孫華超

（中國石化華北油氣分公司，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田上古生界下二疊統(tǒng)下石盒子組盒1段盒11氣藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，屬于典型的淺水辮狀河沉積致密砂巖氣藏，于2011年通過水平井開發(fā)試采，2012-2014年為規(guī)模建產(chǎn)階段，截至“十三五”末，累計投產(chǎn)水平井180口，標(biāo)定采收率為22.9%，剩余氣調(diào)整潛力較大。通過調(diào)研和借鑒同類型氣藏的開發(fā)經(jīng)驗發(fā)現(xiàn)，在致密氣藏水平井開發(fā)方面，前人主要從致密氣藏水平井的滲流機(jī)理［1-3］和生產(chǎn)動態(tài)評價上做了大量研究［4-9］。在剩余氣分布規(guī)律研究方面，主要是針對直井開發(fā)區(qū)的剩余氣分布特征及描述開展研究［10-11］，而對于淺水辮狀河致密氣藏進(jìn)入開發(fā)中后期、水平井開發(fā)方式下的剩余氣分布特征對比，以及針對性挖潛對策的研究較少［12-15］，對水平井區(qū)剩余氣分布規(guī)律尚缺乏深入研究，儲量動用特征不清、剩余氣描述難度大，制約了剩余氣評價與挖潛。為此，要改善氣藏開發(fā)效果，通過開展單砂體構(gòu)型特征分析，運(yùn)用基于單砂體建模數(shù)模一體化的剩余氣分布定量描述技術(shù)，總結(jié)不同類型剩余氣的空間分布特征，制訂了直井＋水平井混合井網(wǎng)加密調(diào)整和優(yōu)化壓裂設(shè)計等挖潛對策，以期為改善開發(fā)效果、提高氣藏采收率提供技術(shù)支撐。

1 氣藏地質(zhì)特征

大牛地氣田下石盒子組盒1段為淺水辮狀河沉積，地層厚度介于48～78 m，按照沉積韻律、隔夾層發(fā)育特征將其劃分為盒11、盒12、盒13三個小層。較之于深水辮狀河沉積，淺水辮狀河沉積具有河床寬、水體淺、水體能量隨季節(jié)頻繁變化，以河道充填沉積為主，砂巖普遍發(fā)育，但成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低的特征。其中盒11儲層巖性為灰白色巖屑石英砂巖、巖屑砂巖，成分成熟度中等，油氣顯示好，高能心灘發(fā)育灰白色含礫粗砂巖、粗砂巖，物性較好，孔隙度介于7.5%～11.3%，滲透率介于0.41～0.59 mD；低能心灘發(fā)育淺綠灰色中砂巖，孔隙度介于5.3%～8.8%，滲透率介于0.17～0.46 mD。氣藏壓力系數(shù)介于0.90～1.02，屬低壓—常壓系統(tǒng)。儲層分布受砂體展布和物性控制，無邊水、底水，屬典型的淺水辮狀河地層巖性圈閉致密砂巖氣藏。河道砂體平均儲層厚度為8.5 m，寬度介于1 000～1 500 m，有利微相為心灘，具有“厚度薄、規(guī)模小、分布散”的特點，單期心灘厚度介于2～3 m，長度介于50～150 m（圖1），呈切割狀分布在大段致密砂巖之中。

圖1 盒11順河道沉積微相圖

2 剩余氣定量描述方法

在氣藏剩余氣描述研究方面，目前主要有單井動態(tài)儲量評價、動態(tài)監(jiān)測、數(shù)值模擬等方法。受儲層強(qiáng)非均質(zhì)性和致密儲層內(nèi)復(fù)雜滲流機(jī)理的影響，致密氣藏剩余氣形成機(jī)理和分布模式同常規(guī)中高滲氣藏有較大的差別，通過總結(jié)剩余氣分布的影響因素、分布形式和類型，為氣藏挖潛增效、最大限度地提高采收率提供依據(jù)。

2.1 剩余氣形成原因

剩余氣形成機(jī)理是開展定量評價的基礎(chǔ)，由于致密低滲透儲層受毛細(xì)管壓力以及固液界面作用力的制約，當(dāng)驅(qū)動壓力較小時，流體難以流動，只有當(dāng)驅(qū)動壓力增加到一定值時，流體才開始流動。通過啟動壓力梯度巖心實驗（表1）可知，隨著儲層物性變差，啟動壓力梯度增大，造成連通砂體內(nèi)的壓降波降低及距離縮短和泄壓效率降低，形成動用較差型剩余氣。同時，規(guī)模形狀各異的心灘砂體疊置或孤立存在，孤立心灘砂體與阻流帶發(fā)育，儲層連通性差，單個心灘規(guī)模介于50～150 m，落淤層介于10～50 cm，在原有800～1 000 m井距、100～150 m等間距常規(guī)壓裂的情況下，井網(wǎng)未控與壓裂未溝通的心灘砂體剩余氣富集（圖2）。

表1 巖樣啟動壓力測試結(jié)果表

圖2 盒11氣藏未動用心灘砂體分布模式圖

2.2 剩余氣定量描述

在剩余氣形成機(jī)理分析的基礎(chǔ)上，精細(xì)地質(zhì)建模是開展準(zhǔn)確數(shù)值模擬的前提，因此，需要根據(jù)儲層有效砂體發(fā)育規(guī)模的實際地質(zhì)情況及井網(wǎng)井距開展單砂體精細(xì)地質(zhì)建模，平面網(wǎng)格進(jìn)一步細(xì)分到25 m×25 m，垂向上網(wǎng)格尺寸進(jìn)一步細(xì)分到0.5 m，采用相控建模方法，分單砂體建立孔隙度、滲透率和飽和度等儲層屬性模型，通過密井網(wǎng)檢驗，實現(xiàn)各單砂體精細(xì)表征。通過應(yīng)力敏感、啟動壓力梯度等巖心實驗，隨著凈圍壓增大，滲透率降低，隨著儲層物性變差，啟動壓力梯度增大，如表2和圖3所示，建立了考慮壓裂、啟動壓力梯度等因素的數(shù)值模型。

表2 大牛地氣田盒11氣藏覆壓孔滲實驗結(jié)果表

圖3 盒11氣藏數(shù)值模型目前地層壓力圖

利用月度生產(chǎn)數(shù)據(jù)建立氣井生產(chǎn)歷史動態(tài)模型，模型儲量擬合誤差為3.5%，氣井壓力擬合符合程度為93.6%，定量描述剩余氣平面和垂向分布特征（圖3）。

如DPH-X井采用定產(chǎn)擬合井底流壓的歷史擬合方式，流壓擬合符合率達(dá)到95.7%，產(chǎn)量擬合符合率達(dá)100%（圖4、圖5）。

圖4 DPH-X井井底流壓擬合曲線圖

圖5 DPH-X井日產(chǎn)氣量擬合曲線圖

2.3 剩余氣分布特征

影響剩余氣分布的因素較多，且多種因素交織作用，導(dǎo)致剩余氣的分布特征及類型也相對復(fù)雜。利用辮狀河儲層剩余氣數(shù)值模擬結(jié)果，分析主要受儲層非均質(zhì)性、開發(fā)方式及技術(shù)政策等因素影響，按照形成原因及分布樣式可分為井網(wǎng)未控型、井間未波及型、井間未控型、井控未打開型和滲流阻隔型等5類剩余氣（圖6）。

圖6 淺水辮狀河儲層致密砂巖氣藏剩余氣分布模式圖

3 挖潛對策

在剩余氣定量描述的基礎(chǔ)上，根據(jù)井網(wǎng)未控、井間未波及、井間未控等類型剩余氣分布特征，分析確定直井、水平井等不同井型的經(jīng)濟(jì)界限參數(shù)，以單井新增經(jīng)濟(jì)可采儲量最大化為目標(biāo)，優(yōu)化井型與井距，進(jìn)行加密井優(yōu)化部署。

3.1 挖潛思路

運(yùn)用經(jīng)濟(jì)評價法確定挖潛政策界限，根據(jù)水平井產(chǎn)量變化特征和各項經(jīng)濟(jì)指標(biāo)運(yùn)行情況，以剩余氣調(diào)整必須滿足最低內(nèi)部收益率8%的要求為約束，建立單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限模型，迭代求取加密直井、加密水平井的初期日產(chǎn)氣量界限、累計產(chǎn)氣量界限、控制地質(zhì)儲量界限等。

直井鉆完井投資為765萬元，1 000 m水平段長水平井鉆完井投資為1 985萬元，天然氣價格為1 119元／103m3，單井固定操作成本為36.3萬元／年、單位變動成本和期間費(fèi)用為85元／103m3，基準(zhǔn)氣價為1 089元／103m3。天然氣商品率為96%，氣增值稅率為9%，資源稅率為4.8%，城市維護(hù)建設(shè)稅率為7%，教育附加稅率為5%，企業(yè)所得稅率為25%，棄置費(fèi)率為10%，棄置費(fèi)折現(xiàn)率為2.75%。

利用中國石化油氣田開發(fā)建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價軟件分析表明，加密水平井經(jīng)濟(jì)界限初期日產(chǎn)氣量為1.8×104m3，界限累計產(chǎn)氣量為3 100×104m3，加密直井界限初期日產(chǎn)氣量為0.7×104m3，界限累計產(chǎn)氣量為1 270×104m3。通過數(shù)值模擬，預(yù)測不同地層壓力下的氣井產(chǎn)量，認(rèn)為儲層目前地層壓降小于5 MPa的區(qū)域滿足氣井界限初產(chǎn)以及界限累產(chǎn)的要求，指導(dǎo)剩余氣加密調(diào)整區(qū)域優(yōu)選。

3.2 挖潛對策

基于辮狀河儲層的剩余氣成因與分布特點，結(jié)合剩余氣的分布樣式、規(guī)模大小等特征，通過經(jīng)濟(jì)評價法＋數(shù)值模擬法制訂差異化挖潛措施（表3）。在剩余儲量大于1.2×108m3的大井距井網(wǎng)未控區(qū)部署加密水平井27口，采取密切割長縫壓裂工藝，增加溝通孤立心灘型剩余氣，動用剩余儲量30×108m3，數(shù)值模擬預(yù)測總增產(chǎn)氣量11.6×108m3，預(yù)計氣藏采收率達(dá)到28.4%，相比調(diào)整前采收率提高5.5%。

表3 大牛地氣田盒1段盒11氣藏不同類型剩余氣挖潛對策表

截至目前，利用研究認(rèn)識，重點圍繞井網(wǎng)未控型與井間未波及型剩余氣富集區(qū)，部署加密調(diào)整水平井17口，初期平均穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為3.0×104m3，平均生產(chǎn)天數(shù)為458 d，累計增產(chǎn)氣量為3.795 5×108m3（表4）。

表4 大牛地氣田盒1段盒11氣藏調(diào)整井生產(chǎn)效果表

4 結(jié)論

1）大牛地氣田水平井開發(fā)區(qū)盒1段盒11為淺水辮狀河沉積，單期心灘厚度介于2～3 m，長度介于50～150 m，呈切割狀分布在大段致密砂巖之中。

2）剩余氣分布特征受沉積類型有效砂體展布與井網(wǎng)控制程度的共同影響，剩余氣主要分布在大井距井網(wǎng)未控區(qū)、壓裂未溝通的心灘，按照形成原因、分布特征將剩余氣細(xì)分為井網(wǎng)未控型、井間未波及型、井間未控型、井控未打開型和滲流阻隔型等5類。

3）基于辮狀河儲層的剩余氣成因與分布特點，結(jié)合剩余氣的分布樣式、規(guī)模大小等特征，通過經(jīng)濟(jì)評價法＋數(shù)值模擬法制訂差異化挖潛措施，為致密砂巖氣藏提高采收率提供了支撐。