致密砂岩气藏不同储层产能及其相对贡献率初探

致密砂岩气藏不同储层产能及其相对贡献率初探
安文宏;石小虎;刘士鑫;孙素芳;焦廷奎
【摘要】针对致密砂岩气藏各类储层产能及其贡献率到底有多少的问题,选取致密砂岩气藏Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层样品进行产能模拟实验,对致密砂岩储层的产能贡献率进行分析研究.实验研究表明Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层平均产能分别为
408.4825m3/m·d、139.745m3/m·d、50.105m3/m·d,按照每口井有效厚度
25m计算,未压裂改造井日产能可达到1002.1m3/d.Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层产能贡献率分布区间分别为:55％～65％、23％～27％、8％～15％,目前开发很少的Ⅲ类储层具有一定的产气能力,是致密气藏后续开发的潜力层段,这一结论为国内致密砂岩气藏资源的开发指明了方向.
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2014(000)017
【总页数】5页(P136-139,145)
【关键词】致密砂岩储层;产能模拟实验;产能贡献率
【作者】安文宏;石小虎;刘士鑫;孙素芳;焦廷奎
【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;苏里格气田开发分公司,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE155
致密砂岩气藏具有丰度低、孔隙度低、渗透低、单井日产量低的特点，气藏开发技术难度、开发投资、开采成本较大［1］，压裂改造是规模开发低渗致密气藏重要的技术手段。

目前，国外对致密气藏所有砂体进行连续压裂，国内仅对有效储层进行压裂。

致密砂岩气藏目前的开发主要集中在孔隙度＞8%、渗透率＞0.5mD的Ⅰ、Ⅱ类储层，对于占致密气资源近65%的Ⅲ、Ⅳ类储层一般不进行开发，对于这类
储层是否具有产气能力也缺乏相应的认识和研究。

苏里格气田上古储层是典型的致密储层，其中苏314井山1段测井解释11.1m干层（孔隙度6.26%，渗透率0.044mD，气饱46.5%）试气改造获井口产量1.3万方／天，这一事实不免让人提出质疑：以测井解释为基础划分出的Ⅲ类储层到底有没有开采价值，其产能贡献到底有多少就成为了致密气藏开发的焦点问题。

本次研究以苏里格气田东区选取不同类型储层进行产能贡献率实验，为致密砂岩气藏储层产能评价标准建立提供基础，同时对致密气藏有效开发起到指导作用。

1 实验操作简况
1.1 实验原理
目前苏里格东区有效储层共分为三类，I类为相对高孔高渗储层，试气相对高产稳产；II类为较好储层，试气有一定产量，能稳产一定时期；III类储层是差储层，孔隙度较低，渗透性差［2］，试气微产气或短时间内迅速降为低产。

本次研究选取苏里格东区盒8、山1段岩心样品。

储层对产能贡献评价实验是将不同类型储层岩心并联，在不同含水饱和度、压差等条件下测试它们的渗流能力［3］和产气能力，结合苏东气藏的温压以及井距等参数，将实验参数转换为开发压差等参数，明确苏里格东区盒8，山1段不同类型储层产能大小及其贡献率。

1.2 实验装置
评价实验装置主要由三个岩心夹持器通过六通阀并联在高压氮气瓶上，保证3个
并列岩心驱替压差一致。

分别在岩心夹持器的出口端连接皂沫流量计，测量3个
并列岩心的渗透率（图1）。

图1 岩心流动性实验流程简图1.减压阀；2.六通阀；3.压力表；4.围压泵；5.岩心夹持器；6.皂沫流量计
1.3 实验压差换算
将实验压差转换成生产压差，见公式：
式中：Pe-原始地层压力，本次取26MPa；Pwf-井底流压，生产压差△P生产
=Pe-Pwf，MPa；ΔP实-实验压差，MPa；re-1／2井距，m；报告中井距取
600m；rw-井眼半径，m；r-rw+岩心长度，m。

1.4 产能换算
将实验室流量转换为生产中的习惯单位（日产气量），见公式：
Q=69.12QRrwh／D2
式中：Q-日产气量，104 m3／d；报告后文中的产能均指日产气量；rw-井眼半
径（射孔完成时则为孔眼端部至井中心距离），m；报告取井眼半径为0.108m；h-产层有效厚度，m，报告中取1m；QR-实验室岩心标准状况下的流速，m3／s；D-实验岩心的直径（全直径垂直流动）。

2 实验结果分析
2.1 实验岩心选取
实验目的：①对恒压条件下不同含水饱和度、不同类型储层的渗透率／产能贡献进行定量评价；②对恒定含水饱和度条件下，不同压差、不同类型储层的渗透率／产能贡献进行定量评价。

本次试验共选取苏东致密砂岩岩心样品36块，分别进行了恒定压差和恒定水饱条件下的渗透率和流量变化测试。

本次实验选取的岩心物性见
表1。

表1 实验岩心物性统计表层位储层类型渗透率（10-3μm2）平均渗透率（10-
3μm2）孔隙度（%）平均孔隙度（%）Ⅰ类0.231～0.537 0.352 11.20～11.70 11.4盒8Ⅱ类0.14～0.23 0.159 8.00～10.60 9.12Ⅲ类0.011～0.119 0.083
5.50～
6.70 6.1Ⅰ类0.085～0.213 0.2 11.60～15.10 12.9山1Ⅱ类0.051～
0.293 0.124 7.80～11.00 9.3Ⅲ类0.015～0.021 0.058 4.60～5.70 5.4
2.2 恒定压差条件下，水饱对储层产能的影响
实验所用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层岩心均按储层划分标准来选取，经过高温处理，在恒压的实验条件下，水饱变化对岩心渗透率及产能影响进行评价。

由图2可以看出随着含水饱和度增加，各类储层产能随之减小；Ⅰ、Ⅱ类储层产
能受影响较大，Ⅲ类储层受影响小。

图3显示含水饱和度增加，Ⅰ类储层对产能
贡献率64%，Ⅱ类储层的贡献率23%，Ⅲ类储层的贡献率18%。

本组实验可判断，当驱替压力ΔP=0.75MPa时，随着含水饱和度增加，Ⅰ类储层对产能的相对贡献率是逐渐增加的，Sw由30%增加到65%，Ⅰ类储层产能的相
对贡献率由66%增加到68%，产能增加幅度约为2%；Ⅱ类储层产能相对贡献率
由26%下降至20%，下降了6%；Ⅲ类储层产能相对贡献率由8%增加到11%，
增幅较小。

从产能相对贡献率讲，含水饱和度对产能相对贡献率影响程度在3%左右，与含水饱和度影响渗透率相对贡献率程度基本相同。

即：随含水饱和度的增加，Ⅰ类储层产能相对贡献率呈上升趋势，Ⅱ类储层产能相对贡献率呈下降趋势。

总体规律是含水饱和度对不同类型储层的产能贡献率影响程度＜5%，但对它们的绝对值影响大。

恒压条件下，随含水饱和度的上升，Ⅰ类储层产能贡献率呈上升趋势，增加幅度约为3%左右，Ⅱ、Ⅲ类储层产能贡献率呈下降趋势，下降幅度约为2%。

因此在气
藏开发过程中，随生产时间的增长，储层含水饱和度的上升，Ⅰ类储层产能贡献会
有所提高，但提高幅度较小。

2.3 恒定水饱条件下，压差对储层产能的影响评价
不同含水饱和度（Sw）条件下，驱替压差对各类储层产能的影响见图4，图中显
示压差增大，各类储层产能增加，产能增加幅度与渗透率呈正相关关系。

曲线的斜率表征的是绝对产能的增加幅度，可见Ⅲ类低渗储层升幅最小，Ⅰ类储层绝对产能升幅最大。

高含水饱和度时，各类储层的绝对产能均会有所下降。

在含水饱和度（水饱）为55%时，驱替压差由0.25MPa升至3MPa，压差增大，各类储层的产能均随之增加；其中Ⅰ类储层产能升幅最大。

压差增大岩心绝对渗透率降低，但是均能提高各类储层的产能，尤其是ΔP＞1MPa，产能幅度大，室内
评价仅考虑基质的渗流能力。

未考虑裂缝的渗流。

恒定水饱条件下，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层产能相对贡献率分别为59.29%～
63.20%、23.82%～25.66%、12.98%～15.04%（见图5）。

Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类
储层对产能贡献率平均值分别为61%、27%、16%。

变压差实验显示不管恒定在
何种Sw下，压差对不同类型储层产能贡献率影响不明显，影响程度＜5%。

驱替压差为0.25MPa～0.75MPa（对应现场生产压差2～8MPa）时，由于滑脱
效应的影响，驱替压差增加，各类储层的气相渗透率下降；驱替压力为1MPa～
3MPa（对应现场生产压差8～15MPa）时，不同类型储层的气相渗透率变化趋于平缓。

尽管含水饱和度对储层绝对产能影响大，说明储层的先天条件对气藏开发起到了决定性作用；恒定水饱条件下，压差对不同类型储层的产能相对贡献率影响程度很小（＜5%）。

Ⅲ类储层在气藏开发过程中，随着生产时间增大，其产能贡献率会越
来越大，地层压力下降平缓，能够在低产量水平上维持较长时间的稳定生产［4］。

图2 水饱变化对各类储层产能的影响
图3 水饱变化对各类储层产能贡献率的影响
图4 恒Sw时，ΔP对储层产能影响
图5 恒Sw时，ΔP对储层产能贡献率影响评价
表2 △P=3MPa不同含水饱和度对储层渗透率／产能贡献率评价结果储层类型岩
心号测试压差（MPa）围压（MPa）含水饱和度（%）流量（ml／s）产能（m3
／m·d）产能相对贡献率（%）Ⅰ27 4.833 577.25 67.06Ⅱ65 3 6 0 1.846
220.485 25.61Ⅲ62 0.528 63.064 7.33Ⅰ27 2.379 284.146 68.66Ⅱ65 3 6 65 0.745 88.982 21.5Ⅲ62 0.341 40.729 9.84Ⅰ27 2.953 352.704 69.16Ⅱ65 3 6 55 0.937 111.915 21.94Ⅲ62 0.38 45.387 8.9Ⅰ27 3.411 407.408 69.06Ⅱ65 3 6 45 1.119 133.653 22.66Ⅲ62 0.409 48.851 8.28Ⅰ27 3.436 410.394
67.74Ⅱ65 3 6 35 1.204 143.805 23.74Ⅲ62 0.432 51.598 8.52Ⅰ27 3.508 418.993 68.73Ⅱ65 3 6 30 1.169 139.625 22.9Ⅲ62 0.427 51.001 8.37
2.4 各类储层产能贡献率
目前苏里格气田生产压差最小控制在2MPa，最大在6MPa，对于致密气藏生产压差越大储层受损害程度越大，因此多数井压差控制在3MPa，此次实验数据取
3MPa，在不同含水饱和度条件下对各类储层的产能进行评价，结果见表2。

实验结果显示Ⅰ类储层产能284.146-577.25m3／m，平均408.4825m3／m·d，按照每口井有效厚度6m计算，日产能可达到2450.6m3／d；Ⅱ类储层日产能88.982～220.485m3／m·d，平均139.745m3／m，按照每口井有效厚度10m
计算，日产能可达到1397.5m3／d；Ⅲ类储层日产能，10.729～63.064m3／m·d，平均50.105m3／m·d，按照每口井有效厚度25m计算，日产能可达到1002.1m3／d；实验条件下Ⅰ类储层的日产能＜1500m3／m·d；Ⅱ类储层的产
能＜600m3／m·d；Ⅲ类储层的日产能＜350m3／m·d；所选岩心仅考虑基质，
不考虑裂缝和压裂的影响，因此实验参数计算的产能低于油田实际单井产能低。

Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率55%～65%，Ⅱ类储层的贡献率23%～27%，Ⅲ
类储层的贡献率8%～15%；不管何类储层，有天然微裂缝的岩心贡献率高于其他类型的储层［5］。

3 试验井产气剖面测试
根据苏东35-57井5×104 m3配产生产，产气剖面显示：盒6、盒7、盒8为非
产层，其它4个产层中，山1层贡献率最大，为主产层；盒8上为次产层；太原
组为微产层。

本次产能模拟实验以盒8，山1段为主要研究对象。

苏东35-57井在5×104 m3
配产生产中（表3），Ⅰ类储层产气3.068×104 m3／d，占总产气量的63.85%，换算为单位厚度产层产气10816.58m3／m·d，约占单位厚度产层产能的63.69%；Ⅱ类储层产气1.4137×104 m3／d，占总产气量的29.42%，换算为单位厚度产
层产气4874.63m3／m·d，约占单位产层产能28.70%，Ⅲ类储层产气
0.3232×104 m3／d，占总产量的6.7%。

换算为单位厚度产层产气1292.96m3
／m·d，约占单位厚度产层产能的7.61%。

本次产能模拟实验中：Ⅰ类储层产能贡献率55%～65%，Ⅱ类储层的贡献率23%～27%，Ⅲ类储层的贡献率8%～15%。

由于模拟实验中岩心产能测试只考虑基质的产能，与天然储层产能测试存在一定误差，因此本次产能模拟实验研究结果与实际生产中不同类型储层产能贡献基本吻合。

表3 苏东35-57井5×104 m3／d配产产气剖面解释结果表序号层位射孔井段m单位厚度产气量m3／d·m产能贡献率%储层类型1盒6 2860.1 0 0无效层2
盒7 2890.4 0 0无效层3盒8上2933.5～2936.0 4874.63 28.7Ⅱ类4盒8下2949.7 4265.34 25.1Ⅰ类5山1 2974.5 6551.24 38.6Ⅰ类2997.6 1296.96
7.6Ⅲ类6太原组3088.0-3090.5 0 0无效层
图6 苏东35-57井不同类型储层产气贡献率示意图
苏东35-57井两次产气剖面测试对比结果中可以看出：测试生产压差增大、产水
量增大，表明各产层段随生产压差增大产气量贡献幅度小于地层水量增加，不存在
正相关关系，生产压差的增大对单层产气量增加的所做的贡献不高。

在储层条件下的气层，尽管生产压差基本相同，但是Sw可能会相差很大，因此不同类型储层对产能的贡献率很有可能相差很大；但是绝大部分Ⅲ类低渗储层对产能的贡献率＜15%。

此结果也验证了，本次产能模拟实验中：在恒定含水饱和度条件下，压差
对不同类型储层的渗透率／产能相对贡献率影响程度较小。

4 结论
①恒压条件下，随含水饱和度的上升，Ⅰ类储层产能贡献率呈上升趋势，Ⅱ、Ⅲ类储层产能贡献率呈下降趋势。

因此在气藏开发过程中，随生产时间的增长，储层含水饱和度的上升，Ⅰ类储层产能贡献会有所提高，但提高幅度较小。

②在仅考虑基质，不考虑岩石裂缝和压裂改造的条件下，Ⅰ类储层产能平均408.4825m3／m·d，按照每口井有效厚度6m计算，日产能可达到2450.6m3／d；Ⅱ类储层日产能平均139.745m3／m·d，按照每口井有效厚度10m计算，日产能可达到1397.5m3／d；Ⅲ类储层日产能平均50.105m3／m·d，按照每口井有效厚度25m计算，
日产能可达到1002.1m3／d。

③驱替压差为0.25MPa～0.75MPa时，由于滑脱
效应的影响，储层的气相渗透率呈下降趋势；驱替压力为1MPa～3MPa时，储层的气相渗透率变化趋于平缓，因此气田开发过程中，选择合理有效的生产压差对气田开发有着重要意义；④恒定水饱和恒压条件下各类储层的相对贡献率规律相似：Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率55%～65%，Ⅱ类储层的贡献率23%～27%，Ⅲ类储层的贡献率8%～15%。

［参考文献］
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