释中的应用［J］.油气井测试，2016，25（4）：26-28，32.

LIU H T， YANG X T， ZHOU P Y， et al. Application of binary compound storage model in well test interpretation for Halahatang carbonate rock［J］. Well Testing，2016，25（4）：26-28，32.

38
田兴旺，彭瀚霖，王云龙，等.川中安岳气田震旦系灯影组四段台缘—台内区储层差异及控制因素［J］.天然气地球科学，2020，31（9）：1225-1238.

TIAN X W，PENG H L，WANG Y L，et al. Analysis of reservoir difference and controlling factors between the platform margin and the inner area of the fourth member of Sinian Dengying Formation in Anyue Gas Field， central Sichuan［J］.Natural Gas Geoscience，2020，31（9）：1225-1238.

39
蔡珺君，梁锋，占天慧，等.动静态资料在四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系碳酸盐岩储层类型识别中的应用［J］.天然气地球科学，2020，31（1）：132-142.

CAI J J， LIANG F，ZHAN T H， et al. Application of dynamic and static data in recognition of Sinian carbonate reservoir types in the Moxi-Gaoshiti areas，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2020，31（1）：132-142.

40
中国石油西南油气田分公司.安岳气田高石梯—磨溪区块灯四气藏二期开发方案［R］.成都：中国石油西南油气田分公司，2017：119.

Southwest Oil and Gas Field Company of PetroChina. Phase II development plan of Deng 4 gas reservoir in Gaoshiti-Moxi block of Anyue Gas Field［R］. Chengdu： Southwest Oil and Gas Field Company of PetroChina， 2017：119.

41
朱正平，罗文军，潘仁芳，等.川中高石梯—磨溪地区灯四段古地貌恢复及其对储层的控制作用［J］.中国石油勘探，2019，24（6）：730-738.

ZHU Z P， LUO W J， PAN R F， et al. The paleogeomorphology restoration of Sinian Deng 4 Member and its control on reservoir formation in the Gaoshiti-Moxi area in central Sichuan Basin［J］.China Petroleum Exploration，2019，24（6）：730-738.

42
刘曦翔，淡永，罗文军，等.四川盆地高石梯地区灯影组四段顶岩溶古地貌、古水系特征与刻画［J］.中国岩溶，2020，39（2）：206-214.

LIU X X， DAN Y， LUO W J， et al. Characterization of karst paleo-geomorphology and the paleo-water system on the top of the 4th member of the Dengying Formation in the Gaoshiti area，Sichuan Basin［J］. Carsologica Sinica，2020，39（2）：206-214.

43
田兴旺，张玺华，彭瀚霖，等.川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段气藏产能差异［J］.新疆石油地质，2019，40（6）：673-679.

TIAN X W，ZHANG X H，PENG H L， et al. Productivity differences of gas reservoirs in the fourth member of Sinian Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi area， central Sichuan Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2019，40（6）：673-679.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司