孫永亮 陳 琦 張 澤 李國良 房金偉 南雪芬

（①中國石油渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發(fā)分公司；②中國石油冀東油田公司陸上作業(yè)區(qū)）

0 引言

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，是一個低壓、低孔、低滲透、低豐度，以河流砂體為主體儲層的大面積分布的巖性氣藏，儲層非均質(zhì)性強，氣井能量衰竭快，有效波及范圍小、儲量動用程度低。蘇X 區(qū)塊經(jīng)過多年開發(fā)，目前已開發(fā)富集區(qū)內(nèi)井網(wǎng)逐漸完善，可供鉆探的目標(biāo)很少。外圍區(qū)地質(zhì)條件差，屬于低品位儲量區(qū)，儲量豐度低，儲層橫向相變快，可動水飽和度高，氣井產(chǎn)量普遍較低，開發(fā)效果差。國內(nèi)外開發(fā)實踐表明，井網(wǎng)加密是致密氣藏提高采收率的有效手段之一。本文圍繞蘇X 區(qū)塊富集區(qū)提高采收率的生產(chǎn)需求，采用數(shù)值模擬技術(shù)手段，論述剩余氣分布、井網(wǎng)加密方案及現(xiàn)場應(yīng)用的研究成果。

1 地質(zhì)特征

蘇X 區(qū)塊位于蘇里格氣田中部，鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西北側(cè)，總體為一區(qū)域性西傾大單斜，局部發(fā)育一些鼻狀隆起的小型構(gòu)造。平面上廣覆式生烴、上古生界儲集巖大面積分布，源下儲上配置關(guān)系較好，在二疊系石盒子組和山西組形成了大面積含氣區(qū)[1]。盒8 段、山1 段沉積為緩坡型三角洲沉積體系，具有典型的河流相沉積特征，河道砂體縱向疊置，橫向復(fù)合連片，砂體厚40～60 m，氣層厚平均9 m；儲層非均質(zhì)性較強，有效砂體規(guī)模小，含氣性橫向變化快[1]。該區(qū)塊為典型“三低”致密氣藏。低滲：孔隙度5%～14%，滲透率0.01～0.1 mD，裂縫不發(fā)育。低壓：主力層埋深2 800～3 700 m，壓力系數(shù)0.70～0.98。低豐度：（1.1～1.5）×108m3/km2。儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，氣體充注程度低，地層水以自由水、滯留水和束縛水的狀態(tài)賦存，含水飽和度相對較大，平均40%，氣井產(chǎn)量普遍較低。

2 數(shù)值模擬

數(shù)值模擬的研究目標(biāo)是在地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用氣藏靜態(tài)及動態(tài)數(shù)據(jù)，優(yōu)化數(shù)值模擬模型，通過擬合氣井各個生產(chǎn)階段的產(chǎn)出特征，模擬氣水運動規(guī)律，預(yù)測剩余氣的定量分布，為下一步氣藏開發(fā)調(diào)整方案提供依據(jù)。

2.1 氣藏模型

研究區(qū)位置：數(shù)值模擬研究區(qū)位于蘇X 工區(qū)中東部，面積76.7 km2，地質(zhì)儲量氣井158口。

網(wǎng)格尺寸及數(shù)量：以盒8 段、山1 段及山2 段為模擬對象，模型采用角點網(wǎng)格，平面網(wǎng)格大小為50 m×50 m，數(shù)量164×187 個。縱向上，盒8 段以單砂體作為一個網(wǎng)格單元，山1 段和山2 段以小層作為一個網(wǎng)格單元，共劃分14個單元格，網(wǎng)格總數(shù)為429 352個。

儲層參數(shù)場模型：對三維地質(zhì)建模提供的凈毛比、孔隙度、滲透率、飽和度模型進行粗化，粗化后的模型作為數(shù)值模擬的儲層參數(shù)場輸入模型。以開發(fā)方案中的原始靜壓數(shù)據(jù)和回歸公式為依據(jù)，分別建立盒8段、山1段和山2段的初始地層壓力模型。

流體和高壓物性參數(shù)參考開發(fā)方案研究成果，主要流體參數(shù)包括：地面條件下天然氣相對密度為0.613，地面條件下水的密度為1.008 g/cm3，地層水的體積系數(shù)為1.029，地層水的壓縮系數(shù)為3.05×10-5MPa-1，原始油藏條件下地層水的粘度為0.283 mPa·s，巖石壓縮系數(shù)為4.4×10-5MPa-1。PVT 曲線由數(shù)值模擬軟件提供的PVT 模塊生成，該模塊能夠根據(jù)天然氣的相對密度，自動生成不同地層壓力下的天然氣膨脹系數(shù)、天然氣粘度等。

相滲曲線：針對石盒子組和山西組采用不同的相滲曲線，由于不同物性區(qū)域相滲數(shù)據(jù)的不確定性，實際生產(chǎn)擬合時會有所調(diào)整。精細(xì)計算砂體含氣面積和凈毛比，可使模型儲量接近地質(zhì)儲量，誤差率小于3%。

2.2 生產(chǎn)動態(tài)擬合

油藏生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)中，氣井產(chǎn)氣量數(shù)據(jù)相對齊全，在歷史擬合階段，通常用產(chǎn)氣量作為工作制度參與模擬計算，而將井底壓力等作為擬合指標(biāo)。在分析整理該氣田生產(chǎn)井歷年來的開發(fā)綜合數(shù)據(jù)、單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)、測壓資料的基礎(chǔ)上，在模擬軟件中建立油藏動態(tài)模擬模型。蘇X 區(qū)塊從2006 年12 月投產(chǎn)至今，氣井生產(chǎn)歷史較長，歷史擬合以1個月為計算時間步長，氣藏不存在邊底水且無產(chǎn)水計量，主要對氣井產(chǎn)量和井底壓力進行擬合。

模型初始化：常規(guī)初始化方法有2種，平衡初始化和非平衡初始化。平衡初始化受相滲曲線限制，與地質(zhì)模型初始飽和度場數(shù)據(jù)有差異；非平衡初始化直接加載地質(zhì)模型初始飽和度場，模型不穩(wěn)定且收斂性差。本次模擬采用了毛管力標(biāo)定地質(zhì)模型飽和度場、平衡啟動初始化方法。首先為模型加載地質(zhì)模型提供的飽和度場數(shù)據(jù)，然后應(yīng)用Eclipse軟件的端點標(biāo)定功能，計算每個網(wǎng)格標(biāo)定的最大毛管力。這樣既保證了每個網(wǎng)格的初始飽和度為指定數(shù)值，又采用了平衡法啟動，通過標(biāo)定保證了重力和毛管力的平衡[2]。

產(chǎn)氣量擬合：氣藏因壓裂等工程因素破壞了氣井射開層段周圍的儲層，增大了儲層的實際滲透能力。產(chǎn)氣量擬合時參考壓裂結(jié)果，增大氣井射開層段的地層系數(shù)，同時調(diào)整氣井滲流半徑區(qū)域的滲透率和傳導(dǎo)率，通過模擬壓裂生產(chǎn)，使模擬產(chǎn)氣量接近實際產(chǎn)氣量。采用儲層分類相滲控制的方法，對不同層段不同類型儲層進行分區(qū)，分別設(shè)置對應(yīng)相滲曲線，提高了擬合精度。目前研究區(qū)日產(chǎn)氣59.8×104m3，已累計產(chǎn)氣36.5×108m3。

壓力擬合：氣藏壓力主要與壓縮系數(shù)、產(chǎn)氣和產(chǎn)水量有關(guān)。地層水壓縮系數(shù)和巖石壓縮系數(shù)可調(diào)范圍不大。由于致密氣藏低滲透特征和壓裂生產(chǎn)方式，壓力擬合過程中，除了常規(guī)修改儲層相滲曲線、井的完善系數(shù)等參數(shù)，還需要結(jié)合動態(tài)分析和試井解釋結(jié)果，調(diào)整氣井滲流半徑區(qū)域的傳導(dǎo)率和表皮因子，反復(fù)修改參數(shù)，使單井壓力得到較好擬合（圖1）。

圖1 SX-10-11井產(chǎn)量與壓力擬合

偏差分析：研究區(qū)氣井生產(chǎn)歷史擬合符合率為81.6%。擬合偏差的原因包括：節(jié)流器失效或計量不準(zhǔn)確導(dǎo)致氣井采氣曲線產(chǎn)生陡峭尖峰，數(shù)模軟件由于時間步長等參數(shù)設(shè)置因素，無法完全反映這種非線性流動；由于氣井產(chǎn)量低、攜液不足等原因，存在不同程度的井筒積液，導(dǎo)致井底壓力波動幅度大，不能真實反映地層能量。

3 剩余氣分布

目前國內(nèi)外研究剩余氣分布的常用方法主要有以下5 種：取心井巖心分析法、剩余氣飽和度測井法、油藏數(shù)值模擬法、開發(fā)地質(zhì)與動態(tài)綜合分析法、水動力學(xué)法。本文采用地質(zhì)研究和數(shù)值模擬相結(jié)合、定性研究與定量表征相結(jié)合的方法研究剩余氣分布。

3.1 影響因素

蘇里格氣田剩余氣分布主要受地質(zhì)和開發(fā)兩大因素的影響。地質(zhì)因素主要指沉積微相、儲層特性、微型構(gòu)造、流體性質(zhì)等，表現(xiàn)為對剩余氣分布的控制；開發(fā)因素主要指采氣速度、井網(wǎng)分布等，影響剩余氣儲量的動態(tài)變化[3]。

沉積因素：沉積微相決定儲集砂體的外部形態(tài)、內(nèi)部結(jié)構(gòu)、平面和垂向非均質(zhì)性，控制著氣、水的運動方向，從而導(dǎo)致剩余氣沿一定的相帶分布。心灘、邊灘微相砂巖厚度較大，泥質(zhì)含量少，剩余氣飽和度較低；河道微相砂巖厚度相對小，泥質(zhì)含量較少，剩余氣飽和度較高，但是其剩余儲量豐度和剩余可采儲量較小[4]。

儲層因素：儲層平面非均質(zhì)性強、物性差異大，滲透率大的儲層導(dǎo)流能力強，氣藏壓降快，剩余儲量變小；縱向上多砂體合采，非主力薄層低滲砂體產(chǎn)量受到抑制，剩余儲量較大；砂體分布范圍小，氣層對應(yīng)性差，剩余儲量分布比較分散且豐度較高。

開發(fā)因素：剩余氣分布與井網(wǎng)分布、采氣速度有直接關(guān)系。平面上井網(wǎng)不完善的部位，儲量動用程度低，是剩余氣的相對富集區(qū)；采氣速度越快，剩余儲量越小。

3.2 定量表征

應(yīng)用剩余地質(zhì)儲量豐度描述地下剩余氣的分布，綜合考慮了有效厚度、孔隙度、含氣飽和度、天然氣體積系數(shù)等多參數(shù)對計算地質(zhì)儲量的影響，克服了應(yīng)用剩余氣飽和度描述剩余氣的片面性，可以反映出地下剩余儲量分布狀況?？v向上，將每一小層的剩余地質(zhì)儲量豐度相加，可得到整個氣藏地下剩余地質(zhì)儲量的分布，為今后的開發(fā)調(diào)整提供可靠依據(jù)。本次研究采用數(shù)值模擬和動態(tài)分析相結(jié)合的方法，計算含氣飽和度、地層壓力、儲量豐度的變化情況，定量表征剩余氣分布。

數(shù)值模擬計算研究區(qū)剩余地質(zhì)儲量為74.83×108m3，盒8 段、山1 段、山2段剩余儲量分別為39.43×108m3、21.81×108m3、13.59×108m3。剩 余儲量富集區(qū)有5個，分別位于北部、中部、南西部、南中部、南東部（圖2），其中：北部富集區(qū)面積3.60 km2，剩余儲量5.10×108m3；中部富集區(qū)面積3.56 km2，剩余儲量4.77×108m3；南西部富集區(qū)面積7.23 km2，剩余儲量13.10×108m3；南中部富集區(qū)面積4.12 km2，剩余儲量6.73×108m3；南東部富集區(qū)面積8.70 km2，剩余儲量11.65×108m3。

圖2 研究區(qū)剩余儲量豐度分布

3.3 剩余氣類型

綜合現(xiàn)有井網(wǎng)分布、剩余氣分布、有效儲層展布，定性劃分剩余氣類型主要為4種：井網(wǎng)未控制型、復(fù)合砂體內(nèi)阻流帶型、水平井漏失型、射孔不完善型[5]。

井網(wǎng)未控制型：有效砂體規(guī)模小，橫向連通性差，縱向發(fā)育頻率低，平面上以孤立分布為主。

復(fù)合砂體內(nèi)阻流帶型：有效砂體規(guī)模較大，橫向氣藏連通性強，縱向發(fā)育頻率高，平面連片分布，復(fù)合砂體內(nèi)部不連通，垂直水流方向發(fā)育多個“阻流帶”，影響砂體滲流能力和儲量動用程度，形成一定規(guī)模的剩余氣。

水平井漏失型：水平井利用多段壓裂改造技術(shù)提升了有效砂體的儲量動用程度，但多層含氣的地質(zhì)特點使其不可避免地遺漏縱向上部分層段的儲量。

射孔不完善型：受開發(fā)早期直井分層壓裂技術(shù)限制，部分差氣層射孔不完善或壓裂改造不完善形成了剩余氣[6]。

4 井網(wǎng)加密

蘇X 區(qū)塊含氣富集區(qū)目前井網(wǎng)井距為600 m×1 000 m，且已基本完善，區(qū)塊中北部和西南部氣水關(guān)系復(fù)雜。隨著蘇X 區(qū)塊進一步開發(fā)，區(qū)塊井位部署難度逐年增大。為了保持區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)，有必要開展蘇X 區(qū)塊富集區(qū)井網(wǎng)加密地質(zhì)技術(shù)研究，為區(qū)塊保持穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

4.1 加密方案設(shè)計對比

井距、排距：加密井網(wǎng)井距、排距可借鑒蘇里格氣田其他區(qū)塊干擾試驗結(jié)果。井距≤400 m，干擾概率為71%，井距＞600 m，基本無干擾，故井距應(yīng)設(shè)置在500 m 左右。排距≤700 m，干擾概率為38.5%，排距≤600 m，干擾概率為44.4%，故排距應(yīng)大于600 m。目前蘇X 區(qū)塊基礎(chǔ)井網(wǎng)600 m×1 000 m，且已較完善，根據(jù)目前現(xiàn)有井網(wǎng)形勢，采用平行四邊形加密方式在排距間加密。

井網(wǎng)未控制型：試驗區(qū)位于工區(qū)中東部SX-11-11S井區(qū)，地質(zhì)儲量13.57×108m3，采出程度25.8%。加密試驗區(qū)砂體分布范圍小，氣層對應(yīng)性差，剩余儲量分布分散，適合開展井網(wǎng)加密[7]。井區(qū)加密井位部署見圖3，部署加密直井8 口，井網(wǎng)600 m×550 m，井網(wǎng)密度2.80 口/km2。設(shè)置數(shù)值模擬限制條件為年有效生產(chǎn)天數(shù)330 d，井底流壓2.9 MPa，經(jīng)濟極限產(chǎn)氣量1 000 m3/d，模擬計算采收率為39.4%，比不加密方案提高了8.2%（圖4）。

圖3 SX-11-11S井區(qū)加密井位部署

圖4 SX-11-11S井區(qū)兩種方案模擬預(yù)測采收率對比

復(fù)合砂體內(nèi)阻流帶型：試驗區(qū)位于工區(qū)南東部，地質(zhì)儲量12.85×108m3，采出程度26.3%。針對盒8段復(fù)合連片含氣砂體部署加密直井7 口，井網(wǎng)600 m×（550～650）m，井網(wǎng)密度2.56 口/km2。模擬計算采收率為37.9%，比不加密方案提高了7%。

水平井漏失型：試驗區(qū)位于工區(qū)南東部，針對水平井開發(fā)井網(wǎng)。預(yù)測氣層厚度20 m，水平井動用8 m，部署加密直叢井4口，采收率預(yù)測提高了6.0%。

4.2 實施效果評價

SX-11-11S 井區(qū)位于蘇X 區(qū)塊中東部富集區(qū)，目的層盒8段及山西組處于有利沉積相帶且分布基本穩(wěn)定，有效砂體分布范圍有限，有效儲層物性好、厚度大，縱向氣層分散。該井區(qū)已鉆直井15 口，動用地質(zhì)儲量8.26×108m3，剩余地質(zhì)儲量5.31×108m3。各氣井投產(chǎn)時間均為2007 年，單井累產(chǎn)氣量均超過1 000×104m3，整體生產(chǎn)效果較好。2020 年該井區(qū)實施了8 口加密井，動用地質(zhì)儲量4.36×108m3。單井氣層厚度7.2～32.0 m，平均15.3 m，單井無阻流量（10.14～37.74）×104m3/d，平均13.5×104m3/d，單井初期產(chǎn)量平均1.0×104m3/d，動靜態(tài)綜合評價Ⅰ類井比例87.5%。其中7口井效果良好（表1）。

表1 SX-11-11S井區(qū)加密井實施效果統(tǒng)計

5 結(jié)論

針對蘇里格氣田蘇X 區(qū)塊致密儲層低滲透特征和壓裂生產(chǎn)方式，優(yōu)化了數(shù)值模擬方法，采用毛管力標(biāo)定平衡初始化、儲層分段分類相滲控制的方法，調(diào)整滲透率、傳導(dǎo)率、表皮因子等模型參數(shù)，精細(xì)擬合氣井產(chǎn)量和井底流壓，進而模擬地層壓力和剩余儲量豐度變化，定量表征剩余氣分布，定性劃分剩余儲量類型為井網(wǎng)未控制型、復(fù)合砂體內(nèi)阻流帶型、水平井漏失型、射孔不完善型4種。針對不同類型剩余儲量，分別制定加密方案，預(yù)測采收率提高了6.0%～8.2%。優(yōu)選SX-11-11S 試驗井區(qū)實施8 口加密井，綜合評價Ⅰ類井占比為87.5%，效果良好。