一种多层叠置致密气藏开发方法及井型选择方法与流程

本发明涉及一种多层叠置致密砂岩气藏开发技术，特别涉及一种多层叠置致密气藏开发方法及井型选择方法。

背景技术：

致密砂岩气资源量丰富，分布范围广泛。全球已发现或推测发育致密气的盆地约有70个，资源量约210×1012m³，在亚太、北美、拉丁美洲、前苏联、中东-北非等地区均有分布，其中亚太、北美、南美分别拥有致密气资源量占全球致密气资源的60％以上。而致密砂岩气藏已有多年的勘探与开发历史，美国、加拿大、俄罗斯、中国等国家均发现有致密砂岩气藏。其中，位于北美地区的美国和加拿大在致密砂岩气藏的勘探和开发处世界领先地位，所开发的大型致密砂岩气藏主要以深层盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。我国致密砂岩气藏勘探领域广阔，四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔及吐哈等10余个盆地都具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件。据估算国内致密砂岩气资源总量在(17～25)×1012m³之间，技术可采储量(8.8～12)×1012m³。2012年底，我国非常规天然气产量445×108m³，占天然气总产量的50％左右，展现出了巨大的开发潜力，已经成为储量和产量增长的亮点。

但是致密砂岩气藏具有地质特征复杂、储量品质差低、单井控制储量低、产量递减快、开发难度大、气藏采收率低和经济效益差等问题，严重影响了气藏开发效果。在此情况下，开发出利用水平井具有的有效井段长、控制储量高、渗流面积大、渗流阻力小的优势来提高致密砂岩气藏提高采收率。经过二十年来的进步，水平井已成为致密砂岩气藏提高采收率的有效手段之一。但是到目前仍缺乏一套完整的水平井开发效果评价体系，也未对水平井开发效果做出系统评价，且在经济效益为先的当前，如何经济有效的提高低渗致密气藏的产量和采收率，成为天然气行业高效发展的首要目标。

技术实现要素：

本发明的目的在于目前缺乏一套完整的水平井开发效果评价体系，也未对水平井开发效果做出系统评价，不能为有效的提高低渗致密气藏的产量和采收率提供支撑的技术问题，提供一种多层叠置致密气藏开发方法，该开发方法能明确水平井和直井有利部署区、合理部署方式及合理生产制度，形成有针对性的开发技术对策，实现了水平井和直井参数筛选的定量化评价体系，为提高低渗致密气藏的产量和采收率提供数据支撑。

为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：

一种多层叠置致密气藏开发方法，包括以下步骤：

a、根据储层砂厚及展布特点，进行多层叠置致密气藏储层类型划分；

b、进行气藏生产动态分析，对比气藏直井和水平井的动态指标，明确动态差异性；

c、进行动态差异性原因分析，研究影响水平井产能主控因素；

d、进行多层合采技术可行性分析，明确直井多层合采界限；

e、形成差异性开发的结论，结合经济性评价，建立开发效果评价标准和经济极限筛选标准，确定井型优选标准。

该方法首先根据储层特征及动态特征进行储层分类，明确不同储层类型井的开发动态差异，再利用多元回归方法研究影响水平井产能主控因素，以及进行多层合采分析、得到直井多层合采界限，结合经济评价，建立开发效果评价标准、经济极限筛选标准，从而确定井型优选标准，进而能明确水平井和直井有利部署区、合理部署方式及合理生产制度，形成有针对性的开发技术对策，实现了水平井参数筛选的定量化评价体系，为提高低渗致密气藏的产量和采收率提供数据支撑。

作为优选，多层叠置致密气藏需满足的条件为：层状连续分布，致密、砂体厚15-30m，叠置率大于60％；气藏分为三类储层：

i类储层：中孔低渗型，孔隙度大于11.5％、渗透率大于0.25×10-3μm2，排驱压力小于1.5mpa，中值压力小于10mpa；

ⅱ类储层：低孔低渗型，孔隙度11～12％，渗透率0.16～0.25×10-3μm2，排驱压力1.5～3mpa，中值压力10～25mpa；

ⅲ类储层：近致密型，孔隙度8～11％，渗透率0.1～0.2×10-3μm2，排驱压力3～5mpa，中值压力25～40mpa。

作为优选，对多层叠置致密气藏进行动态分析，明确水平井的动态指标是同储层邻近直井的1.4-2.5倍，ii、iii类储层水平井比直井的开发优势明显高于i类储层；

i类储层水平井井控储量大，采收率eur为经济极限的2.1倍，开发效果好；

ii类储层受渗透率k差异，同类开发指标仅为i类的0.5-0.6倍，采收率eur为经济极限的1.1倍；

iii类储层受含水饱和度sw的影响，同类开发指标仅为i类的0.25-0.3倍，采收率eur为经济极限的0.6倍。

作为优选，通过对比分析得出：储层越厚、展布越广，稳产能力越强，可采储量越高；物性越差，动态差异性越大。

作为优选，基于储层特征的开发动态认识得到：厚层层状致密气藏初期产量较高、稳产期长，主产阶段在定压前，以指数、双曲递减为主，采收率为经济极限的2倍以上。

作为优选，步骤c进行动态差异性原因分析，研究水平井产能主控因素，包括以下步骤：

c1、开展微观渗流特征对产能的影响分析；

c2、开展地质因素对产能影响分析；

c3、开展工程因素对产能影响分析；

c4、建立多元回归模型，明确各类气藏产能主控因素。

作为优选，步骤c1中，依托岩心驱替实验成果，采用数值岩心、数学模型、单井数值模拟等方法，开展了储层敏感性评价。

作为优选，采用数值岩心技术重构微观孔隙空间结构，开展致密储层不同含水饱和度下的渗流特征分析，结合单井数值模拟，定量分析两相渗流特征对产能的影响。

作为优选，步骤c2中，采用统计分析法，分别开展地质、工程因素对产能的影响。

从地质因素对产能影响来看：储层条件是气井建产的基础，也是制约高产的关键；

层状气藏：气井高产必须满足：h≥16m，sw≤55％。

改造作为增产的有效手段，但需要考虑以下因素：

层状气藏：由于ii类及以上储层条件改造受效性更强，因此，改造主要针对ii类及以上有利储层实施分段压裂，突出效益性。

作为优选，步骤c4中，层状气藏产能主控因素包括：地质因素：含水饱和度sw、有效厚度h；工程因素：裂缝半长、储层钻遇率。

层状气藏产能主控因素：从地质因素来看包括含水饱和度sw、有效厚度h；从工程因素来看包括加砂量、储层钻遇率裂缝半长、储层钻遇率。

作为优选，步骤d进行直井多层合采界限分析时，根据气藏物性、温度和压力系统，利用数值模拟技术建立双层无窜流均质气藏模型，采用正交参数敏感性分析方法进行，下上产层渗透率比x与当上产层被大部分抑制的压力系数比y之间的关系式为：

y＝1.1901x^-0.2458

下上产层渗透率比x与当上下产层产量贡献相同时的压力系数比y之间的关系式表示为：

y＝1.0575x^-0.2541

下上产层渗透率比x与当下产层被大部分抑制的压力系数比y之间的关系式表示为：

y＝0.9148x^-0.2961

得出下上产层渗透率倍比k下/k上为1.2～2.2、下上产层压力系数比p下/p上在1.108～1.028之间时，此时即会在生产过程中表现出明显的层间干扰现象，上产层贡献率仅为15％左右，当下产层压力继续增加，即p下/p上仍然上升时，超过15％技术界限后，上产层贡献将继续减小。

反之当下上产层渗透率倍比在1.2～2.2，p下/p上在0.765～0.85之间时，生产过程中仍然会表现出明显的层间干扰现象，此时下产层将被抑制，产量贡献仅占15％，随着上产层压力逐渐增加，即p下/p上继续下降时，低于85％技术界限后，下产层贡献将继续减小，然而，在上下层渗透率倍比在1.2～2.2，p下/p上在1.008～0.895之间进行合采时，上下两层产量贡献相当，此时当p下/p上上升时表现出上产层贡献将逐渐减小，p下/p上下降时则表现出下产层产量贡献将逐渐减小。

一种井型选择方法，根据上述的多层叠置致密气藏开发方法，开展井型适应性评价，并进行井型选择：

i类储层：水平井、直井均适宜，但直井经济性更优；h≥23m，k≥0.11m，sw≤50％；

ii类储层：部分适宜直井、部分适宜水平井；h:16-20m，k≥0.15md，sw≤54％，宜采用水平井；h:20-23m，k≥0.17md，sw≤54％，采用直井；

iii类储层：少部区域可以采用水平井开发；h:10-16m，k≥0.2md，sw≤58％，采用水平井开发；

其中，h为有效厚度，k为渗透率，sw为含水饱和度。

与现有技术相比，本发明的有益效果：

该开发方法能明确水平井和直井有利部署区、合理部署方式及合理生产制度，形成有针对性的开发技术对策，实现了水平井和直井参数筛选的定量化评价体系，为提高低渗致密气藏的产量和采收率提供数据支撑。

附图说明：

图1为多层叠置致密气藏开发方法的流程图。

图2实施例中多层合采时上下层渗透率倍比与上层产量贡献的关系图一。

图3实施例中多层合采时上下层渗透率倍比与上层产量贡献的关系图二。

图4实施例中的一井多层合采时的技术界限图一。

图5实施例中的一井多层合采时的技术界限图二。

具体实施方式

下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。

实施例1

本实施例对某地区中浅层多层叠置致密气藏储层的开发效果进行分析，如图1所示，本实施例的多层叠置致密气藏开发方法，包括以下步骤：

a、根据储层砂厚及展布特点，进行多层叠置致密气藏储层类型划分；

b、进行气藏生产动态分析，对比气藏直井和水平井的动态指标，明确动态差异性；

c、进行动态差异性原因分析，研究影响水平井产能主控因素；

d、进行多层合采技术可行性分析，明确直井多层合采界限；

e、形成差异性开发的结论，结合经济性评价，建立开发效果评价标准和经济极限筛选标准，确定井型优选标准。

本实施例的多层叠置致密气藏开发方法首先根据储层特征及动态特征进行储层分类，明确不同储层类型井的开发动态差异，再利用多元回归方法研究影响水平井产能主控因素，以及进行多层合采分析、得到直井多层合采界限，结合经济评价，建立开发效果评价标准、经济极限筛选标准，从而确定井型优选标准，进而能明确水平井和直井有利部署区、合理部署方式及合理生产制度，形成有针对性的开发技术对策，实现了水平井参数筛选的定量化评价体系，为提高低渗致密气藏的产量和采收率提供数据支撑。

进一步地，多层叠置致密气藏需满足的条件为：层状连续分布，致密、砂体厚15-30m，叠置率大于60％；气藏分为三类储层：

i类储层：中孔低渗型，孔隙度大于11.5％、渗透率大于0.25×10-3μm2，排驱压力小于1.5mpa，中值压力小于10mpa；

ⅱ类储层：低孔低渗型，孔隙度11～12％，渗透率0.16～0.25×10-3μm2，排驱压力1.5～3mpa，中值压力10～25mpa；

ⅲ类储层：近致密型，孔隙度8～11％，渗透率0.1～0.2×10-3μm2，排驱压力3～5mpa，中值压力25～40mpa。

以地质特征及动态特征相结合进行多层叠置致密气藏类型划分，就能有针对性地对厚层层状致密气藏进行研究，限定研究范围，以建立评价体系。

具体地，对多层叠置致密气藏进行动态分析，明确水平井的动态指标是同储层邻近直井的1.4-2.5倍，ii、iii类储层水平井比直井的开发优势明显高于i类储层；

i类储层水平井井控储量大，采收率eur为经济极限的2.1倍，开发效果好；

ii类储层受渗透率k差异，同类开发指标仅为i类的0.5-0.6倍，采收率eur为经济极限的1.1倍；

iii类储层受含水饱和度sw的影响，同类开发指标仅为i类的0.25-0.3倍，采收率eur为经济极限的0.6倍。

因此，可通过对比分析得出：储层越厚、展布越广，稳产能力越强，可采储量越高；物性越差，动态差异性越大。

进一步地，基于储层特征的开发动态认识得到：厚层层状致密气藏初期产量较高、稳产期长，主产阶段在定压前，以指数、双曲递减为主，采收率为经济极限的2倍以上。

本实施例中，步骤c进行动态差异性原因分析，研究水平井产能主控因素，包括以下步骤：

c1、开展微观渗流特征对产能的影响分析；

c2、开展地质因素对产能影响分析；

c3、开展工程因素对产能影响分析；

c4、建立多元回归模型，明确各类气藏产能主控因素。

其中，步骤c1中，依托岩心驱替实验成果，采用数值岩心、数学模型、单井数值模拟等方法，开展了储层敏感性评价。

本实施例通过单井数模和数值模型两种方法，定量分析储层敏感性对产能的影响，得到以下结论：

应力敏感对中浅层水平井产能的影响>>启动压力梯度；

应力敏感使气井泄气面积降低12％，累产气量降低接近25％，影响气相的有效渗透性；

启动压力使气井泄气面积降低3％，累产气量的降低近9％，影响气相突破毛管力束缚阻力。

进一步地，本实施例采用数值岩心技术重构微观孔隙空间结构，开展致密储层不同含水饱和度下的渗流特征分析，结合单井数值模拟，定量分析两相渗流特征对产能的影响。

两相流比单相流气藏的采收率要低，物性越差，采收率eur降幅越大，i类储层降幅达10.3％，iii类降幅达31％。

具体地，步骤c2中，采用统计分析法，分别开展地质、工程因素对产能的影响。

从地质因素对产能影响来看：储层条件是气井建产的基础，也是制约高产的关键；

层状气藏：气井高产必须满足：h≥16m，sw≤55％。

而改造作为增产的有效手段，但需要考虑以下因素：

层状气藏：由于ii类及以上储层条件改造受效性更强，因此，改造主要针对ii类及以上有利储层实施分段压裂，突出效益性。

更具体地，步骤c4中，层状气藏产能主控因素包括：地质因素：含水饱和度sw、有效厚度h；工程因素：裂缝半长、储层钻遇率。

层状气藏产能主控因素：从地质因素来看包括含水饱和度sw、有效厚度h；从工程因素来看包括加砂量、储层钻遇率裂缝半长、储层钻遇率。

实施例2

如图1至图5所示，根据实施例1所述的多层叠置致密气藏开发方法，本实施例对步骤d进行直井多层合采界限分析，根据气藏物性、温度和压力系统，利用数值模拟技术建立双层无窜流均质气藏模型，在模型基础埋深2300m，孔隙度0.1076，渗透率为0.19×10^-3μm²、垂向渗透率为零、储层有效厚度为10米、原始地层压力为42.3mpa、数值计算网格为30×30×3，在模型中只有上下两层为目的层，中间为不渗透隔层，模型总储量为1.43×10⁸m³，给定两层合采配产量为2.5×10⁴m³，按单一因素和正交分析的方法，研究上下两个产层的物性参数和压力对于气藏开采的影响。

如图2和图3所示，当上产层压力与下产层压力接近时，在产层中不存在一层相对于另外的一层有严重污染的情况下，当渗透率级差超过9时，对产量贡献影响很大。

单从渗透率方面进行分析，从图中可以看出当k下/k上层超过9时，上产层大部分被抑制，且随着级差的逐渐增大，上产层将被完全抑制的趋势，且抑制趋于平缓，同理当k下/k上小于0.111时，下产层将大部分被抑制，且随着级差的逐渐减小，下产层将被完全抑制，且变化趋势趋于平缓。

当上部产层的渗透率很差的时候，上下产层的渗透率级差比达到9时，即使下部产层压力系数是上部产层压力系数的0.35，上产层同样会被大部分抑制而产量贡献很少。

无论物性怎样变化，上产层的压力系数不能超过下产层压力系数的2.15倍，超过2.15倍时，下产层将被大部分抑制；而随着下产层储层物性的改善，即使是上下产层的压力接近，也可能发生上产层被抑制的现象。

采用正交参数敏感性分析方法进行，下上产层渗透率比x与当上产层被大部分抑制的压力系数比y之间的关系式为：

y＝1.1901x^-0.2458

下上产层渗透率比x与当上下产层产量贡献相同时的压力系数比y之间的关系式表示为：

y＝1.0575x^-0.2541

下上产层渗透率比x与当下产层被大部分抑制的压力系数比y之间的关系式表示为：

y＝0.9148x^-0.2961

如图4和图5所示，通过研究合采井单井气层物性和压力系数比的正交分析发现，当上下两层进行合采时，下上产层渗透率倍比k下/k上为1.2～2.2、下上产层压力系数比p下/p上在1.108～1.028之间时，此时即会在生产过程中表现出明显的层间干扰现象，上产层贡献率仅为15％左右，当下产层压力继续增加，即p下/p上仍然上升时，超过15％技术界限后，上产层贡献将继续减小。

反之，当下上产层渗透率倍比在1.2～2.2，p下/p上在0.765～0.85之间时，生产过程中仍然会表现出明显的层间干扰现象，此时下产层将被抑制，产量贡献仅占15％，随着上产层压力逐渐增加，即p下/p上继续下降时，低于图5中85％技术界限后，下产层贡献将继续减小，然而，在上下层渗透率倍比在1.2～2.2，p下/p上在1.008～0.895之间进行合采时，上下两层产量贡献相当，此时当p下/p上上升时表现出上产层贡献将逐渐减小，p下/p上下降时则表现出下产层产量贡献将逐渐减小。

实施例3

基于实施例1和实施例2所述的多层叠置致密气藏开发方法，本实施例提供一种井型选择方法，其基于不同储层水平井开发效果，开展井型适应性评价，进而对三类储层的适用井型进行选择：

i类储层：水平井、直井均适宜，但直井经济性更优；h≥23m，k≥0.11m，sw≤50％；

ii类储层：部分适宜直井、部分适宜水平井；h:16-20m，k≥0.15md，sw≤54％，宜采用水平井；h:20-23m，k≥0.17md，sw≤54％，采用直井；

iii类储层：少部区域可以采用水平井开发；h:10-16m，k≥0.2md，sw≤58％，采用水平井开发；

其中，h为有效厚度，k为渗透率，sw为含水饱和度。

本说明书中公开的所有特征，或公开的所有方法或过程中的步骤，除了互相排斥的特征和/或步骤以外，均可以以任何方式组合。

本说明书(包括任何附加权利要求、摘要和附图)中公开的任一特征，除非特别叙述，均可被其他等效或具有类似目的的替代特征加以替换。即，除非特别叙述，每个特征只是一系列等效或类似特征中的一个例子而已。