论文部分内容阅读
摘 要：大牛地气田储层具有低压、低产、低孔及薄层的特征，水平井是提高单井产量、改善开发效果、提高采收率的有效技术措施，大牛地气田是第一个以水平井建产的气田，近年来水平井井数逐年增长。但是水平井在渗流面积、渗流机理、气液两相流方面不同于垂直井，本文主要通过现场数据对比分析找到水平井无阻流量与水平段全烃位置关系，对水平段动用率较低的部分挖潜气藏潜能，并为后期新井井位选择提供依据。
关键词：大牛地气田;储层;水平井;无阻流量;全烃显示位置
1 地质概况
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡，其上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3共7套气层，主要目的层孔隙度为6.8%-7.9%，渗透率为0.325-0.906mD，地层压力系数为0.85-0.99，含气饱和度为57%，是一个典型的低压、低渗、低含气饱和度的致密气藏。该气田的规模开发始于2005年，2003年开始进行先导性试验，2004年进入开发准备阶段，2005年进入大规模开发阶段，水平井开发从2006年以来呈现逐年增多趋势，目前已建成40亿方的生产能力，是中石化向北京、山东、河南等地供气的主要气源地。
水平井作为“提高单井产量”的工程工艺技术措施，在大牛地气田的开发中已取得初步成效。从2011年至2014年，针对不同的产能建设区和目的层，大规模开发以水平井建产。本次通过对222口开发水平井统计对比分析全烃显示数据以及无阻流量数据，找到了水平井无阻流量与水平段全烃位置关系[1]，为后期新井井位选择提供依据。
2 水平井平均全烃与无阻流量的关系
2.1 水平井测井数据分析
通过对大牛地气田250口开发水平井的全烃显示段长进行统计分析，发现水平井水平段长集中在1100-1200m，全烃显示段长占水平段总长度的88%-100%，差别不大。
在理想情况下，同一全烃显示段长的水平井平均全烃与无阻流量应该呈良好的线性关系。但是通过統计，各层位气井的平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点，对这些散点进一步展开分析研究。
考虑到水平井水平段某个位置可能受工程工艺、压裂完井等因素的影响，导致储量并没有被完全利用起来，出现平均全烃高但无阻流量低的现象，因此对全烃显示位置与无阻流量大小的关系进行分析[2]。
2.2 全烃显示位置与无阻流量对比分析
将全烃显示距离A靶点位置分为2大类6小类：①、单一类（前、中、后）;②、复合类（平均、前中、前后、中后）。
根据全烃显示距离A靶点位置进行组合对比，找出了42组井进行数据对比分析。首先，将所有水平井的平均全烃按升序排列，其次，筛选出平均全烃与全烃显示总长度相近但不符合线性关系的气井进行分组，最后，结合高全烃显示位置对每组气井进行无阻流量比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井[3]，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
3 不同组合类型对比举例分析
3.1 单一类
3.1.1 前、后位置对比分析
DPH-40与DPH-17都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPH-17的平均全烃略大于DPH-40的平均全烃，在理想情况下，DPH-17的无阻流量应略大于DPH-40的无阻流量，但却恰恰相反。DPH-40的全烃显示集中在靠近A靶点的前部，而DPH-17的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有8组。
3.1.2 中、后位置对比分析
DPH-69与DP45H都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DP45H的平均全烃略大于DPH-69的平均全烃，在理想情况下，DP45H的无阻流量应略大于DPH-69的无阻流量，但实际却恰恰相反。DPH-69的全烃显示集中在水平段距离A靶点的中部，而DP45H的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段中部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有7组。
3.1.3 前、中位置对比分析
DPT-45与DPT-11都位于太2层，且水平段长均为1000m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPT-11的平均全烃略大于DPT-45的平均全烃，在理想情况下，DPT-11的无阻流量应略大于DPT-45的无阻流量，但实际却恰恰相反。DPT-45的全烃显示集中在水平段距离A靶点的前部，而DPT-11的全烃显示集中在远离A靶点的中部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段中部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量的结论[4]，这类井组数共有6组。
以前上三类对比分析得出了主要全烃显示位置离A靶点近，它的无阻流量高的小结。
3.1.4 前、前对比分析
DPS-17与DPS-15都位于山2层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPS-15的平均全烃略大于DPS-17的平均全烃，在理想情况下，DPS-15的无阻流量应略大于DPS-17的无阻流量，但实际却恰恰相反。它们的全烃显示都集中在距离水平段A靶点的前部，但DPS-17较DPS-15的全烃显示集中度更靠前一点，考虑由于工程工艺因素，导致全烃显示越集中在距离A靶点近的地方，储量动用率越高。 得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高，此类井共6组。
3.2 复合类
<E：＼123456＼中小企业管理与科技·上旬刊201510＼1-297＼120-1.jpg>
图1 复合类（前中、前后、中后组合）
DPH-71、DPH-15与DPH-79都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，但DPH-71的无阻流量大于DPH-15大于DPH-79考虑由于工程工艺因素，导致水平段前中部的储量动用率高于水平段前后部高于水平段中后部。
得出了同一层位气井，在水平段长与平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高[5]，此类井共9组。
4 结论及建议
①本次通过队250口开发水平井无阻流量与全烃位置关系研究分析，得出平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点。
②全烃显示距离A靶点位置单一类比对分析，得出无阻流量由高到低是：同一平均全烃、含烃显示长度的气井主要含烃位置位于前部>中部>后部。
③全烃显示距离A靶点位置复合类比对分析，得出若主要含烃位置均位于前部/中部/后部，主要含烃位置越集中在离A靶点近处则无阻流量越大。
④通过对42组全烃显示不同类型组合进行比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
⑤从水平井无无阻流量与全烃位置关系研究，发现水平井中后的动用储量相对较低，为后期气藏产能挖潜及新井井位部署提供了依据。
参考文献：
[1]钟孚勋.气藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001：102-108.
[2]李跃刚，郝玉鸿，范继武.“单点法”确定气井无阻流量的影响因素分析[J].海洋石油，2003（01）.
[3]杨剑，周娟，高燕.气井产能影响因素分析[J].内江科技，2012（06）.
[4] 刘俊山.利用全烃和伽马曲线形态优选压裂段方法[J].录井工程，2010，21（1）：5-6.
[5]欧阳健.石油测井解释与储集層描述[M].石油工业出版社，1994.
关键词：大牛地气田;储层;水平井;无阻流量;全烃显示位置
1 地质概况
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡，其上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3共7套气层，主要目的层孔隙度为6.8%-7.9%，渗透率为0.325-0.906mD，地层压力系数为0.85-0.99，含气饱和度为57%，是一个典型的低压、低渗、低含气饱和度的致密气藏。该气田的规模开发始于2005年，2003年开始进行先导性试验，2004年进入开发准备阶段，2005年进入大规模开发阶段，水平井开发从2006年以来呈现逐年增多趋势，目前已建成40亿方的生产能力，是中石化向北京、山东、河南等地供气的主要气源地。
水平井作为“提高单井产量”的工程工艺技术措施，在大牛地气田的开发中已取得初步成效。从2011年至2014年，针对不同的产能建设区和目的层，大规模开发以水平井建产。本次通过对222口开发水平井统计对比分析全烃显示数据以及无阻流量数据，找到了水平井无阻流量与水平段全烃位置关系[1]，为后期新井井位选择提供依据。
2 水平井平均全烃与无阻流量的关系
2.1 水平井测井数据分析
通过对大牛地气田250口开发水平井的全烃显示段长进行统计分析，发现水平井水平段长集中在1100-1200m，全烃显示段长占水平段总长度的88%-100%，差别不大。
在理想情况下，同一全烃显示段长的水平井平均全烃与无阻流量应该呈良好的线性关系。但是通过統计，各层位气井的平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点，对这些散点进一步展开分析研究。
考虑到水平井水平段某个位置可能受工程工艺、压裂完井等因素的影响，导致储量并没有被完全利用起来，出现平均全烃高但无阻流量低的现象，因此对全烃显示位置与无阻流量大小的关系进行分析[2]。
2.2 全烃显示位置与无阻流量对比分析
将全烃显示距离A靶点位置分为2大类6小类：①、单一类（前、中、后）;②、复合类（平均、前中、前后、中后）。
根据全烃显示距离A靶点位置进行组合对比，找出了42组井进行数据对比分析。首先，将所有水平井的平均全烃按升序排列，其次，筛选出平均全烃与全烃显示总长度相近但不符合线性关系的气井进行分组，最后，结合高全烃显示位置对每组气井进行无阻流量比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井[3]，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
3 不同组合类型对比举例分析
3.1 单一类
3.1.1 前、后位置对比分析
DPH-40与DPH-17都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPH-17的平均全烃略大于DPH-40的平均全烃，在理想情况下，DPH-17的无阻流量应略大于DPH-40的无阻流量，但却恰恰相反。DPH-40的全烃显示集中在靠近A靶点的前部，而DPH-17的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有8组。
3.1.2 中、后位置对比分析
DPH-69与DP45H都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DP45H的平均全烃略大于DPH-69的平均全烃，在理想情况下，DP45H的无阻流量应略大于DPH-69的无阻流量，但实际却恰恰相反。DPH-69的全烃显示集中在水平段距离A靶点的中部，而DP45H的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段中部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有7组。
3.1.3 前、中位置对比分析
DPT-45与DPT-11都位于太2层，且水平段长均为1000m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPT-11的平均全烃略大于DPT-45的平均全烃，在理想情况下，DPT-11的无阻流量应略大于DPT-45的无阻流量，但实际却恰恰相反。DPT-45的全烃显示集中在水平段距离A靶点的前部，而DPT-11的全烃显示集中在远离A靶点的中部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段中部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量的结论[4]，这类井组数共有6组。
以前上三类对比分析得出了主要全烃显示位置离A靶点近，它的无阻流量高的小结。
3.1.4 前、前对比分析
DPS-17与DPS-15都位于山2层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPS-15的平均全烃略大于DPS-17的平均全烃，在理想情况下，DPS-15的无阻流量应略大于DPS-17的无阻流量，但实际却恰恰相反。它们的全烃显示都集中在距离水平段A靶点的前部，但DPS-17较DPS-15的全烃显示集中度更靠前一点，考虑由于工程工艺因素，导致全烃显示越集中在距离A靶点近的地方，储量动用率越高。 得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高，此类井共6组。
3.2 复合类
<E：＼123456＼中小企业管理与科技·上旬刊201510＼1-297＼120-1.jpg>
图1 复合类（前中、前后、中后组合）
DPH-71、DPH-15与DPH-79都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，但DPH-71的无阻流量大于DPH-15大于DPH-79考虑由于工程工艺因素，导致水平段前中部的储量动用率高于水平段前后部高于水平段中后部。
得出了同一层位气井，在水平段长与平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高[5]，此类井共9组。
4 结论及建议
①本次通过队250口开发水平井无阻流量与全烃位置关系研究分析，得出平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点。
②全烃显示距离A靶点位置单一类比对分析，得出无阻流量由高到低是：同一平均全烃、含烃显示长度的气井主要含烃位置位于前部>中部>后部。
③全烃显示距离A靶点位置复合类比对分析，得出若主要含烃位置均位于前部/中部/后部，主要含烃位置越集中在离A靶点近处则无阻流量越大。
④通过对42组全烃显示不同类型组合进行比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
⑤从水平井无无阻流量与全烃位置关系研究，发现水平井中后的动用储量相对较低，为后期气藏产能挖潜及新井井位部署提供了依据。
参考文献：
[1]钟孚勋.气藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001：102-108.
[2]李跃刚，郝玉鸿，范继武.“单点法”确定气井无阻流量的影响因素分析[J].海洋石油，2003（01）.
[3]杨剑，周娟，高燕.气井产能影响因素分析[J].内江科技，2012（06）.
[4] 刘俊山.利用全烃和伽马曲线形态优选压裂段方法[J].录井工程，2010，21（1）：5-6.
[5]欧阳健.石油测井解释与储集層描述[M].石油工业出版社，1994.