苏53区块水平井生产动态分类评价

张 楠

(中国石油长城钻探工程有限公司 地质研究院，辽宁 盘锦 124010)

0 引言

苏里格气田是我国典型的低孔、低渗、低丰度的致密砂岩气藏，苏53区块位于苏里格西北部，2010年起同时在石盒子组盒8段和山西组山1段实施水平井整体开发，采用1 200 m×600 m不规则菱形面积井网、区域接替的开发方式[1-5]。截至2019年底，区块共部署井位474口，累计投产气井259口，其中直井41口，水平井209口，侧钻水平井9口，累计产气136.57×108m3，阶段采出程度20.1%[6-8]。

随着区块投产井数及生产时间的不断增加，日常的动态分析工作量将会变得非常繁杂且巨大[9-15]，因此，非常有必要对水平井进行归类分析并总结其生产规律。该文以苏53区块已投产的209口水平井实际生产数据为基础，依据苏里格最新的动态分类标准[16]，从生产特征、动储量、累产气、递减率、采收率和动态产能方面将水平井重新进行归类，详细论述了其分析方法及流程，并对各类水平井的开发指标进行了详尽评价。

1 生产特征

截至目前，苏53区块共投产水平井209口，按照苏里格气田水平井分类新标准(见表1)，其中Ⅰ类井52口，Ⅱ类井113口，Ⅲ类井44口，Ⅰ+Ⅱ类井比例为78.9%，其产量贡献比达92.6%。

表1 苏里格气田水平井分类新标准Table 1 New classification criteria of horizontal wells in Sulige gas field

具体而言，Ⅰ类井共52口，占总井数的24.9%；初期产量13.39×104m3/d，前3年井均日产气7.8×104m3/d，目前井均累产气11 812×104m3；初期套压20.61 MPa，第1年压降速率较快，为0.029 MPa/d，后期压降逐步平稳，压降速率0.002 MPa/d，该类水平井生产效果好，预测累产气14 000×104m3。Ⅱ类井共113口，占总井数的54.1%；初期产量9.34×104m3/d，前3年井均日产气4.5×104m3/d，目前井均累产气5 019×104m3；初期套压17.66 MPa，第1年压降速率较快，为0.029 MPa/d，后期压降逐步平稳，压降速率0.001 MPa/d，该类水平井生产效果较好，预测累产气7 500×104m3。Ⅲ类井共44口，占总井数的21.0%；初期产量6.46×104m3/d，前3年井均日产气2.4×104m3/d，目前井均累产气2 214×104m3；初期套压14.75 MPa，第1年压降速率较快，为0.025 MPa/d，第2年起压降逐步平稳，后期压降速率0.001 MPa/d，该类水平井生产效果较差，预测累产气4 200×104m3。分类对比如图1、图2所示。

图1 苏53区块分类水平井日产气对比图Fig.1 Comparison of daily gas production of classified horizontal wells in Su 53 block

图2 苏53区块分类水平井压力对比图Fig.2 Pressure comparison of classified horizontal wells in Su 53 block

2 动储量

由于苏53区块大部分气井均采用井下节流器控制生产，日常动态监测数据中只有井口产量和套压是连续且完整的，因此，一般利用流动物质平衡法来计算各类水平井的动储量，其原理是:根据达西渗流理论，压力波到达边界以后，气体渗流便进入拟稳定或稳定状态，泄流区域内各点压降速度基本相同并等于某一常数，此时可视地层压力的压降速率与井底流压或井口套压的压降速率是相等的；先作井口套压与累产气量的关系曲线，然后再过原始地层压力点作关系曲线的平行线，与横轴的交点即为动态储量[17]。采用该方法预测苏53区块Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类水平井的平均单井动储量分别为16 500×104m3，9 200×104m3，5 600×104m3，如图3～图5所示，加权动储量为10 000×104m3。从各类水平井的投产时间来看，Ⅰ类水平井集中分布于2013年之前的建产期，那时井位部署基本位于区块储层物性最好的富集区，因此单井的控制储量及动储量均较大；2014年之后的稳产期，开发区域的储层品质逐渐变差，Ⅱ，Ⅲ类水平井比例随之升高，其单井控制储量及动储量也相应减小。

图3 Ⅰ类水平井动储量预测图Fig.3 Dynamic reserve forecast of typeⅠhorizontal well

图4 Ⅱ类水平井动储量预测图Fig.4 Dynamic reserve forecast of type Ⅱ horizontal well

图5 Ⅲ类水平井动储量预测图Fig.5 Dynamic reserve forecast of type Ⅲ horizontal well

3 累产气

根据时间拉齐的水平井产量递减趋势，先做日产气-累产气的相关曲线，再利用OFM软件对其进行拟合及预测，气井停产条件为日产气1 000 m3/d。该方法预测苏53区块Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类水平井的平均单井累产气分别为14 000×104m3，7 500×104m3，4 200×104m3，如图6～图8所示，加权累产气为8 400×104m3。对比水平井累产气5 000×104m3的盈亏平衡点，Ⅰ类水平井井均可多产气9 000×104m3，盈利6 750万元，开发效益非常好；Ⅱ类水平井井均可多产气2 500×104m3，盈利1 875万元，开发效益良好；Ⅲ类水平井井均少产气800×104m3，亏损600万元，开发效益较差。

图6 Ⅰ类水平井累产气预测图Fig.6 Forecast of cumulative gas production for typeⅠhorizontal well

图7 Ⅱ类水平井累产气预测图Fig.7 Forecast of cumulative gas production for type Ⅱ horizontal well

图8 Ⅲ类水平井累产气预测图Fig.8 Forecast of cumulative gas production for type Ⅲ horizontal well

4 递减率

从前面的水平井生产曲线可以看出，气井开井生产即递减，不存在稳产期，在生产过程中压力、产量变化均呈现出明显的两段式特征。早期压降、产量下降速度均较快，该阶段处于不稳定早期，主要以压裂裂缝线性流为主，压降速率大，产量下降快；压力波传到边界后流体渗流进入拟稳定及稳定状态，主要以基质+裂缝、基质+井筒非线性流为主，套压、产量下降速度均有所减缓。基于水平井日产气曲线，运用Arps递减分析方法，计算气井递减指数，判断递减类型，评价递减规律。

结果表明，对于单井而言，3%气井递减指数为0，属于指数递减；97%气井递减指数为0～1，属于双曲递减，其中81%气井递减指数为0.4～0.6，平均0.5，符合衰竭递减，分析认为单井产量符合衰竭式递减特征。对于时间拉齐的Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类水平井产量曲线，递减趋势基本相同，初期递减快，后期逐步减缓，递减速率依次增大，以Ⅲ类井最为突出；Ⅰ类水平井初期递减率为38.3%，前3年平均递减率为33.0%，Ⅱ类水平井初期递减率为46.9%，前3年平均递减率为39.6%，Ⅲ类水平井初期递减率为55.9%，前3年平均递减率为42.5%，如图9所示。

图9 苏53区块分类水平井递减率变化图Fig.9 Variation of reduction rate forclassified horizontal wells in Su 53 block

5 采收率

为研究各类水平井的采收率指标，基于区块储层静态分类，在74，78，66排选取了3个小区域分别代表I，II，III类储层，如图10所示，储层静态分类与生产动态分类一一对应，通过拟合及预测其投产水平井的生产情况，对比分析各类水平井在主力层位的采收率。

图10 苏53区块各类储层代表图Fig.10 Representative of various reservoirs in Su 53 block

数值模拟结果如图11～图13所示。I类区域4～7小层地质储量19.8×108m3，预测10口水平井总产气14.1×108m3，井均累产气1.4×108m3，动态属于I类井，区域主力层位采收率为71.0%，开发效果很好。II类区域4～7小层地质储量10.02×108m3，预测8口水平井总产气6.03×108m3，井均累产气0.76×108m3，动态属于II类井，区域主力层位采收率为60.3%，开发效果较好，但也存在一定的挖潜空间。III类区域4～7小层地质储量7.1×108m3，预测9口水平井总产气3.82×108m3，井均累产气0.42×108m3，动态属于III类井，区域主力层位采收率为53.8%，开发效果较差，后期具备较大的增产潜力。加权起来，苏53区块水平井在4～7小层主力层位的气藏采收率约为61.6%。

图11 苏53区块Ⅰ类储层区域生产预测图Fig.11 Production forecast of type I reservoir area in Su 53 block

图12 苏53区块Ⅱ类储层区域生产预测图Fig.12 Production forecast of typeⅡ reservoir area in Su 53 block

图13 苏53区块Ⅲ类储层区域生产预测图Fig.13 Production forecast of typeⅢ reservoir area in Su 53 block

6 动态产能

众所周知，欲求取气井某一时刻的无阻流量，首先必须要知道该井此时的地层压力，但在苏53区块的生产实践中，不可能做到时时监测单井的地层压力，而生产数据中只有井口套压是连续且完整的，因此，只能从套压出发去寻找相关规律。首先，从图14区块典型水平井的压力对比曲线图可以看出，井口套压、井底流压、地层压力三者之间具有比较相似的变化趋势(地层压力、井底流压可利用数值模拟软件由井口套压结合实测点校正求取[18])，都有初期递减快、后期逐渐变缓的递减趋势；于是，基于已求取的近百口水平井地层压力数据，可以尝试通过定量描述井口套压与地层压力之间的相互转换，最终建立起井口套压与无阻流量在任意生产时刻的直接对应关系。

图14 苏53区块典型水平井压力对比曲线图Fig.14 Pressure contrast curves oftypical horizontal well in Su 53 block

通过绘制地层压力、井口套压二者之间的差值曲线，显而易见，水平井生产时间超过100 d后，二者差值逐渐减小，且具有良好的趋势性；分析认为，水平井初期产量一般较大，套压相应下降较快，导致压力差值短期有所增大，产量稳定后其压力差值也相应缓慢减小。因此，先归纳出地层压力与井口套压之间的拟合关系，再绘制各类水平井无阻流量与井口套压、生产时间的直接对应图版，如图15～图17所示。由此，只需给定一组水平井的生产数据(日产气量、井口套压、累计生产时间)，便可直接在图版上读取相应的无阻流量，从而真正地实现水平井产能评价的直观化和动态化。结合国内外气田开发实践，通过比较日产气量和无阻流量的1/4～1/3值，便可初步评价水平井目前的配产情况，认为日产气量小于无阻流量1/4值为偏小，日产气量大于无阻流量1/3值为偏大，日产气量介于二者之间为合理。详细操作说明如下:假设A井为I类水平井，目前已生产1 000 d，井口套压为6.0 MPa，日产气量为4.5×104m3/d；先根据横坐标1000 d，纵坐标6.0 MPa，在图版的下部组合中确定该点落在中间的深蓝色曲线上；然后，横坐标1 000 d保持不变，在图版的上部组合中确定同样颜色的深蓝色曲线，其对应的纵坐标无阻流量为15×104m3/d，该值便是A井目前的无阻流量。运用此动态产能评价图版，对区块近5年投产的84口水平井目前生产情况进行了初步评价，认为配产合理井共55口，偏大井共18口，偏小井共11口。

图15 Ⅰ类水平井动态产能评价图版Fig.15 Dynamic production evaluation plate of typeⅠhorizontal well

图16 Ⅱ类水平井动态产能评价图版Fig.16 Dynamic production evaluation plate of typeⅡ horizontal well

图17 Ⅲ类水平井动态产能评价图版Fig.17 Dynamic production evaluation plate of typeⅢ horizontal well

7 结论

1)分类评价结果显示，Ⅰ类水平井52口，前3年日产气7.8×104m3/d，动储量16 500×104m3，累产气14 000×104m3，前3年递减率33.0%，主力层位采收率71.0%，单井可盈利6 750万元，开发效果很好。

2)Ⅱ类水平井113口，前3年水平井日产气4.5×104m3/d，动储量9 200×104m3，累产气7 500×104m3，前3年递减率39.6%，主力层位采收率60.3%，单井可盈利1 875万元，开发效果较好。

3)Ⅲ类水平井44口，前3年水平井日产气2.4×104m3/d，动储量5 600×104m3，累产气4 200×104m3，前3年递减率42.5%，主力层位采收率53.8%，单井预计亏损600万元，开发效果较差，具备较大的增产潜力。

4)利用井口套压与地层压力的拟合关系，通过绘制相应的产能评价图版，初步评价了84口水平井的配产情况，实现了产能评价的动态化和简便化。