基于储层特征不确定性的产能分析——以古交区块为例

作者：韩学婷; 杨刚; 何沛其; 赵刚; 张兵; 郭明强

来源：煤炭科学技术, 2021, 49(11): 157-168.

DOI：10.13199/j.cnki.cst.2021.11.021

• 古交区块
• 不确定性分析
• 产能影响因素
• 储层参数

古交区块开发面临平均产气量低,井间产气效果差异大的问题,明确产能主控因素并提出针对性增产措施是区块后期开发的关键。基于古交区块储层物性及生产特征,建立了古交区块典型数值模拟模型。基于典型模型,结合储层参数分布范围,通过蒙特卡洛插值方法,建立了不同参数组合下的数值模拟模型。通过参数敏感性分析,确定产能主控因素。研究结果表明:含气量、割理渗透率是影响产气量的主控因素。排采制度的制定,应重点考虑储层含气性及割理渗透率大小。先定产水量后定井底流压排采时,割理渗透率增加,累计产气量先增加后减小;定井底流压排采时,割理渗透率与累计产气量为正相关线性关系。同一含气量条件下,定井底流压生产比先定产水量后定井底流压生产的最终累计产气量高。割理渗透率、裂缝渗透率是影响压降扩展和产气的主控因素。割理渗透率为9.7×10-10m2,裂缝渗透率为3×10-9m2时,压降主要受割理渗透率影响;割理渗透率为6×10-11m2,裂缝渗透率为3×10-9m2时,压降主要受裂缝渗透率影响。因此,后期开发过程中需加强渗透率及含气量监测,根据储层条件制定合理的排采制度。同时,古交区块平均渗透率为1×10-10m2,井距为300 m,很难实现井间干扰,后期可考虑体积压裂增产改造方式提高储层整体渗透率或打加密井以实现稳产增产。该研究成果为煤层气井稳产增产提供了开发建议。