新场上沙溪庙气藏气井产量递减规律研究.doc

摘 要新场上沙溪庙气藏是致密低渗气藏，在目前的开发分类中属于难采的低渗储量。由于其单层产能及单井产能低，其开采方式和开发模式上和常规气藏有较大的不同。常规气藏的开发中可以采用打专层井的方式通过降低层间干扰来达到提高气藏的产能的目的，而对低渗致密气藏的开发往往是只能用多层合采的方式来达到气井的工业产能。低渗气藏其渗流特征与常规气藏有所区别，其配产方式也有所不同。产量递减分析，就是当油气田(井)进入递减阶段以后，寻求产量变化规律，并进行未来产量预测。通过对递减规律的深刻认识，分析出影响递减规律和气井稳产的关键因素，关联分析这些参数对稳产的相互影响是进一步采取有效的措施来减缓产量递减，以提高最终采收率，做到科学合理开采的主要分析内容之一。本文通过大量的文献调研，在应力敏感、启动压力梯度实验基础上，分析其对上沙溪庙气藏的渗流特征及对气井产能的影响，并在常规配产方法的基础上，从优化的角度出发，根据致密气藏多层合采气井中多层流出、井底到井口的流动物理模型，建立考虑多种因素对气井产量制约影响下的分阶段优化配产数学模型及其求解方法，分析得到不同配产下稳产时间预测和采收率的确定方法，并与不同类型气井产量递减规律进行关联分析，结合数值模拟研究和对实际气井分析，以获取影响气井递减规律和稳产的关键因素，提出减缓气藏递减的开发技术政策。研究结果表明：（1）低渗气藏储层应力敏感性对气井产能影响较大，不同配产下的气井稳产时间变化较大，采用阶段性合理配产方法可降低压力递减速度、延长气藏的稳产期。（2）上沙气藏气井产量递减规律以指数和双曲递减为主，影响气井稳产的关键因素包括以下6点：配产量大小；单井控制储量大小；有无措施以及施工参数；采气速度大小；布井方式；储层应力敏感性（包括裂缝发生闭合）。减缓气藏递减的开发技术政策也应主要从这几个方面考虑。关键词： 渗流特征； 阶段性配产； 递减规律； 气井稳产； 减缓气藏递减Abstract Xinchang Shangshaximiao gas reservoir is that of a tight and low permeability and it belongs to the low permeable reserves,which are hard to exploit in present development sorts. Due to their low single layer deliverability and individual well producing rate, there is a major difference from conventional gas reservoirs in the production method and development model. In developing conventional gas reservoirs, we can use the method of drilling specified layer wells to enhance the gas reservoir deliverability by decreasing interlayer interference. But for in developing tight and low permeability gas reservoir, we can only use the method of multi-layer produce to satisfy the gas wells industrialproduction. The filtration feature of low permeable gas reservoirs is different from that of conventional gas reservoirs, and its proration plan is also different. The analysis of production decline is seeking the law of production changes when oil and gas fields(wells) go into the decline stage, and predicting future production. By deep understanding of the law of production decline the main factors of production decline are analyzed and further effective measures are taken to slow the production decline in order to increase ultimate recovery, thus obtaining scientific and rational exploitation. Based on a large amount of literature research and analysis, this article has attained the affection of Shangximiao gas field flow characteristics to the gas wells deliverability, by analyzing the exprimental data of stress sensitivity and actuating pressure gradient. On the bass of conventional proration method, fromthe point ofview of optimizing, according to the physical model of multi-layer producing gas wells and flowing from wellbore to the wellhead of the tight gas reservoirs, we have established a staged optimalproduction allocation mathmatic model and its solution, considering kinds of factors to the gas wells producibility. By analyzing, we have found the right way of stable time prediction and recovery in different proration. With the productivity decline law of different kinds gas wells and the research of numerical simulation, we have determined the key factors of affecting decline law and rate maintenance capability of gas wells, and proposed some development technology policies so as to decrease the gas reservoir decline.The research results indicate that: (1) stress sensitivity of low permeable gas reservoirs has a great affection to the gas wells deliverability, the stable time of different proration changes greatly. Adopting the stage rational proration method of this article, the pressure decline rate could be decreased and the gas reservoirs stable time could be extended; (2) The decline law of Shangsha gas field is mainly index decline and hyperbolic decline. The key fators of affecting gas wells stable production include the following points: proration production; single well controlling reserves; measures used and construction parameters;gas production rate;well spacing pattern;reservoir stress sensitivity(including closure of fracture). The development technology policies of slowing down the gas reservoirs decline should be considered from these aspects.Key words： flow characteristics; stage proration; decline law; gas wells stable production; decreasing gas reservoir decline目 录第1章 绪论11.1研究的目的和意义11.2国内外研究现状11.2.1.低渗气藏气体渗流特征研究现状11.2.2.合理配产以及递减规律研究现状31.3主要的技术路线51.4完成的主要工作6第2章 新场上沙溪庙气藏基本特征分析72.1 新场上沙溪庙气藏基本地质特征72.1.1 构造特征72.1.2 沉积特征及砂体展布72.1.3 储层特征82.2气田开发动态特征简况102.2.1 开发简况及现状102.2.2 气藏开采中存在的主要问题112.3 多层致密气藏开采特征132.4 本章小结14第3章 新场上沙溪庙气藏渗流特征及对产能的影响153.1气藏开采条件下的应力敏感实验153.1.1干岩心应力敏感实验163.1.2不同含水岩心的应力敏感实验193.1.3带裂缝干岩心的应力敏感实验213.2低渗储层应力敏感特征及对产能的影响233.2.1低渗致密砂岩应力敏感影响因素分析233.2.2考虑应力敏感影响的气井产能方程243.2.3应力敏感对气井产能的影响分析273.3低渗透储层含水饱和度对气井产能的影响323.3.1启动压力梯度影响因素分析323.3.2启动压力梯度对低渗透气藏产能的影响363.3.3.低渗透储层含水饱和度对气井产能的影响383.4本章小结41第4章 气井合理配产方法研究及对气藏稳产影响分析424.1 气井常规配产方法424.1.1指示曲线法424.1.2节点分析法434.1.3经验公式法444.2阶段性合理配产方法研究454.2.1 多层合采气井阶段性数学模型建立及求解454.2.2 程序设计及实例计算524.2.3 不同配产方式下对比分析544.3 不同配产对气井稳产时间及采收率的影响564.3.1不同配产下稳产时间预测方法研究564.3.2不同配产下采收率的确定方法研究574.3.3不同配产下的稳产时间和采收率预测594.4上沙溪庙气藏单井合理配产604.5 本章小结61第5章 新场上沙溪庙气藏气井递减规律研究635.1气井产量递减规律研究635.1.1产量递减规律分析方法635.1.2不同类型井产量递减规律研究685.1.3不同类型储层的递减规律研究725.2影响递减规律的因素研究755.2.1影响递减规律的关键地质因素研究765.2.2影响递减规律的开发工程因素研究805.3气井稳产关键因素及减缓气藏递减的开发技术对策分析855.3.1影响气井稳产关键因素分析855.3.2减缓气藏递减的开发技术对策分析865.4本章小结90第6章 结论和建议91致 谢92参考文献93攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果96I西南石油大学硕士研究生学位论文第1章 绪论1.1研究的目的和意义新场上沙溪庙气藏是目前西南油气分公司第一大主力气藏，地质储量占西南油气分公司总地质储量的31.92%，其动用储量占总数的44.1%，产量占总产量的41.7%。气藏的总体稳产主要是依靠新井的不断补充，除当年投产新井外，其余各年度老井均呈现不同程度的递减，目前该气藏的优质储量近于完全动用，尽管气藏已处于稳产后期，储量动用程度高，但仍然有上百亿方的剩余可采储量有待开发。此外，上沙气藏属于典型的川西低渗致密气藏，其低渗致密储层的渗流特征决定了其开采规律的复杂性，目前还未对上沙气藏的渗流特征有过直观的实验分析，对于不同类型岩心的应力敏感、储层含水饱和度对气井产能的影响研究几乎是一片空白。气藏井口压力水平低，50%的气井面临定压降产，部分气井已明显开始递减，然而，目前气井合理工作制度不明确，多数井初期配产偏高，稳产期短或无稳产期；还没有对合理配产对气（藏）井稳产时间和采收率的影响展开研究，更没有对影响递减规律以及稳产的关键因素进行过系统分析，这些都涉及到如何准确把握气藏总体开采特征和预测开发效果、关系到如何提高气藏最终采收率等开发关键技术问题。随着勘探开发的深入，越来越多的致密气藏将投入开发，开采对象日趋复杂，开采范围和难度逐渐增大，需要全面深入地研究和总结上沙气藏这种川西典型低渗致密气藏的开采递减规律，确定其合理的开发技术政策，以进一步指导同类气藏的合理开发和调整。因此，深入系统地研究上沙气藏的渗流规律，找到最适合的配产制度，分析气井目前的递减规律以及影响气井稳产关键因素有助于更好地把握和预测未来变化趋势，有助于提出减缓递减的开发技术政策，使气藏具有更长的稳产期，为开发调整提供有力的决策依据。1.2国内外研究现状1.2.1.低渗气藏气体渗流特征研究现状低渗透岩心中气体的渗流形态和渗流机理主要与低渗岩心的渗透率、含水饱和度及压力梯度的大小有关。目前，国内外对低渗透气藏气体渗流特征的研究主要集中在“应力敏感”和“启动压力梯度”以及“滑脱效应”三个方面，由于上沙气藏岩心渗流特征主要表现为“应力敏感”和“启动压力梯度”为主，因此本文着重介绍这两个方面的研究现状。（1）储层应力敏感研究现状在国外从70年代，人们便开始进行低渗透气藏的应力敏感性实验研究1-7和现场实验8，主要研究了围压，孔隙压力对低渗透气藏渗透率的影响。Vaiogs Jetal1 对国外气田储层岩心进行了应力敏感实验，结果表明，当净围压从17MPa增加到45MPa时，岩心渗透率降低10%83%。John P. Daries7对Travis peak层的致密含气砂岩进行实验研究，其结果表明，应力对渗透率的影响主要是孔喉的大小和形状，都是属于孔喉的几何形状的范畴。渗透率变化值主要是根据岩石类型预测，不同孔隙度下渗透率受应力影响降低程度是不一样的，渗透率越低，受应力变化降低的程度就越高。国内学者对低渗透气藏应力敏感的实验研究还处于起步阶段，张琰、崔迎春9-10通过对砂砾性低渗透气层进行应力敏感性实验得到了气层渗透率与净压力存在一个压力敏感点，当净压力高于此点时，净压力对渗透率的影响减小，而当低于此点时，净压力对渗透率的影响较大，并且岩样含水量越大，应力敏感性就越强。同时他们还研究了低渗气藏的主要伤害机理，提出了降低伤害的保护方法。刘建军11，石玉江12，向阳13对致密砂岩岩心进行了应力敏感实验研究，结果表明，岩心的孔隙度和渗透率在不同围压下的变化幅度不同，低渗砂岩具有较强的应力敏感性。2004-2010年期间，杨洪志14，宋传真15，傅春梅16，张李17，向祖平18,24，邓江明19，李闽20，刘鹏程21，游利军22，苏云河23对低渗致密砂岩气藏进行了应力敏感试验，分析了不同含水饱和度下气井的应力敏感情况，得到了考虑应力敏感影响的气井稳态产能方程以及应力敏感对低渗气藏气井产能的影响。结果表明，低渗气藏具有更为明显的应力敏感性，应力敏感对低渗气井产能影响较大，在实际生产过程中，要充分认识低渗气井的应力敏感引起的产能下降。（2）启动压力梯度研究现状低渗储层启动压力梯度现象研究最早始于1924年25。.布兹列夫斯基首次提出，在小的压力梯度下，因岩石固体颗粒表面分子作用，浮留的束缚水在狭窄的孔隙中是不流动的，它还妨碍了自由水在与相邻的较大孔隙中流动，只有当驱动压力梯度增加到某个启动梯度后，破坏了束缚水在最狭窄孔隙处的堵塞，液体才开始发生渗流。二十世纪五十年代后，关于流体非达西渗流规律研究进入了新的阶段。罗兹(1950年)、富罗林(1951年)、列尔托夫(1956年)、Jacgum (1965年)、Irmay(1968年)都引用了起始压力梯度的概念，提出了描述这种特殊流动状态的运动方程和数学表达式。1972年，Thomas.R.D和Ward研究PicturedCliffs 和Fort Union 地层指出，当含水饱和度为50%时，气体渗透率只有干岩样的10%20%。1979年，Jones 和Owens实验研究表明，将致密储层气测渗透率校正到原地条件下渗透率要考虑储层应力、含水饱和度和岩性变化。任晓娟等和邓英尔等26-27研究了在不同含水饱和度下低渗透岩心中气体的渗流规律，研究认为由于岩心渗透率、含水饱和度以及压力梯度的不同，气体的渗流将表现出不同的流态，证明气体渗流存在“启动压力梯度”。周克明28通过实验研究发现残余水状态下低渗储层岩石中的气体低速渗流表现出明显的非达西渗流特征。气体低速渗流时存在临界压力点，当临界点低于临界压力时，气体渗流受毛细管阻力的影响，表现为气体有效渗透率随压力增大而增大；当净压力高于临界压力时，气体受滑脱效益影响，表现为气体有效渗透率随压力增大而减小。临界压力的高低反映了毛细管阻力和气体分子滑脱效应作用力这两种不同作用机理对气体渗流的影响程度。黄延章29根据实验结果给出了几种达西定律的修正式。冯文光、葛家理32对单一、双重介质的数学模型在Laplace空间运用格林函数法求得了相应的解，用有限积分变换与Laplace变换求得了其在有界地层的解。吴凡30的研究表明，气体低速流动时滑脱效应是有条件的，更低速条件下具有启动压力现象，气体的启动压力梯度与储层的平均渗透率成反比，并且存在一种统计规律。冯文光31利用拟压力概念在假设压力波瞬时传播到无限远的条件下，分析了影响天然气非达西低速渗流的各种因素，对建立的理想、真实气体考虑启动压力梯度的数学模型在Laplace空间上进行了求解，用格林函数法求得了低渗透气藏考虑启动压力梯度的非达西渗流模型的解析解。程时清等32研究了低渗透油藏低速非达西渗流的动边界问题，给出了高精度的积分解，分析了启动压力梯度对压力分布的影响，发现启动压力梯度越大，井底附近压力下降越快，外边界传播越慢。汪周华，钟兵等33推导出了低渗气藏考虑非线性渗流特征的稳态方程。研究表明，在低渗透气藏中,如果不考虑水的影响,可采用大压差生产方式以减少启动压力梯度的影响。总的看来，在此之前，虽然国内外对气体在低渗透砂岩气藏地层中的渗流规律己经作了大量研究，但研究主要集中在液体和低渗透气藏干岩心渗流机理研究方面，对一定含水饱和度条件下气体在低渗或特低渗储层中的渗流规律研究还比较欠缺，需要通过实验研究得出考虑不同影响因素下的特低渗气藏气体渗流模型，最终得到不同影响因素下的气井产能方程和产能变化情况。1.2.2.合理配产以及递减规律研究现状（1）合理配产研究现状气井合理产量是气藏开发的重要指标之一，是将气藏地质储量转化成商品以至经济效益的纽带，是实现气田长期高产、稳产的前提条件。国内外学者对油气田如何合理配产进行了大量的研究。国外方面，R.V.Smith34利用压力和产量等生产数据经最小二乘法处理获得了回压方程（俗称产能指数式或经验式），结合和不同的用气要求和地层情况，将气井配产和设计分为：固定日产量；产量按无阻流量的一部分配产（一般20%30%）；恒定的井口回压和井底流动压力。W.R.Greene35根据流入曲线及井筒垂直两相流动的相关式计算出产气量和井口压力的关系曲线，并引入流点的节点概念进行气水井的合理配产。J.Hagoort36 提出了利用消耗式模拟方法进行复杂气井的合理配产以解决利用动态曲线法计算复杂气井合理产量工作量大，计算繁琐等问题。另外由W.E.Gilbert37提出的以动态曲线为基础的节点分析技术也在近一步的发展中。国内方面由唐海、黄炳光38（1998）提出了从物质平衡方程入手，以节点分析为基础建立了动态优化配产方法，李治平39等人（2007）提出了运用质点运动学的方法，研究了低渗透压裂气井不破坏裂缝渗流能力的最大产量,得到了一种压裂气井合理产量确定的方法。张宗林、赵正军、张歧40等人提出的靖边气田气井合理配产思路实例，文章中提到一口气井的合理配产应该是多种方法综合确定优选的结果。当然气井最终合理配产是在以上多种方法计算结果的基础上,结合气井静、动态资料及可能的多种工程、地质因素,综合确定的。综上可以看出，国内外大多数学者对气井合理配产方面进行过大量研究,但对于多层合采气井采用何种方法能够增加各层的合理供气能力以及降低气井的压力损耗研究上还比较少,因此本文将研究一种能合理的利用地层能量,有效的控制气井压力递减,及时跟踪气井产能,进行合理工作制度的调整,使气井具有更长的稳产时间的阶段性配产方法。（2）递减规律研究现状国外对于递减规律的研究，已有上百年的历史，1908年R.Aronld和R.Anderson41最早提出产量递减的概念，最先给出了计算递减曲线的数学方法。1924年，Cutler42提出了通过对曲线进行转换后可以在双对数坐标上获得双曲递减的直线；1925年，Larkey43对于双曲递减和指数递减，使用了统计法外推递减曲线或最小二乘法。1935年，Pirson44利用损失比来计算常数产量递减的时间-产量关系。1945年，Arps对递减曲线进行了分类45,将递减规律归纳为指数递减、双曲递减、调和递减三种类型，并给出了3种递减曲线的时间-产量方程和产量-累计产量方程。上世纪八十年代初，Fetkovich46以均质地层不稳定渗流理论为基础，结合Arils的经验公式，首次提出了现代产量递减曲线分析方法，此方法可以进行动态预测和反求相关地层参数。九十年代，Palacio和Blasingame47提出的等液量递减曲线分析法，不局限于Fetkovich递减分析法中的恒定压力生产条件，适应范围更为广泛。Agarwal和Gardner48后来又提出了A-G产量递减分析方法，也称复合递减曲线分析力法。国内对于递减规律的研究起步相对较晚，上世纪八十年代至今，俞启泰、陈元千、王俊魁49-57等人对递减规律做了大量深入研究，从不同程度上完善了传统递减曲线分析，能更好的用于油气田产量递减规律分析。史乃光58认为现代递减曲线分析有两种力法，一种为不稳定渗流微分方程的产量解析法;另一种是Fetkovich典型曲线分析法，两者可同时使用以便相互验证结果，也可单独选用一种，并与现代试井曲线分析结果相互对比。计秉玉59从相对渗透率曲线和物质平衡原理出发导出了Arps递减方程，并论证了水驱油藏产量递减方程主要取决于油相相对渗透率曲线特征。李晓平60针对水驱气藏中气井的产量递减问题，在建立递减分析数学模型并采用拉普拉斯变换方法获得解的基础上，利用数值反演法计算了气井产量递减分析的曲线，获得了产量递减的三个阶段，并实例证实了其理论与方法的正确性。21世纪以来，周红61，王金多62，王海涛63，谢军64，朱豫川65，王四凤66，张以根67，连军利68，薛国庆69等人也对研究油气藏（井）产量递减规律提出了更多更好的新方法，进一步完善了对油气藏（井）产量递减规律分析和研究，可作为国内对不同类型的油气藏递减规律分析的参考文献。然而以上研究都主要是分析气井递减规律的研究方法居多，对于造成低渗气井递减的关键因素，提高气井稳产能力和控制递减规律内在因素的研究还很少，本文将深入研究影响低渗气井递减规律和稳产的关键因素，提出减缓气藏递减的开发技术对策。1.3主要的技术路线本文的技术思路主要是利用应力敏感、启动压力梯度实验分析数据，得到上沙溪庙气藏的渗流特征及对气井产能的影响，在常规配产方法的基础上，从优化的角度出发，根据致密气藏多层合采气井中多层流出、井底到井口的流动物理模型，建立考虑多种因素对气井产量制约影响下的分阶段优化配产数学模型及其求解方法，分析得到不同配产下稳产时间预测和采收率的确定方法，再联系不同类型气井产量递减规律，结合数值模拟研究及对实际气井分析，得到影响气井递减规律和稳产的关键因素，提出减缓气藏递减的开发技术政策。论文研究技术路线见图1-1：图1-1 论文技术路线图1.4完成的主要工作该课题属于中国石化股份公司油田事业部天然气开发先导项目“新场沙溪庙组气藏递减规律及合理配产研究”部分内容，主要针对新场气田沙溪庙组气藏目前实际生产状况，分析目前沙溪庙组气藏的渗流规律以及配产制度的合理性，得到目前气井的产量递减规律和影响稳产关键因素，提出减缓气藏递减的合理开发技术对策，以进一步指导同类气藏的合理开发和调整。本文在大量的文献调研和分析的基础上，主要开展了以下几个方面的研究：（1）分析整理国内外低渗气藏渗流特征和合理配产以及递减规律研究概况；（2）从实际气藏出发，针对气藏开发中存在的问题,归纳总结多层合采致密气井开采特征。（3）利用新场气田上沙溪庙气藏的低渗致密砂岩岩心进行渗流机理实验，主要包括干岩心，含水岩心以及裂缝岩心的应力敏感实验，启动压力梯度实验，得到了低渗、特低渗砂岩气藏的基本渗流特征；推导出考虑应力敏感影响和启动压力梯度影响的气井产能方程，并实例计算了它们对气井产能的影响，为低渗砂岩气藏开发的进一步研究提供充分的理论依据。（4）在常规配产分析方法研究基础上，建立了多层合采气井阶段性合理配产数学模型,提出一种可行的计算机解法，并编制程序进行了实例计算，对气井采取的不同配产方式进行对比研究。（5）分析了不同配产下的稳产时间预测以及采收率的确定，并编制程序计算了不同储量、产能、配产下的稳产时间和采收率，给出了气井初期以及目前的合理配产量的建议。（6）分析了上沙气藏不同类型气井的产量递减规律，结合数值模拟研究和对实际气井分析得到了影响递减规律的关键地质因素和开发工程因素，并由此分析了影响气井稳产的关键因素，提出了减缓气藏递减的开发技术对策。第2章 新场上沙溪庙气藏基本特征分析我国的致密砂岩气藏分布广泛，包括鄂尔多斯盆地的苏里格、大牛地等大型气田储集层，以二叠系低孔低渗河流相致密砂岩为主；四川盆地川西坳陷的新场气田和洛带气田储集层也以河流相低渗透致密砂岩为主。本文主要根据新场气田上沙溪庙气藏的特征，归纳致密砂岩气藏的储层特征以及上沙气藏的动态特征和开采中存在的问题，为下一步研究提供依据。2.1 新场上沙溪庙气藏基本地质特征2.1.1 构造特征新场构造是孝泉背斜向东延伸的一个平缓鼻状构造(背斜)，总体呈西高东低，南陡北缓的不对称分布。南翼倾角比北翼大，大约5左右，北翼相对平缓，倾角大约2.5左右。从JS24层底面构造图上可见，鼻状构造的高点在CX468井到CX160井一线，高点埋深大约在1800m左右，工区内位于构造北翼的CX157井埋深最深，埋深大约在1990m左右。鼻状构造(背斜)轴线位于CX168-1X818L104等井一线，工区内轴线长约17.5Km，走向为北东东向。新场气田内断裂不发育，构造东部发育一些小逆断层，这些小逆断层近平行于主断层且分布密度较高，走向为近南北向、北北东向或北北西向，在沙溪庙组内断距10m左右。2.1.2 沉积特征及砂体展布新场沙溪庙组气藏储层主要分布在三角洲平原分流河道和三角洲前缘河口砂坝中，各时期的物源方向差异和同一时期不同区域的微环境差异影响了储层的储集性，且不同时期的古环境演化决定了储层的纵向发育规律。JS22砂体沉积相主要为三角洲平原砂坝，沉积微相主要为强烈进积型分流河道侧积、分流河道砂坝，少量发育决口扇，该层河道宽度相对JS24层窄些，物源方向为北东向。JS24砂体北部发育三角洲平原砂坝，总体上主要为三角洲前缘砂坝沉积，沉积微相主要为强烈进积型分流河道侧积、分流河道砂坝，少量发育决口河道及河心滩，该层河道很宽，最宽处达到5km左右，由北向南呈毯状延伸。JS21砂体沉积微相主要为强烈进积型分流河道侧积、分流河道砂坝，沉积相主要为三角洲平原砂坝，由北向南共发育4支水下分流河道，其中位于中部的2支河道规模较大。JS23砂体沉积微相主要为强烈进积型分流河道侧积、分流河道砂坝，沉积相主要为三角洲前缘砂坝沉积，由北向南共发育2支水下分流河道，其中位于东北部的一支河道规模较大。JS21、JS23层分流河道侧积微相明显较主力层JS22、JS24层发育，这也是JS21、JS23层产能普遍较低的主要原因。表2-1 新场上沙溪庙气藏层位划分表气藏气层单层JS2JS21JS21JS22JS22-1、JS22-2JS23JS23-1、JS23-2JS24JS242.1.3 储层特征2.1.3.1 储层岩性据50口井的岩心观察及薄片资料统计，新场地区上沙溪庙气藏储层的岩石类型以灰色、浅绿灰色中细粒岩屑长石砂岩为主，部分井段夹有少量薄层泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及棕红色泥岩。储层总体上表现为物性条件较差的致密的块状砂岩。2.1.3.2 储层物性据26口井1985个样品煤油法孔隙度统计结果,上沙溪庙组气藏最大孔隙度17.07%，最小孔隙度1.08%，平均孔隙度为9.69%，从孔隙度频率直方图（图2-1）可见，各井的主峰位都在8-11%之间。最大渗透率0.9810-3m2，最小渗透率0.0110-3m2，平均渗透率0.16110-3m2。从渗透率频率直方图（图2-2）可见，各井的主峰位都在0.10.210-3m2之间，属典型的致密储层。图2-1 上沙气藏孔隙度直方图图2-2 上沙气藏渗透率直方图2.1.3.3 储层非均质性上沙溪庙组地层与上下邻层构造形态一致，由于新场构造为一平缓鼻状构造，无大的断裂带出现，整体构造简单，因而上沙气藏地层也无大的隆起和断裂带，且规律性不强，即使小裂缝也只是偶见，因此构造因素对储层非均质性影响较小，而平面上受成岩后生作用以及沉积微相变化的影响较大。 储层流体特征（1）天然气化学组分沙溪庙组气藏产出流体以天然气为主，同时还产少量地层水和凝析油。天然气甲烷含量比例最高，达到90.6198.01%，平均含量为94.52%，其次是乙烷含量，约为0.99255.79%，低重烃的平均含量2.45%，氮气的平均含量0.958%，二氧化碳的平均含量0.22%，相对密度0.5610.619，属品质优良的干气。（2）地层水性质地层水水型为CaCl2型，具有典型长期高度封闭状态下的水化学特征，这些特征表明气藏封存条件较好，地层水总矿化度在17485.330000mg/L之间。从各单井生产历史来看绝大部分井每月产水量不足1m3，对气藏主体部位生产暂时没有造成明显的影响。（3）凝析油含量及性质凝析油为无色浅黄色、透明半透明，具有低粘度(0.571.12MPa.S，平均值0.75MPa.S)、低密度(0.74350.805 g/m3，平均值0.77g/cm3)、低馏点(3097)及馏程短等典型凝析油特征。凝析油含量0.636110.1838g/m3，平均4.5g/m3。气田开发动态特征简况2.2.1 开发简况及现状新场气田上沙溪庙组气藏发现于1990年，主要由JS21、JS22、JS23、JS24这4套含气砂体组成。平均孔隙度为10.2%，平均渗透率为0.210-3m2，试井解释有效渗透率低于0.110-3m2，埋深为22002500m，属典型的致密砂岩储层。气藏的原始地层压力在4045MPa，属异常高压气藏（压力系数介于1.502.0之间）。上沙气藏自1998年加砂压裂工艺取得突破，产量开始大幅度提升。2000年气藏实施开发方案，2003年完成产能建设规模，目前处于稳产阶段。整个气藏采用一套层系，一套井网开发，平均井距500-600m，JS22和JS24为主力产层，JS21和JS23储量品位较差，仅作部分接替。截止2008年12月底，沙溪庙气藏JS21、JS22、JS23、JS24气层累计提交探明储量534.35108m3，累计开发动用储量394.96108m3，开发可采储量185.63108m3，开发动用储量主要分布在上沙气藏的JS22、JS24气层。2008年底，新场气田上沙气藏共有气井227口，开井数218口，开井率96.03%。日产气水平313.09104m3/d，单井日均产气1.44104m3/d，气藏产量主要分布在主力产层JS22、JS24层，日产气占整个上沙气藏的78.64%左右。2008年产气12.03108m3，历年累计产气74.79108m3。动用储量采速为2.67%、采出程度为17.78%；地质储量采气速度、采出程度分别为1.97%、13.14%，总体上采出程度较低。老井年自然递减率9.2%，折算年综合递减率8.7%。气藏综合采气曲线见图2-3。图2-3 新场气田上沙气藏综合采气曲线(自1997年起)在上沙气藏的4个气层中，主力产层JS22、JS24气层有生产井182口，日产气246.23104m3/d左右，占气藏日产气的64%，单井日均产气1.35104m3/d。非主力产层JS21、JS23气层现有生产井45口，日产气66.86104m3/d。各气层的开发指标见表2-2。表2-2 新场上沙气藏小层开发指标表（2008年12月底）气层探明储量108m3动用储量108m3可采储量108m3生产井数口平均油压MPa日产气104m3/d年产气104m3累产气104m3采气速度%采出程度%JS21113.2953.0424.93344.2744.3111312468772.138.84JS22171.43171.4380.57847.12115.77437952452712.5514.31JS2376.6221.079.90112.7822.557104345413.3716.39JS24173.01149.4270.23984.07130.46430043704942.8824.80合计534.35394.96185.632294.60313.091055257021002.6717.782.2.2 气藏开采中存在的主要问题（1）气井的生产压差大，产能递减快气井在生产过程中单位压降产气量小，生产压差普遍偏大，其单位压降产气量平均仅为220104m3/MPa左右。就气藏而言，气井投产初期大多数井生产压差在1025MPa之间，加砂压裂井的生产压差为13.02Mpa，气藏的平均生产压差为15.6MPa。气井的产量是以不断放大生产压差来实现的，然而可供放大的生产压差是有限的，因此生产压差大，导致气井的产量递减较快。（2）气藏渗流特征情况及对气井产能的影响不清楚上沙气藏属于低渗致密砂岩气藏，以前关于对气藏地下渗流特征的研究及渗流变化对气井产能的影响研究很少，特别是应力敏感特征，含水饱和度变化，不同类型裂缝的闭合等对气井产能的影响几乎没有，他们对于充分认识地下渗流情况对气井的影响具有重要意义。（3）气藏井口压力水平低，50%的气井面临定压降产目前老井平均井口油压仅4.2MPa，约50%气井油压在25MPa之间，即将面临定压降产，其产量占全气藏的1/3，气藏总体处于稳产后期。表2-3 新场JS2气藏生产井按压力分布统计表压力范围(MPa)P22P55P88P10P10合计生产井数(口)4311125939227所占百分比(%)18.9448.9011.013.9617.18产量(104m3/d)32.91116.3655.6220.0487.42312.34所占百分比(%)10.5437.2517.816.4227.99单井平均油压(MPa)1.552.836.378.9214.265.18图2-4 新场上沙气藏生产井压力分布统计图（4）气井合理工作制度不明确，多数井初期配产偏高，稳产期短或无稳产期。上沙气藏的JS21、JS22、JS23、JS24四个层段的物性差异大，平面上不同部位原始动用能力差别明显，JS22、JS24两个主力气层投产初期单井产量就定得很高，JS22、JS24层初期平均单井产量达到2.5104m3/d，部分井甚至达到45104m3/d。生产过程中由于大部分气井没有进行合理配产，生产压差大，采取定产降压高速采气方式生产，非线性能量消耗过大，致使气井井口压力下降快，目前拥有近55%的产量的气井井口压力已经低于8MPa,可供利用的压力资源有限。大批量气井在降至输压以后,只能稳压降产，产量开始递减。由于沙溪庙气藏属于低渗致密砂岩气藏，气井均通过储层压裂改造投产，气井具有生产压差大，气井配产过高压力递减过快，压力波波及范围有限，压力波仅在地层周围波动，导致气井压力下降迅速，采出程度低。在生产过程中，由于地层压力的不断降低，气井无阻流量降低，气井工作制度调整属于动态过程，需要根据气井的生产特征，合理优化气井的气井工作制度。（5）各年度投产井基本无稳产期，且储量动用程度高，大量剩余可采储量可能在递减期采出，缺乏对递减规律的深入认识。气藏的总体稳产是依靠各年度不断补充新井实现的，目前各年度投产井几乎都在上产后次年进入递减，且产量、压力递减幅度逐年增大，产量递减率23%61%，油压递减率17%53%。上沙气藏储量整体动用率为73%，其中主力气层JS22和JS24基本全部动用，目前动用储量采出程度为17.33%，可采储量采出程度为36.7%；未动用储量139.39亿方，剩余可采储量达115.9亿方，气藏已进入稳产后期，大量剩余储量将在递减期采出，加强对递减规律的深入认识能正确指导后期生产。新场上沙气藏分年度投产井产量构成及变化趋势如图2-5。图2-5 新场上沙气藏分年度投产井产量构成及变化趋势图2.3 多层致密气藏开采特征根据四川盆地川西坳陷的新场气田储集层实际开发动态特征的研究，归纳总结认为各层纵向不连通的多层气藏在井筒内连通,施行合并开采时影响其动态特征的关键因素是各层地层压力、渗透性及供给区域的差异。其开发中表现的特征有以下几个方面：（1）层间压力差异导致射孔初期容易发生井筒窜流现象在各层地层压力差异大的情况下,合采后容易出现高压层气体通过井筒向低压层倒灌的现象,导致低压层压力上升，在同时打开各产层的早期容易出现这种特殊的动态特征，这种现象直至单井控制区域的层间压力达到平衡为止。（2）层间渗透率差异较大时，气井产气能力表现出层间接替现象 在各层渗透性差异大的情况下,采用单井多层合并开采时,投产初期高渗层对气井产能贡献大,低渗层贡献小,到开发中后期,由于低渗层动用程度低，地层压力下降缓慢，而高渗层动用程度高，地层压力降低幅度较大,所以低渗层的生产压差就逐渐高于高渗层，使得低渗层对气井产量的贡献逐渐增大。这种产量变化过程有利于延长气井的稳产期。（3）气井产能普遍低，气藏产能分布极不均衡，产量递减较快、单井控制储量小，稳产期短这主要是由于气藏自身物性差，储层非均质性严重所引起的。气藏低渗透、非均质性强的地质特点决定了气井的自然产能较低。单井控制储量普遍较小，加之如果初期配产偏高，生产压差较大，随着气层压力的下降，产量递减极快。同时，由于储层的再压实作用使得近井地带的孔隙度和绝对渗透率下降；部分含水使粘土发生膨胀，产生分散颗粒，随着气井大压差生产，逐渐运移到井筒附近，并堵塞部分渗流通道；泥岩的再压实作用，使泥岩内饱和水被排驱到储层，增加了储层本来就偏高的含水饱和度，降低了气相渗透率，这些都减小了气井的产量。同时，这些因素的综合影响也可能造成致密气藏气井的产量不稳定。（4）各气层储量动用差异大，层间能量消耗不均衡各气层无论是储量大小还是采出程度、采气速度高低均有很大差异。气藏固有的非均质性使得气藏储量动用程度悬殊。由于各气层的物性参数有较大差异，各层生产井的连通性大多都较差，开采又极不均匀，导致层内地层压力分布也不均衡。而各气层采出程度与目前地层压力有直接关系，因此对于不同区域地层压力是不一致的。（5）多层合采导致层间差异进一步增大气藏开采早期，由于当