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煤层气井产能影响因素分析李 亭在我国,煤层气的开发日益受到重视,但是单井产气量却一直难以有较大提高,这也是一直制约煤层气开发的主要问题。
本文试图从地质因素和开发技术两个大的方面入手,分析影响煤层气井产能的种种因素,找出问题所在。
1地质因素地质因素是决定煤层气富集及产出的关键,是影响气井产能的内在因素。
以沁水盆地南部煤层气的开发为例,通过研究及勘探开发的实践表明,气井产能受煤构造部位、煤层厚度、埋深、气含量、渗透率、水文地质条件等因素影响。
不同地区煤层气地质、储层条件对比情况见表1。
1.1构造发育及分布1.1.1褶皱煤层气勘探开发资料显示,褶皱对煤层气井的产量有一定影响。
中联煤在潘河地区的煤层气井分布在背斜、向斜的不同部位,虽然各种产量井在背斜、向斜上的分布没有明显的比例优势,产能分布与构造关系不十分显著,但在背斜轴部,高产井的比例高[1],向斜和褶皱翼部的高产井比例分别为75%和59%,背斜轴部的煤层气井全为高产井(表2)。
中石油在樊庄区块进行的煤层气开发也基本上表现为相同的产气特征,在背斜区和褶皱翼部高产气井的比例高。
表2不同构造位置区的气井产气状况[2]1.1.2断层断层对煤层气开发的影响表现为:①在局部范围内使煤层厚度或煤体结构发生变化,如煤层变薄、煤层渗透率降低等;②导通邻近含水层,导致产水量大、降压困难等；③使附近的煤层气逸散,气含量降低;④使煤层气井间形成隔离屏障,阻断井间的联系,降低开发效果；⑤增加钻井、固井、压裂作业等的施工难度,对煤储层的污染可能更大。
这些都会导致产气量降低,因此断层对煤层气井的产量影响是比较显著的。
1.2煤层厚度煤层厚度越大，向井筒渗流汇聚的煤层气就越充足,产气量就越高。
对沁水盆地南部煤层气井产量与目标煤层厚度进行统计发现,随着煤层厚度的增大,煤层气井产量有增加的趋势。
1.3煤层埋深煤层气理论研究和勘探开发的实践表明,深度是影响煤层气井产量的重要因素之一。
煤层气开发目标煤层埋藏越浅,则地应力低、渗透率高,排水降压容易,气井产量就越高。
新疆石油科技2016年第4期（第26卷）1引言靖边气田位于鄂尔多斯盆地东北部，区域构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，盆地结晶基底为太古界和下元古界变质岩系，岩系中有特殊的镶嵌增生地质结构，这种镶嵌增生地质结构形成了三层沉积结构，处于中新生界的为内陆碎屑岩沉积，处于上古生界海陆过渡相的煤系地层以及处于下古生界的碳酸盐岩和膏盐岩地层[1]。
该气藏的顶部为石炭系铁铝岩及泥质岩区域性封盖层，处于马五1+2奥陶系风化壳；气藏底部为块状致密灰岩作为区域性底板，该底板约有25m 厚。
经过十几年的大规模开发，靖边气田已接近自然稳产期后期，常规的气藏工程分析方法已不能满足气田开发的需要，需要不断地加深对气田地质的认识，特别是厘清地质参数对单井产能和动态储量的影响程度，研究产量和动态储量的变化规律，预测各项开发指标，进而以地质参数为基础，分析单井产能和动态储量的敏感性[2~4]。
参数敏感程度的研究主要借助专业的数值模拟软件，随着计算机、应用数学和气藏工程学科的不断发展，国内外专业软件技术发展非常迅速。
不仅模型功能齐全，且可实现开发技术一体化。
单井及区块模拟、并行算法等功能非常完善，并形成了商业性软件包[5~7]。
基于应用软件的众多功能及软件的不断完善，使用CMG 油气藏数值模拟软件预测不同属性不同压力下不同模型的生产动态，分析各种模型预测结果，得到不同储层参数对靖边气田单井产能和单井动态储量的影响敏感程度，为靖边气田的开发提供了理论上的帮助和方法上的指导。
2靖边气田单井模型建立根据靖边气田的实际动静态参数，择中选择适合整个气田的参数来作为整个气田递减规律敏感性分析数值模拟模型参数，见表1。
建立具有代表性的数值模拟模型，见图1、图2。
特别是对于靖边气田的基本地质特征，不同的模型需要尽量覆盖靖边气田的地层参数。
表1靖边气田递减规律敏感性分析数值模拟模型参数参数k h well top φ含水饱和度模型大小i 模型大小j 模型大小kk v可采储量模型体积孔隙体积油气孔隙体积天然气地质储量数值1433000.070.4300030001001.477.84E+073.92E+061.80E+064.62E+08单位md m mm m m md 108m 3m 3m 3m 3m 33靖边气田敏感性参数选择原理一般用单井的二项式产能方程来表示单井的无阻流量，图3是其推导模型，其具体形式为：王永林①刘永建张子为李陈长庆油田公司第一采气厂，718500陕西省榆林市北京大学,100871北京市海淀区摘要针对靖边气田储层纵向分布复杂，储层属性和储层压力变化范围较大的问题，运用数值模拟方法建立机理模型并预测不同属性不同压力下模型的生产动态，得到了不同机理模型的产气剖面和动态储量，利用参数敏感性分析方法，对不同机理模型不同参数变化率下无阻流量和动态储量的变化率进行分析，明确不同储层参数对靖边气田单井产能和单井动态储量的影响敏感程度不同，达到准确分析靖边气田单井产能和动态储量敏感性的目的,对靖边气田的单井产能评价及开发优化具有重要的指导意义。
第13卷第1期2013年1月1671—1815（2013）01-0140-05科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.13No.1Jan．2013 2013Sci.Tech.Engrg.石油技术靖边气田难动用储量区水平井布井优化研究张海勇何顺利门成全顾岱鸿（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）摘要针对目前靖边气田水平井开发效果不理想的现状，通过分析难动用储量区的物性参数特征，优选出水平井布井的试验区，并结合靖边气田水平井井位布署原则和井位优选流程，在选井参数优化研究的基础上，综合考虑古残丘分布、小幅度构造分布、沟槽分布、有效厚度分布、K f H e 分布、储量丰度分布等因素，对试验区块进行水平井布井优化设计和产能预测。
结果表明：预测试验区37口水平井的无阻流量为3.0 68.5ˑ104m 3/d ，总和1146ˑ104m 3/d ，单井无阻流量平均31ˑ104m 3/d ，效果很好。
研究成果对于促进碳酸盐岩气藏难动用储量区的开发应用具有一定的参考价值。
关键词水平井靖边气田难动用储量布井优化中图法分类号TE17；文献标志码A2012年8月24日收到中国石油大学（北京）科研基金（KYJJ2012-02-18）资助第一作者简介：张海勇（1988—），男，博士研究生。
研究方向：油气田开发地质和油气藏数值模拟。
E-mail ：zhanghaiyong2010@sina．cn 。
靖边气田地层平缓，构造简单，储层为蒸发潮坪沉积的奥陶系岩溶型碳酸盐岩，气藏埋深3000 3700m ，侵蚀沟槽分布复杂，造成各区储层厚度不一，储层非均质性很强，是典型的低渗、低产、低丰度层状气藏［1］。
随着气田的开发，气田周边成为重要的稳产接替潜力区，但是气田周边的地质情况更加复杂：开发实践证实其地质条件较差，一是侵蚀沟槽尤其是毛细沟槽发育［2］；二是储层致密，孔洞充填程度高。
提高靖边气田产层固井质量措施研究发布时间：2021-11-29T02:20:11.137Z 来源：《科学与技术》2021年8月24期作者：张越马向利朱泽鑫马杰[导读] 长庆油田靖边气田位于陕西省北部与内蒙古自治区交界处，属于致密油气藏，其成藏背景与苏里格气田大体一致，生、储、盖组合比较有利。
张越马向利朱泽鑫马杰（渤海钻探工程有限公司第一固井分公司河北任丘 062552）摘要：长庆油田靖边气田位于陕西省北部与内蒙古自治区交界处，属于致密油气藏，其成藏背景与苏里格气田大体一致，生、储、盖组合比较有利。
气藏资源丰富，含气地层主要是古生界石盒子组、山西组，气层跨度一般在300-500m左右，气层之间压力相差较大，气层压力当量密度一般为0.93-1.02g/cm3。
为了提高勘探开发的成功率和防止钻井液密度高而污染气层，要求完钻的钻井液密度不能高于1.20g/cm3，固井施工时由于气层压力大于钻井液液柱压力，导致固井前气层压不稳。
该区块套管串结构简单，裸眼段长，表层套管一般下深为400m-500m，气层套管下深为3300-3800m左右，裸眼段长为2800-3400m左右，气藏类型较多，气层较复杂，有砂层气、煤层气、灰岩裂缝含气等类型，气层及气层上下含水，影响了水泥石初凝和胶结质量。
本文旨在从固井方案设计研究，指导区块固井施工，提高固井质量。
关键词：固井质量水泥石致密油气藏1关键影响因素刘家沟组压裂性裂缝漏失，固井中极易发生井漏而影响固井质量。
刘家沟组砂岩为压裂性裂缝，属中生界下部，厚度一般为220—320m，浅灰色、灰紫色中粒长石砂岩夹暗棕、紫红色泥岩，在下部其泥质及岩块含量高，颜色陈旧，以灰为主。
该段底层发育较好，有大段裂缝，裂缝一般在刘家沟中下部约80m,也有个别区块裂缝贯穿整个刘家沟组。
其当量密度越高裂缝越大，漏失越严重，控制钻井液密度，提高堵漏能力，为防止刘家沟漏失是关键。
由于其承压能力低给固井施工带来了较大影响，因此，找出影响该区域固井质量的因素，对提高固井质量具有重要意义。
靖边气田下古储层渗流机理实验研究刘茂果;张正涛;赵丽丽;李曼子【摘要】靖边气田下古各气层因储层物性不同,各小层采气速度不均衡,影响靖边气田开发效果.为进一步明确各小层渗流能力,采取室内实验模拟等方法,以孔喉结构、渗流特征为基础,建立渗流物理模型.重点研究气藏渗流机理,典型井不同层位岩芯在各类生产压差下启动压力梯度特征,总结靖边气田下古储层渗流特征及流动机制,掌握纵向动用不均衡的规律.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)005【总页数】7页(P51-57)【关键词】渗流机理;启动压力;气水相渗;孔吼结构【作者】刘茂果;张正涛;赵丽丽;李曼子【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE312研究内容包括压汞实验、气水相渗实验和启动压力梯度实验研究，其中压汞实验中，共取岩心35块，气水相渗实验共取岩心37块，启动压力梯度实验分为单相启动压力梯度和两相启动压力梯度实验，实验总岩心数为37块（见表1）。
2.1 岩心孔渗特征对实验所选72块岩样测得的孔隙度值和渗透率值进行统计分析，样品的孔隙度主要分布在1%～3%，所占比例达到了47.22%，其次分布在3%～5%和5%～7%，比例分别为22.22%和20.83%，孔隙度大于7%和小于1%的样品所占比例相对较少，分别为8.33%和1.39%。
渗透率主要分布在0.001 mD～0.01 mD、0.01 mD～0.1 mD以及0.1 mD～1 mD，三个区间所占比例基本相同，渗透率＜0.001 mD和＞1 mD范围内的样品数量相对较少；同时可以看出样品之间渗透率值相差极大，最大可相差3个数量级。
对马五段各小层孔渗数据分析可知，马五13层的孔隙度值最高，为4.63%，马五22层的孔隙度值最低，为2.76%，马五12、马五11和马五14层的孔隙度值介于中间，分别为3.97%、3.32%和3.25%。
多层气藏井分层产量贡献计算方法及影响因素刘启国;王辉;王瑞成;李孝常【摘要】分析了无层间窜流多层气藏渗流机理,建立了考虑井筒储集和各层不同表皮情况下的层间无窜流圆形封闭边界气藏渗流数学模型,求得了多层合采气井分层产量贡献和井底无因次压力在拉普拉斯空间的解析解,利用Stehfest反演算法获得了分层产量贡献和井底无因次压力在实空间的解.研究表明:(1) 不考虑表皮效应影响时,在压力波传播到边界之前,分层产量贡献近似等于β_j;当压力波传播到边界形成拟稳态流时,分层产量贡献近似等于ω_j;(2) 表皮系数S_j的存在使得分层产量贡献不再近似等于β_j或ω_j,一般而言,表皮系数越大的层其产量贡献将降低,表皮系数越小的层其产量贡献将增大.研究结果有助于现场工艺措施的选择和气井的合理配产.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)001【总页数】5页(P80-84)【关键词】多层合采;Laplace变换;分层产量贡献;压力动态【作者】刘启国;王辉;王瑞成;李孝常【作者单位】"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油大学,四川,成都,610500;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·西南石油大学,四川,成都,610500;华海油田注氮技术有限公司,北京,100020;中国石油川庆钻探长庆钻井总公司,陕西,西安,710021;中国石油川庆钻探测井公司,重庆,400021【正文语种】中文【中图分类】TE347早在 20世纪 50年代末 60年代初就开始了多层油气藏渗流的试井理论研究[1-10]。
Lefkovits[1]在1961年首先用解析法研究了任意层数无层间窜流的合采系统的压力解,并对窜流仅发生在井筒(多层合采)的多层油藏井筒压力响应进行了研究。
Papadopulos[2]是第一位对层间不同原始压力及分布问题进行研究的人,他给出了双层均质、无限大蓄水层的精确解。
油气勘察一、研究的目的和意义靖气田边区域位于鄂尔多斯盆地中部， 系低渗透、低丰度、中低产、大面积复合联片的整装气田， 经过多年的开发与建设，靖边区域气田已经进入自然稳产期末，地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。
依据 靖边区域气田现有管网系统结构，在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时，既降低 管网改造投资，又现经营部门效益的最大化。
而对于不同储层采油不同增压法式，既可以提高增压效果，又可以减少增压过程中资源浪费。
靖边区域气田位于鄂尔多斯盆地中东部，是一个以下古生界奥陶系马五，碳酸盐岩气藏为主，其上与上古生界二叠系砂岩气藏部分叠合连片的大气田。
靖边区域气田以靖边县为中心，主要产气层马五层埋藏深度３０００－３７６５ｍ，属深层－中深气藏。
随着气田开发时间延长，气井压力、产量逐年降低。
充分发挥低产气井的生产潜能，对靖边区域气田的稳产和后期生产管理都具有重要现实意义。
二、国内外气田增压开采方式现状１．井口增压，井口安装压缩机， 将天然气输送到集气站或净化厂。
该增压方式最大的优点是： 能延长气井生产周期， 提高单井的采收率、 调度灵活、可操作性好， 各类低压气田均可采用。
缺点为： 对于整装开发的大型低压气田， 井多、压缩机数量大， 设备投资费用高，井场流程复杂， 如果气井产水和少量凝析油， 还需在井场设置气液分离装置， 无法实现井场的无人值守管理点分散、增加了运行操作费用， 不利于整个集输系统的管理与维护， 难产生经济效益。
２．气站增压（增压站 ）利用井口压力， 将天然气输送到集气站集中增压， 国外称这种增压方式为中心增压系统， 美国整装开发的煤层气田、国内气田大都采用中心压缩系统。
有以下几个方面的优点： 将压缩机布置在集气站，有利于设备集中控制和实现自动化， 较井场增压和独立设置增压站节省建设和操作费用。
３．气总站或净化厂集中增压当气田进入中、后期生产， 各集气站集气压力别很大， 一旦某集气站气体进不了集气干线， 可降低集气总站或净化厂的入口压力， 在集气总站或净化厂集中增压满足工艺要求， 来实现集气干线降压， 从而降低沿线各井区集气站进入集气干线的压力该方案动一点而及全线， 较容易实施。
140 143,2010地 质 学 刊第34卷 第2期do:i 10.3969/.j i ssn .1674-3636.2010.02.140靖边油田延长组长2油层组储层特征及影响因素向连格1,赵 虹1,党1,荆国强1,葛海影1,康晓燕1,仵康林1,王 萍2(1 长安大学地球科学与资源学院,陕西西安710054;2 中国石油勘探开发研究院,北京100083)摘要:通过大量岩心铸体薄片、粘土矿物X 衍射、扫描电镜及物性等资料分析,研究总结了靖边油田长2油层组的储层特征及影响因素。
得出结论:辫状河、曲流河亚相沉积的长2油层组储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的岩石学特点。
孔隙类型为长石溶孔-原生粒间孔组合;物性特点为中孔、中 高渗透型,部分地区为低渗透型;孔隙结构为大孔 中孔细喉型。
影响储集性能的因素主要表现为两方面:储集性在平面上的分布主要受沉积相带的控制;纵向上的分布主要受成岩作用的影响。
关键词:储集层;岩石学特征;物性特征;沉积相;成岩作用;靖边油田;内蒙古鄂尔多斯中图分类号:P618 13 文献标识码:A 文章编号:1674-3636(2010)02-0140-04收稿日期:2009-08-24;修订日期:2009-09-02;编辑:陆李萍作者简介:向连格(1984 ),女,硕士研究生,从事沉积学与石油地质学方向研究.0 引 言靖边油田位于鄂尔多斯盆地中部地带,区内以陆相中生代地层及第四系黄土最为发育且分布广泛。
主要勘探开发目的层系为中 下侏罗统延安组延9和延10油层组,上三叠统延长组长2和长6油层组。
其中,长2油层组主要为辫状河和曲流河亚相沉积,河道砂坝、河漫滩及决口扇构成其主要微相。
区内长2砂体十分发育,构成靖边油田延长组的主要储集层之一。
油田开发动态资料表明,由于储集条件不同,油田开发方案和开发效果存在明显差异。
因此,开展研究区延长组长2油层组储层特征及其影响因素的研究,对于靖边油田今后进一步的勘探开发具有重要意义。
靖边气田生产异常低产井特征及其开采意义代金友; 张争航; 王瑞; 林立新; 王洋【期刊名称】《《石油地质与工程》》【年(卷),期】2019(033)006【总页数】4页(P70-72,76)【关键词】生产异常低产井; 剩余可动储量; 异常递减阶段; 靖边气田【作者】代金友; 张争航; 王瑞; 林立新; 王洋【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249; 中国石油长庆油田分公司第一采气厂宁夏银川750006【正文语种】中文【中图分类】TE37.375在气田开采过程中，一般将产能小于某一界限（产能界限因气田不同而异）的井称为低产井。
低产井在气田开采过程中普遍存在，尤其是低渗致密气田的低产井比例更高，有的甚至达60.0%以上，如苏里格气田达61.9%[1]。
气井低产一直是气田开采过程中面对的重要问题之一。
近年来，国内外学者对低产井开展了广泛研究，特别在低产井有效开采技术和管理方面较为深入，并取得了较好的应用成果。
低产井有效开采技术方面，目前主要集中在排水采气方法、提产带液措施和工作制度优化等研究[2-6]。
低产井管理方面，主要集中在低产井细化分类、差异化管理等研究。
低产井分类依据多侧重于储层物性、气井产气量、产水量和生产状态等指标[7-11]。
如郝玉鸿等[10]（2010）将榆林气田南区低产井分为物性较好、产能较高的A 类井和物性差、产能低的B类井，并提出了对应的开发管理对策，明显改善了低产井的开发效果；冯强汉等[11]（2016）结合苏里格气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果，提出“苏中控压稳产、苏西控水开发”的技术思路，将苏中气井分为高产井、中产井和低产井，苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井，分类评价了气井的生产动态，并提出了各类气井的差异化管理对策，措施有效率明显上升。
上述分析表明，低产井细化分类是低产井有效开采和差异化管理的基础。
但很多学者对低产井分类多侧重于储层物性、气井产气量、产水量和生产状态等指标，而对低产气井的递减特征研究不足。
靖边气田下古储层岩溶作用差异性分析王军杰;王旭;郑海亮;黄伟民【摘要】储层发育受沉积、成岩、构造运动等诸多因素影响。
靖边气田下古气藏属古风化壳气藏，储集层主要受控于古岩溶作用。
靖边气田主力气层马五段主要经历了早表生期、裸露风化期、半裸露浅埋藏期，中深埋藏器、深埋藏器五期岩溶作用，这些作用互相叠加，形成了古风化壳岩溶孔洞储集体。
在这五期岩溶过程中，裸露风化期属全开放的环境，马五段地层与生物圈、大气圈二氧化碳环境直接联系，作用最为强烈，影响作用也最大。
本文重点针对裸露风化期的岩溶作用特点及岩溶差异性对储层发育的影响做以阐述，旨在寻找不同小层可能的储层发育有利区。
【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2012(031)007【总页数】4页(P38-40,62)【关键词】风化壳气藏;岩溶作用;储层;有利区【作者】王军杰;王旭;郑海亮;黄伟民【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006【正文语种】中文【中图分类】TE311裸露期风化壳岩溶，是指碳酸盐层因加里东运动的影响、长期暴露地表、大气淡水渗入循环其中，伴随风化壳形成而发育的岩溶。
这类古岩溶的形成和发育，跨越了加里东与海西早期的构造运动阶段。
该阶段的古地貌格局，古地质特征及古水文环境对气田西侧裸露期岩溶的发育和分布具有决定性作用。
在裸露条件下。
岩溶系统具有开放型特征，岩溶作用的动力因素主要是大气淡水、溶入水中的CO2和可溶性岩层，主要影响因素是气侯、水动力条件和含水介质结构。
气田西侧奥陶系风化壳含膏白云岩岩溶层组在裸露期风化壳岩溶作用主要有溶解与交代、动力侵蚀与塌陷、沉积充填与胶结等作用过程。
岩溶发育条件的变迁和碳酸盐岩的岩性与介质结构是岩溶形态组合的主要控制因素。
靖边气田奥陶系沟槽精细刻画及其天然气富集关系张正涛;王兴艳;崔越华;吕利刚;黄文科【摘要】靖边气田勘探开发实践表明,井间沟槽展布特征对开发钻井成功率具有重要影响.综合运用实钻井地层对比法、地震波形识别法及时窗滑移法对工区内古沟槽展布特征进行精细刻画,识别出10条一级沟槽、68条二级沟槽和376条三级沟槽.沟槽发育对储层物性既有建设性作用又有破坏性作用.建设性作用表现为:沟槽上方的斜坡区,由于沟槽的存在,往往水动力能量高,岩溶作用强烈,储层物性较好;破坏作用表现在:岩溶斜坡遭受切割而缺失主力气层,使得储层不能大面积连续含气.沟槽发育部位是古水流的指向区域,溶蚀作用相对较弱,储层致密,物性差.同时,沟槽对天然气富集控制作用明显,统计发现沟槽内部井平均无阻流量仅为0.9×104m3/d,沟槽外部井平均无阻流量则高达20.1×1044m3/d.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)003【总页数】7页(P82-88)【关键词】古沟槽;岩溶;天然气富集;奥陶系;靖边气田【作者】张正涛;王兴艳;崔越华;吕利刚;黄文科【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川750006【正文语种】中文【中图分类】TE122.2关于靖边气田岩溶古地貌特征及沟槽展布特征，前人做了大量的基础工作[1-3]，主要运用实钻井验证、上覆石炭系的厚度及分布趋势、奥陶系马家沟组的残余厚度、风化壳溶蚀剖面结构及上覆铁铝质岩的发育情况、古地形及古水动力场、模型正演及地震波形分析等方法手段，对沟槽的识别方法和空间展布特征两个方面进行了研究（见表1）[4-6]。
而在靖边气田奥陶系古沟槽对储层及天然气富集控制作用方面少有论述，本文在靖边气田沟槽精细刻画基础上，重点对沟槽发育对储层影响及天然气富集关系两个方面开展工作。
靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析刘茂果;晏宁平;吕利刚;陈俊杰【摘要】靖边气田下古气藏马五段发育多个含气层,气田采用多层合采的开发方式进行.开发过程中发现,气田下古各小层的气量贡献率与相应各层地质储量不成正比,各小层气量贡献率差别大,马五13小层地质储量占总储量的49.63％,历年产气剖面结果显示马五13气量贡献率占到了70％以上.为了提高靖边气田开发效果,促进下古各小层均衡开发,各小层的气量贡献率已成为气田现阶段开发研究的重点及难点.通过分析靖边气田历年产气剖面测试结果,结合多气层渗流数学模型理论,对靖边气田多层合采井小层贡献率影响因素进行研究.综合分析认为靖边气田下古气量主要贡献层位为马五13小层,其气量贡献率在70 ％～80％,其余各小层气量贡献率均小于10.0％.以靖边气田物性参数为基础,通过理论计算,认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受储层物性参数影响外,还受到了小层控制半径影响,各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响,马五13气量贡献率约为30 ％～50％,当次产层控制半径在400 m～500 m时,马五13气量贡献率与产气剖面测试结果相一致.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)007【总页数】7页(P47-52,63)【关键词】靖边气田;马家沟;多层合采;小层贡献率【作者】刘茂果;晏宁平;吕利刚;陈俊杰【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,宁夏银川 750006【正文语种】中文【中图分类】TE312靖边气田下古奥陶系气藏主要发育在马五段，马五段内发育多个含气小层，各含气小层之间物性参数变化较大，气层分布面积最广、物性最好的为马五13小层。
2014年对马五1+2段72块岩样进行岩心分析，结果表明马五13层孔隙度平均值为其余各小层均值的1.5倍，马五13小层的渗透率平均值为0.43 mD，其余各层平均值低于0.2 mD，通过各小层渗透率数据计算得到样品渗透率极差为22.76，说明下古储层非均质性强。
靖边气田下古马五13小层有效厚度是其余各层平均厚度的1.49倍，测井解释马五13小层孔隙度、渗透率是其余小层平均值的1.19、1.48倍。
由于马五段纵向上生产层位较多，层间的非均质性强，靖边气田历年开展的产气剖面测试结果表明各小层产气量贡献差异较大，因此，有必要在产气剖面测试结果分析的基础上，结合多层气藏的渗流理论，分析各层的气量贡献影响因素，研究靖边气田分层气量贡献率情况。
2014年，靖边气田对21口井进行产气剖面测试，结果显示马五13小层产气量贡献率为78.31%，马五12小层气量贡献率为9.72%，其余各小层贡献率均小于7.0%。
统计下古马五段各小层探明地质储量，马五13地质储量为总储量的49.63%，马五12地质储量为总储量的19.09%，其余各层地质储量为总储量的31.28%。
各层地质储量比例与产气剖面测试小层贡献率对比表明，马五13小层地质储量采气速度要远远高于其它各小层。
另外，近四年产气剖面测试结果表明，靖边气田下古马五13气量贡献率在70%～80%，其余各小层气量贡献率均小于10.0%，近几年各小层气量贡献率变化幅度小，从产气剖面测试结果看，靖边气田下古马五13小层为气田主力气量贡献层位，其余产层为次要气量贡献层位（见表1）。
2.1 理论分析针对多层气藏参与供气的气井，对分层贡献能力、储量等各小层开发指标的研究，国内外许多学者见文献［1-17］进行了深入的研究。
文献［3］建立了多层渗流数学模型，在多层圆形封闭气藏，根据各层厚度较小，层间距较小，气体管流损失可以忽略，井底每层压力都相等假设条件，在理论上分析了各层气量贡献的影响因素。
考虑表皮效应的多层合采气井的无因次渗流数学模型见下式。
无量纲量：定义有效井径：在不考虑表皮效应和井筒储集效应的影响下，地层系数和储容系数分别对小层产气量的影响（见图1、图2）。
从图1、图2可以看出在地层压力波到达封闭边界之前，各层ωj（储容系数）对气井的分层产气量几乎没有影响，产气量主要受βj （地层系数）的影响，分层产量贡献近似等于βj；当压力波到达边界形成拟稳态流后，βj对气井分层产量的影响几乎很小，这时产气量主要受ωj的影响，分层产量贡献近似等于ωj。
不同封闭边界对气井分层产量的影响（见图3），ωj和βj第一层为0.5和0.2，第二层为0.5和0.8，计算结果表明，不同产层的边界大小对其产气量有着明显的影响，小层封闭边界越短，压力波越容易达到边界，并且储量也越小，压力波传播到边界以后，该层储量已采出大部分，后期产量将降低，分层产量贡献不再近似等于ωj。
3.2 靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析靖边气田自1997年规模开发以来，已开发18年，完钻下古井700余口，以靖边气田下古各层平均储容系数、地层系数为基础，分析靖边气田各小层气量贡献率情况，统计靖边气田638口下古气井储层参数，马五13储容系数为0.27，其余小层不到0.2，马五13地层系数为0.33，马五14地层系数为0.32，其余各层小于0.2（见表2）。
利用Blasingame图版拟合方法分析靖边气田单井控制半径，对524口下古生产井进行了Blasingame图版拟合，达到供气边界气井平均控制半径为1 064.83 m。
利用多层渗流模型进行计算，在相同的供气半径下，压力波到达边界后马五13小层气量贡献率为27.0%，其余产层贡献率低于20%，马五13小层气量贡献率与产气剖面测试结果差别大。
启动压力梯度实验显示，靖边气田各小层岩心启动压力梯度不一致，马五13小层岩心的启动压力梯度最低，平均为0.010 3 MPa/m，其余层位启动压力梯度平均为0.024 8 MPa/m，由于各小层渗透率及启动压力梯度不同，分析认为各层气量贡献率在受到储层参数影响外，还受到了供气半径的影响。
通过改变次产层控制半径进行分层气量贡献率计算，当次产层控制半径在400 m 时，马五13小层气量贡献率为84.44%，当次产层控制半径为500 m时，马五13小层气量贡献率分别为70.71%，当次产层控制半径增加到800 m时，马五13小层气量贡献率为41.12%。
可见，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率理论计算与产气剖面测试结果一致（见表3、图4、图5）。
利用多层合采模型对靖边气田下古两口单井进行实例分析。
GX井为2003年12月11日投产的一口多层合采气井，历年产气剖面测试结果表明，主力气层马五13小层气量平均贡献率为93.2%，其余马五124、马五22各小层气量贡献率不到10%。
利用多层气藏渗流模型进行计算，各层压力波达到边界后，马五13小层气量贡献为45.6%，和产气剖面测试各小层气量贡献率相差较大。
统计靖边气田5口生产层位为非主力气层气井的控制半径情况，非马五13气层生产井平均控制半径为608.77 m，若改变GX井次产层泄流半径，将该井次产层控制半径由该井平均控制半径955.22 m调整为608.77 m时，在不改变表皮系数情况下，各层压力波到达边界后，马五13层气量贡献率上升到71.0%，马五13气量贡献率增大，从计算结果分析，该井次产层控制半径小于600 m（见表4、图6、图7）。
陕X井为1999年投产的下古低渗透区的一口多层合采气井，该井下古各层平均控制半径649.15 m，利用岩心分析得出的孔隙度和渗透率进行各层气量贡献率计算，当各层压力波达到边界后，马五13小层气量贡献率为53.2%，其气量贡献率小于产气剖面测试结果（见表5、图8）。
综合分析渗流模型计算结果，认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受物性参数影响外，还受到了小层控制半径影响。
靖边下古各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响，马五13贡献率约为30%～50%，其次在受到各小层控制半径影响后，马五13小层气量贡献率上升。
从计算结果看，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率理论计算与产气剖面测试结果一致。
（1）产气剖面测试结果表明，靖边气田下古气量主要贡献层位为马五13小层，其气量贡献率在70%～80%，其余各小层气量贡献率均小于10.0%。
（2）多层气藏渗流模型计算结果表明，压力波传播到边界形成拟稳定流时，各小层的储容系数越大，气量贡献越大，靖边下古马五13小层储层物性高于其它产层，压力波传播到边界后，其气量贡献率在各小层中最大。
（3）综合分析多层渗流模型计算结果，认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受储层物性参数影响外，还受到了小层控制半径影响。
靖边下古各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响，马五13气量贡献率约为30%～50%，当次产层控制半径在400 m～500 m时，马五13气量贡献率渗流模型理论计算与产气剖面测试结果相一致。
符号注释：pDj-第j层无因次压力；tD-无因次时间；rD-无因次半径；ωj-第j层储容能力比值，无因次；βj-第j层地层系数比值，无因次；qjscD-第j层流入井筒无因次流量；qsc-地面流量，×104m3/d；qjsc-第j层流量，×104m3/d；ψj-第j层储层拟压力；reD-边界无因次半径，无因次；T-地层温度，K；t-时间，h；μ-天然气粘度，mPa·s；p-压力，MPa；r-半径距离，m；rw-井筒半径，m；S-表皮系数；ct-储层综合压缩系数，1/MPa；h-有效厚度，m；φ-孔隙度，%；k-渗透率，×103μm。
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