低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分_省略_合理配产_以苏里格气田某区块为例_张春雨

天　然　气　工　业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2　张城玮3　李建阳4　李娅1,2　李小锋1,2　刘平1,2　陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。

为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。

研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。

关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。

96延长气田地处鄂尔多斯盆地，拥有丰富的低渗天然气资源，发展潜力巨大。

低孔、低渗、低丰度等特点造就了低渗气藏独特的渗流特征，低渗气井的生产规律主要受地层压力、渗透率、控制储量、气水分布、裂缝发育情况、改造工艺及生产制度等因素的影响。

一、客观因素对递减规律的影响1.储层渗透率和非均质性的影响。

现阶段我国关于储层渗透率与气井产量关系的研究比较多，许多学者根据二者的数值变化关系，得出了较为科学的结论。

有学者研究气藏渗透率分别为0.2mD、0.4mD和0.8mD时气井配产2万m3/ d时的生产动态特征可以发现在前提条件中，如果不考虑配产及控制储量的变化，能直观感受到储层渗透率与气井稳产年限成正比例关系，渗透率的高低主要决定了其稳产年限的长短。

处于定产降压的拟稳态阶段，气井压力随时间变化呈线性下降趋势，且不同渗透率条件中压力变化线的斜率相近，此时储层渗透率对压力的影响只体现在压力值上，对压力变化规律趋势的影响并不明显。

但要注意在实际生产中气井压力和产量的递减是十分复杂的，对于低渗气田，不同区域、不同层位的气井生产规律既有其共性，又具有很强的特殊性，因此在实际生产中，技术人员往往会根据气井实际情况，采取“一井一策”制度。

地质因素在气藏成藏过程中发挥着重要作用，影响气藏储层的性质状况。

在研究过程中，需要充分考虑储层的非均质性特，根据层面分布不均匀的具体表现情况将储层渗透率平面分布进行分类简化，研究表明不同非均质情况的气井在生产特征上呈现较大差异。

总的来看，气井稳产期长、产量较高的地方及其附近地区的渗透率往往较高，储层非均质性不强，当气井进入递减期后产量递减速度增长时，其与气井外围储层渗透率分布之间的关联度也越来越低，反之亦然。

考虑到实际储层的低渗条带对气井压力传播的影响，需要在实际操作中对储层物性好的位置进行有效勘探，对布井位置的气藏地质情况进行精确详细的描述与预测，从而保障气田开发的合理性与高效性。

2.原始地层压力和气井控制储量的影响。

苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。

对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。

苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。

鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。

研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。

· 89 ·致密砂岩气藏产量分段递减规律特征李小雪　黄小亮　陈海涌　周 科　金大权　王鹏鲲重庆科技学院摘　要　在气田的开发中，致密砂岩气藏由于孔隙度低、渗透率低，后期供给能量速度慢，从而造成气井初期产量高递减快、后期产量递减缓慢，其气藏的递减率不恒定，采用传统的方法进行计算容易出现递减率有偏差、极限累产预测不准等问题。

为此，针对气井产量出现分段递减的原因主要有增产措施的采取、工作制度的调整和气井积液的影响等3种因素，以传统的产量递减方法为基础，结合致密砂岩气藏的地质特征和动态开发特征，提出了产量分段递减分析方法，并根据致密砂岩气藏的生产数据，采用典型曲线拟合法制定了分段临界点的标准。

现场应用结果表明：①分段递减方法在生产数据的拟合率、累产气和动态储量等3个指标的误差中均小于一段式递减法，且该方法计算简单，结果可靠；②有效解决了致密砂岩气藏递减率变化的问题；③产量分段递减方法对致密砂岩气藏的开发具有一定的适用性和指导作用。

关键词　苏里格气田　致密砂岩气藏　产量递减　分段式　数学拟合　规律　预测DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2019.02.011Laws of staged production decline for tight gas reservoirsLi Xiaoxue, Huang Xiaoliang, Chen Haiyong, Zhou Ke, Jin Daquan and Wang Pengkun(Chongqing University of Science & Technology, Chongqing 401331, China)Abstract: In the process of field development, because most tight sandstone gas reservoirs are characterized by low porosity and per-meability, and slow energy supply in the late stage, the production rate of gas wells is high and declines fast in the initial stage where-as declines slowly or is inconstant in the late stage. Furthermore, to use those traditional methods may easily occur a deviation of decline rate or inaccurate ultimate cumulative production tend. In view that the reasons for staged production decline mainly include the implementation of stimulation measures, the adjustment of working system, and the influence of liquid loading, a method of staged production decline was proposed for tight sandstone gas reservoirs based on traditional methods, combined with geological character-istics and dynamic development characteristics. And according to production data, a standard of staged critical point was formulated by typical curve fitting. Results show that (1) this staged production decline method is less than one-step decline method in the errors of production data fitting rate, cumulative gas production, and dynamic reserves. And its calculation is simple and its results are reli-able; (2) this method can deal with decline-rate variations for tight sandstone gas reservoir effectively, and (3) it is applicable and can be used as the guidance for the development of tight sandstone gas reservoirs.Keywords: Sulige gasfield; Tight sandstone gas reservoir; Production decline; staged; Mathematical fitting; Law; Prediction基金项目：重庆科技学院研究生科技创新计划项目（编号：YKJCX1720120）、重庆市基础研究与前沿探索专项项目“多因素影响下的超低含水页岩气井产能变化规律研究”（编辑：cstc2018jcyjAX0700）、重庆市教委科学技术研究项目（编号：KJ1601333）、重庆科技学院校内科研基金（编号：ck2017zkyb004, ck2017zkyb006）。

低渗气井压力和产量递减规律及其影响因素乔向阳;李靖;冯东;冯婷婷;张磊;陈宇【摘要】Production performance and decline laws of gas wells in low-permeability gas reservoirs are affected by multiple fac-tors, so distinguishing the influential laws of each factor is significant to predict the production performance of gas wells and guide the efficient development of gas fields. The factors influencing pressure and production decline laws of low-permeability wells are divided into two types (i.e., static reservoir factors and dynamic production factors) based on the development concept of constant-production pressure dropping in the early stage of gas reservoir production and constant-pressure production decreasing in the late stage. Then, the influential laws were comprehensively analyzed by means of numerical simulation. It is indicated that pressure decline law of gas wells in the early stage of production is mainly affected by gas well controlled reserves, production proration and water production and that in the late stage is mainly dominated by seepage capacity, multi-well interference and water production. Static reservoir factors are prereq-uisite to the development potential of gas reservoirs, and dynamic production factors can be optimized or adjusted by means of rational methods so that gas wells will be in the best production state. In the actual production, static and dynamic factors shall be combined. It is necessary to describe the dynamic production factors in detail according to the gas field development target so as to provide the guidance for production systemadjustment and verify the accuracy of gas reservoir understanding.%影响低渗气藏气井生产动态及递减规律的因素众多,区别各类因素的影响规律对预测气田生产动态、指导气田合理高效开发具有重要意义.将低渗气井压力和产量递减规律影响因素分为储层静态因素和生产动态因素两大类,结合实际气藏生产早期定产降压、后期定压降产的开发路线,分别研究了气井定产降压阶段压力递减特征及定压降产阶段产能递减特征,并基于数值模拟手段对其影响规律进行了综合分析.结果表明:气井生产早期压力递减规律主要受气井控制储量、配产、产水等因素影响;生产后期产量递减规律主要受渗流能力、井间干扰、产水等因素影响.同时,储层静态因素是气藏开发潜力的先决条件,而生产动态因素则往往可以通过合理的方法进行优化或调整以使气井达到最好的生产状态,在实际生产中需要做到"动静结合",根据气田的开发目标对各生产动态因素进行详细描述,指导调整生产制度或验证气藏认识的准确性.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2017(039)003【总页数】8页(P259-266)【关键词】低渗气田;气井;压力;产量;递减规律;储层静态参数;生产动态;定压降产;定产降压【作者】乔向阳;李靖;冯东;冯婷婷;张磊;陈宇【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室【正文语种】中文【中图分类】TE319国内低渗气藏资源量丰富，分布范围广，主要分布在鄂尔多斯、四川和松辽等沉积盆地，是近年来天然气储量增长速度最快的气藏类型［1］。

苏里格低渗气田压裂井初期产量动态预测方法
刘蜀知;孙艾茵;李达;孟凡龙;陈晓丽
【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2015(030)001
【摘要】根据压裂气井地层中气体的渗流过程,用严格的渗流力学方法建立气藏中存在一条有限导流能力垂直裂缝的渗流数学模型,通过采用离散方法求解可以获得一系列无量纲裂缝导流能力参数条件下井筒无量纲压力与无量纲时间的关系数据,由此可以预测一定气层和裂缝参数条件下压裂气井的产量随时间的变化情况.应用该方法对苏里格低渗透气田某一区块的压裂井初期动态产量进行预测,并分析裂缝长度、高度和导流能力对气井产量的影响,预测值与实际值的误差在10％以内.【总页数】5页(P57-61)
【作者】刘蜀知;孙艾茵;李达;孟凡龙;陈晓丽
【作者单位】西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018
【正文语种】中文
【中图分类】TE332
【相关文献】
1.低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产--以苏里格气田某区块为例
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5.致密低渗气田侧钻水平井参数优化与应用——以苏里格气田苏S块为例
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苏里格气田气井分类新方法及递减规律分析【摘要】随着气田投产井数的迅速增加，气井管理的难度不断增大，“一井一法”的管理方法无法适应苏里格气田的开发管理，因此推荐对区块实施“一类一法”的管理方法，将区块内的气井分成不同的类别，采取“一类一法”的方式进行管理，不仅可以提高气井的管理水平，而且可以提高管理效率，减少不必要的人力、物力。

【关键词】苏里格气井分类递减规律1 前言苏里格气田位于长庆靖边气田西侧的苏里格庙地区，区域构造上属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西北部，行政区属于内蒙古自治区乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探面积约2×104km2，主力含气层位为下石盒子组盒8段和山西组山1段。

2 气井分类方法2.1 对已有气井分类方法的讨论目前长庆气田常见的气井分类依据有：无阻流量、产水情况、积液情况以及产能情况。

进行储层综合评价、寻找有利区、确定流动单元等课题运用的气井分类方法过于偏重地质特征，对于工艺挖潜并不适用。

2.2 气井分类新方法经过研究，拟通过生产动态及工况对气井进行分类，遂决定利用进行低产低效井判别时，所占权重较高且在今后挖潜工艺实施时具有可操作性的参数，作为分类标准。

这样的参数包括：平均日产量（0.5×104m3/d为界）、套压降速率（0.027MPa/d为界）、积液情况。

将平均日产量、套压降速率、积液情况三项分类标准相互组合，形成以下八类气井生产特征：一类生产特征：大产量、低压降速率、无积液二类生产特征：大产量、低压降速率、有积液三类生产特征：大产量、高压降速率、无积液四类生产特征：大产量、高压降速率、有积液五类生产特征：小产量、低压降速率、无积液六类生产特征：小产量、低压降速率、有积液七类生产特征：小产量、高压降速率、无积液八类生产特征：小产量、高压降速率、有积液以苏里格气田苏X区块为例，大产量井占总井数的56%，小产量井占总井数的44%；不积液井占总井数的54%，携液开采井占总井数的21%，积液井占总井数的25%；苏X区块有32%的井压力递减速率较快。

低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【摘要】以苏里格气田苏14区为研究对象,采用随机地质建模和数值模拟技术,建立气藏精细地质模型并进行数值计算,对低渗透砂岩气藏不同井网井距下的开发指标进行预测.计算结果表明:针对苏里格型砂体规模较小、储量丰度低的低渗透砂岩气藏,800m×600m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;在800m×600m井网、区块整体稳产10年的情况下,单井最终采出量为2160×104m3,稳产期采收率为12.90%,气田最终采收率为29.76%.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)005【总页数】5页(P100-104)【关键词】苏14区;随机地质建模;数值模拟;开发指标;低渗透砂岩气藏【作者】贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【作者单位】中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油长庆油田分公司,陕西,西安,710021;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油天然气股份有限公司对外合作经理部,北京,东城,100007【正文语种】中文【中图分类】TE348;TE319气田开发指标预测是气藏工程的一项重要内容，是编制气田开发规划和开发方案的重要依据。

我国低渗透砂岩气藏多属陆相沉积环境下的辫状河、三角洲沉积体系［1－3］，如苏里格气田，由于储集层物性差，有效砂体规模小、连通性差、空间分布复杂，气井单井控制面积和控制储量小，储量动用程度和采收率低，确定合理的开发技术指标是保证气田开发经济效益的重要工作。

油气田开发指标预测技术和方法根据其基本原理，一般可分为5大类［4－6］：(1) 经验公式法，包括：采收率预测公式、水驱特征曲线、产量递减方程等，根据大量油田实际参数进行统计回归分析，得到各类开发指标与油藏物性参数间的经验统计关系，从而预测出油气田主要开发指标;(2)水动力学公式法，这类方法主要是建立渗流力学模型，进行油气田开发前期的开发指标变化趋势和开发机理研究;(3)物质平衡方程法，一般用于弹性驱动、溶解气驱和水驱油田的开发指标预测和开发机理研究;(4)通用预测方法，指在研究一般经济、控制和人工智能等问题时建立起来的通用预测方法，借用到油气田开发领域，包括：时间序列分析、神经网络法、灰色预测法等;(5)油藏数值模拟法，采用偏微分方程组描述油藏开采状态，通过有限差分法进行数值计算，预测不同时间点油藏的生产动态特征，进而预测油藏开发期末的各项开发指标。