蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發(fā)認(rèn)識(shí)與穩(wěn)產(chǎn)建議

王繼平 張城瑋 李建陽 李 婭 李小鋒 劉 平 陸佳春

1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 3.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司氣田開發(fā)事業(yè)部 5.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司蘇里格氣田開發(fā)分公司

0 引言

中國(guó)陸上致密氣有利勘探面積為32.46×104km2、資源量為21.85×1012m3[1-2]，主要分布在鄂爾多斯、渤海灣、四川等盆地。其中鄂爾多斯盆地致密砂巖氣資源量超過12×1012m3，占該盆地天然氣資源總量的約83%，并且主要分布在蘇里格地區(qū)。

蘇里格氣田為復(fù)雜致密砂巖氣藏，自2001 年發(fā)現(xiàn)至今已有20 年，先后圍繞深化氣藏認(rèn)識(shí)、有效開發(fā)、規(guī)模開發(fā)、高效開發(fā)為主題持續(xù)開展氣藏地質(zhì)、工程、工藝研究，成為我國(guó)致密氣藏開發(fā)的典范。在經(jīng)歷了20 年的勘探開發(fā)后，蘇里格氣田面臨開發(fā)對(duì)象儲(chǔ)層品質(zhì)變差、單井累計(jì)產(chǎn)氣量及采收率逐年降低等不利條件，如何進(jìn)一步深化復(fù)雜致密砂巖氣藏高效開發(fā)理論、創(chuàng)新開發(fā)模式，是該氣田實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)亟待解決的問題。為此，筆者系統(tǒng)總結(jié)了蘇里格氣田致密砂巖氣開發(fā)過程中取得的地質(zhì)與氣藏工程認(rèn)識(shí)，梳理了該氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)面臨的難點(diǎn)問題，進(jìn)而提出了該氣田致密砂巖氣藏下一步的開發(fā)建議。

1 氣田概況

蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古自治區(qū)和陜西省境內(nèi)，勘探面積為5×104km2，主要含氣層位于上古生界二疊系石盒子組盒8 段和山西組山1 段[3-6]，埋藏深度介于3 000 ～3 800 m，地層厚度介于100 ～140 m，沉積巖主要為砂、泥巖，儲(chǔ)層厚度介于10 ～30 m，屬于以河流沉積砂體為主體的巖性氣藏。截至2020年底，蘇里格氣田開發(fā)區(qū)內(nèi)已有探明儲(chǔ)量（含基本探明儲(chǔ)量）約4×1012m3。蘇里格氣田開發(fā)歷程可以劃分為評(píng)價(jià)、上產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)3 個(gè)階段。其中，2001—2005 年為勘探評(píng)價(jià)階段；2006—2013 年為上產(chǎn)階段，蘇里格氣田在該階段快速建成230×108m3產(chǎn)能規(guī)模；2014 年至今為穩(wěn)產(chǎn)階段，氣田年產(chǎn)氣量已連續(xù)6 年保持在230×108m3以上，并且穩(wěn)中有升，至2020年超過了260×108m3。

2 氣田開發(fā)特征

2.1 地質(zhì)特征

2.1.1 主要目的層盒8 段為河流相沉積，發(fā)育辮狀河，河道砂體疊置復(fù)雜

蘇里格氣田開發(fā)區(qū)南北向長(zhǎng)度為250 km，東西向?qū)挾葹?00 km，主要目的層為河流相沉積[3-6]，儲(chǔ)層發(fā)育特征存在明顯差異。總體上，從北到南，砂體厚度逐漸變薄，砂體發(fā)育規(guī)模逐漸變小，儲(chǔ)層非均質(zhì)性逐漸變?nèi)?。根?jù)砂體規(guī)模及疊置特征，將河道砂劃分為高能疊置河道帶、低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶、河道間灣4 類（表1）。其中，高能疊置河道帶的河道砂體寬度介于1.5 ～4.0 km，平面上沿河道方向分布相對(duì)穩(wěn)定，多期河道砂體垂向上切割、疊置，有效砂體規(guī)模大、物性好，井間連通性好（圖1）；低能疊置河道帶受河道能量影響，砂體具有明顯的沉積旋回性，有效砂體規(guī)模小，井間砂體連通性較差（圖2）；河道—間灣過渡帶總體以天然堤沉積形成的砂泥巖互層為主，局部發(fā)育河道砂體，有效砂體孤立分布（圖3）；河道間灣局部發(fā)育孤立的分支、決口河道，有效砂體規(guī)模更小。

2.1.2 蘇里格氣田盒8 段有效儲(chǔ)層巖石以中—粗粒砂巖為主，不同區(qū)帶儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、物性存在較大差異

大量的巖心分析數(shù)據(jù)表明，蘇里格氣田盒8 段有效儲(chǔ)層的中—粗粒、粗粒、礫級(jí)砂巖[7-10]占比達(dá)到72.8%，面孔率平均值介于2.02%～2.22%，平均孔徑介于48.7 ～79.6 μm；中粒砂巖占比為21.1%，面孔率平均值為1.33%，平均孔徑為33.9 μm；細(xì)粒砂巖占比為0.5%，面孔率平均值僅為0.34%，平均孔徑僅為13.4 μm（表2）?？傮w來看，砂巖粒度越大，面孔率、平均孔徑則越大，儲(chǔ)層物性越好，反之儲(chǔ)層物性則越差。

蘇里格氣田分布范圍大，區(qū)帶之間巖石成分、成分成熟度及成巖作用不同，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和物性存在差異。如表3 所示，從儲(chǔ)層滲透率中值來看，中區(qū)、蘇東南區(qū)、東區(qū)較高，其中，中區(qū)儲(chǔ)層滲透率中值最大，為0.26 mD，大于等于0.5 mD 的樣品占比也最高，為30.85%，南區(qū)最差，其儲(chǔ)層滲透率中值僅為0.12 mD，大于等于0.5 mD 的樣品占比僅16.82%；從儲(chǔ)層孔隙度中值來看，東區(qū)、蘇東南區(qū)較其他區(qū)域要大，孔隙度中值依次為7.9%、7.6%，中區(qū)、西區(qū)次之，南區(qū)孔隙度最小，孔隙度中值為6.2%（表3）。

表1 蘇里格氣田河道特征統(tǒng)計(jì)表

圖2 蘇里格氣田盒8 段典型低能疊置河道帶對(duì)比剖面圖

圖3 蘇里格氣田盒8 段河道—間灣過渡帶對(duì)比剖面圖

表2 蘇里格氣田盒8 段有效儲(chǔ)層面孔率、粒徑統(tǒng)計(jì)表

表3 蘇里格氣田不同區(qū)帶儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

2.1.3 有效單砂體規(guī)模小、橫向連通性差

在蘇里格氣田中區(qū)的蘇S、蘇F、蘇X 3 個(gè)井區(qū)先后開展了井網(wǎng)加密試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)密度介于2.9 ～4.2 口/km2。利用密井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)鉆探資料，對(duì)盒8 段單砂體進(jìn)行精細(xì)解剖，發(fā)現(xiàn)有效單砂體厚度主要介于2 ～5 m，并且厚度小于5 m 的有效單砂體占80%以上；有效砂體寬度主要介于500 ～800 m，長(zhǎng)度絕大多數(shù)小于1 200 m，大多數(shù)呈孤立狀分布。僅在高能疊置河道帶中分布的有效砂體，由于該部分沉積物成熟度高、粒度粗，成巖壓實(shí)作用較弱，所以儲(chǔ)層物性較好，橫向連通性也好。

2.1.4 儲(chǔ)層含氣性差異大，局部氣水關(guān)系復(fù)雜

蘇里格氣田上古生界儲(chǔ)層多層系含氣，受成藏充注與保存條件影響，不同層系、不同區(qū)域氣藏含氣性存在較大差異。其中，縱向上距離烴源巖較近的山2 段、山1 段氣藏含氣飽和度較盒8 段氣藏高5%～8%；平面上位于鄂爾多斯盆地中部的蘇東南區(qū)、中區(qū)生烴強(qiáng)度較大，含氣性好，含氣飽和度分別為55.4%、52.1%；靠近鄂爾多斯盆地邊部的東區(qū)、西區(qū)、南區(qū)生烴強(qiáng)度較弱，且靠近斷裂帶，保存條件差，含氣飽和度分別為46.4%、44.9%、43.9%。

對(duì)單一層系來說，氣水分布主要受儲(chǔ)層物性和微幅度構(gòu)造的控制?？拷鯛柖嗨古璧剡叢繑嗔褞У臇|區(qū)、西區(qū)、南區(qū)氣水關(guān)系復(fù)雜，氣水分布主要受斷裂、儲(chǔ)層物性及微幅度構(gòu)造等因素控制。儲(chǔ)層物性越好，含氣性越好；微幅度構(gòu)造中高部位儲(chǔ)層一般較低部位含氣性好，蘇里格氣田鼻狀構(gòu)造發(fā)育，鼻隆成為井位部署優(yōu)先考慮的目標(biāo)。對(duì)于縱向上多套含氣層疊置發(fā)育區(qū)，若各含氣層之間存在穩(wěn)定的泥巖隔層，則表現(xiàn)為“下氣上水”，下部層系含氣性明顯好于上部層系，測(cè)井解釋結(jié)果顯示下部層系多為氣層，上部層系多為氣水層、含氣水層；若各層系之間沒有穩(wěn)定的泥巖隔層或周邊存在張性斷裂，則表現(xiàn)為“上氣下水”，下部層系含氣性差于上部層系。

2.2 氣藏工程特征

2.2.1 氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量差異大，高產(chǎn)井對(duì)于提升氣田整體開發(fā)效果至關(guān)重要

受氣藏地質(zhì)特征差異的影響，氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異大，低產(chǎn)氣井占比高。其中，單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量小于1 500×104m3的氣井占比達(dá)40.1%，該部分氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量占比為18.9%；單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量介于1 500×104～3 000×104m3的氣井占比最高，為38.9%，其產(chǎn)量貢獻(xiàn)率為38.1%；單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量介于3 000×104～5 000×104m3的氣井占比為14.1%，其產(chǎn)量貢獻(xiàn)率為23.1%；單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量大于5 000×104m3的氣井占比為6.9%，而其產(chǎn)量貢獻(xiàn)率達(dá)到19.9%（圖4），可以看出，高產(chǎn)井占比雖小，但對(duì)于提升氣田整體開發(fā)效果至關(guān)重要。

圖4 蘇里格氣田單井累計(jì)產(chǎn)氣量頻率、累計(jì)頻率分布圖

2.2.2 水平井開發(fā)是提高致密氣藏單井產(chǎn)量的有效途徑

蘇里格氣田水平井開發(fā)經(jīng)歷了早期探索、試驗(yàn)突破、規(guī)模應(yīng)用、優(yōu)化提升四個(gè)階段。其中，2007—2009 年為水平井試驗(yàn)突破階段，水平井平均鉆井周期為127 天，水平段長(zhǎng)度為843 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率為54.4%，采用水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂3 ～5 段，單井平均試氣無阻流量為37.0×104m3/d；2010—2018 年為水平井規(guī)模應(yīng)用階段，鉆井周期縮短到68 天，水平段長(zhǎng)度增至1 117 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率提升至61.3%，采用水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂5 ～8 段，單井平均試氣無阻流量增至44.2×104m3/d；2019 年至今，水平井開發(fā)進(jìn)入優(yōu)化提升階段，鉆井周期進(jìn)一步縮短至57 天，水平段長(zhǎng)度增至1 299 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率提升至62%，固井完井橋塞進(jìn)行8 ～10 段壓裂，單井平均試氣無阻流量增至65.4×104m3/d。

不同區(qū)帶水平井的開發(fā)效果差異大，其中蘇東南區(qū)效果最好。蘇東南區(qū)屬于水平井整體開發(fā)區(qū)，水平井前3 年平均日氣產(chǎn)量為4×104m3，預(yù)測(cè)單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量為7 427×104m3，分別為直井的4 倍、3.6 倍。西區(qū)、東區(qū)、南區(qū)等高含水區(qū)塊水平井開采效果較差，前3 年平均日產(chǎn)氣量、預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量都約為直井的2.6 倍，從投入產(chǎn)出比來看，該區(qū)帶水平井開采效益差于直井。

2.2.3 氣井無明顯穩(wěn)產(chǎn)期，初期產(chǎn)量遞減快，并且水平井產(chǎn)量遞減率高于直/定向井

致密砂巖儲(chǔ)層滲透率低、含水飽和度較高，氣體滲流存在明顯的啟動(dòng)壓力梯度，因而氣井的泄流半徑受井底流壓的影響明顯[11-15]。在生產(chǎn)早期，由于井底流壓高，氣井泄流范圍小，外圍補(bǔ)給緩慢，氣井產(chǎn)量遞減率較高；隨著井底流壓降低，氣井泄流范圍逐漸擴(kuò)大，外圍補(bǔ)給逐漸增強(qiáng)，氣井產(chǎn)量遞減率逐漸下降。如圖5 所示，直/定向井、水平井產(chǎn)量遞減率逐年下降，下降幅度逐漸縮小，并且水平井產(chǎn)量遞減率始終高于直/定向井。根據(jù)投產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，直井投產(chǎn)第1 年產(chǎn)量遞減率為22.6%，水平井投產(chǎn)第1 年的遞減率為36%；直/定向井前3 年的產(chǎn)量遞減率平均為20.4%，水平井為31.0%；生產(chǎn)15年，直/定向井的產(chǎn)量遞減率平均為13.7%，水平井為18.4%。

圖5 蘇里格氣田直/定向井與水平井產(chǎn)量遞減率統(tǒng)計(jì)圖

2.2.4 密井網(wǎng)是提高致密砂巖氣藏采收率的有效途徑

蘇里格氣田開發(fā)以來，先后在中區(qū)開辟了3 個(gè)密井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)（蘇S、蘇F、蘇X 井區(qū)），試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)條件相對(duì)較好，儲(chǔ)層平均孔隙度為9.07%、平均滲透率為0.568 mD、平均有效儲(chǔ)層厚度為8.0 m，平均含氣飽和度為64.8%。通過地質(zhì)解剖、井間干擾測(cè)試，統(tǒng)計(jì)干擾概率和單井累計(jì)產(chǎn)氣量的變化規(guī)律，結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，建立了蘇里格氣田中區(qū)井網(wǎng)密度與干擾概率、采收率、收益率關(guān)系式[16]。直井井網(wǎng)井/ 排距由600 m/1 200 m 優(yōu)化為500 m/650 m，井網(wǎng)密度則由1.5 口/km2增至3 ～4 口/km2，相應(yīng)采收率由26.0%增至42.6%，為大井組、多井型組合部署提供了依據(jù)。從實(shí)施效果來看，試驗(yàn)區(qū)采用井/排距為500 m/650 m 井網(wǎng)，預(yù)測(cè)采收率達(dá)到了預(yù)期效果，但一次性整體部署使高產(chǎn)氣井的占比明顯下降。

3 氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)面臨的難點(diǎn)問題

基于儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)與富集區(qū)篩選技術(shù)，蘇里格氣田的開發(fā)采取優(yōu)先動(dòng)用富集區(qū)儲(chǔ)量的策略。經(jīng)過15 年的開發(fā)，開發(fā)對(duì)象日趨復(fù)雜，氣井預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量逐年下降；已開發(fā)區(qū)由于現(xiàn)有井網(wǎng)限制，剩余儲(chǔ)量碎片化嚴(yán)重，未開發(fā)區(qū)儲(chǔ)量品質(zhì)低，難以實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。因此，剩余儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用難度大。

3.1 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層動(dòng)用程度高，儲(chǔ)量劣質(zhì)化趨勢(shì)明顯

蘇里格氣田主力建產(chǎn)區(qū)—中區(qū)、蘇東南區(qū)高能疊置河道帶基本已動(dòng)用，開發(fā)目標(biāo)向低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶轉(zhuǎn)移。2006—2010 年，鉆遇高能疊置河道帶的完鉆井?dāng)?shù)量占比為32.3%，2016—2020 年，鉆遇高能疊置河道帶的完鉆井?dāng)?shù)量占比僅為18.8%，降低了13.5%，而鉆遇低能疊置河道帶的完鉆井?dāng)?shù)量占比增加了9.2%，鉆遇河道—間灣過渡帶的完鉆井?dāng)?shù)量占比增加了5.2%。中區(qū)、蘇東南區(qū)85%的剩余儲(chǔ)量處于低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶。

東區(qū)北部、西區(qū)及南區(qū)等外圍區(qū)域完鉆井鉆遇儲(chǔ)層地質(zhì)條件同樣逐年變差，主要表現(xiàn)為主力層儲(chǔ)層厚度變薄、含氣飽和度降低。根據(jù)完鉆井鉆遇儲(chǔ)層統(tǒng)計(jì)結(jié)果，鉆遇Ⅰ類儲(chǔ)層的井?dāng)?shù)量占比逐年降低，鉆遇Ⅱ類儲(chǔ)層的井?dāng)?shù)量占比變化不大，但該類儲(chǔ)層的含氣飽和度仍有明顯下降。

3.2 由于儲(chǔ)量劣質(zhì)化及井間干擾的影響，近年來投產(chǎn)井生產(chǎn)指標(biāo)較氣田上產(chǎn)階段下降明顯，產(chǎn)量遞減率更高

對(duì)蘇里格氣田中區(qū)投產(chǎn)滿3 年的氣井生產(chǎn)情況進(jìn)行分析，分別采用產(chǎn)量遞減法及產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法對(duì)氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量進(jìn)行預(yù)測(cè)，2006—2010 年投產(chǎn)井前3 年的累計(jì)產(chǎn)氣量都大于1 000×104m3，平均約為1 143×104m3，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量都大于2 300×104m3，平均約為2 590×104m3；2011—2016 年投產(chǎn)井前3 年的累計(jì)產(chǎn)氣量則在1 000×104m3上下，平均約為1 009×104m3，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量介于1 800×104～2 200×104m3，平均約為 1 952×104m3（圖6）?？傮w來看，2011 年以前投產(chǎn)井前3 年的累計(jì)產(chǎn)氣量和預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量均相對(duì)較高。

圖6 蘇里格氣田中區(qū)投產(chǎn)滿3 年氣井前3 年累計(jì)產(chǎn)氣量與預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)圖

投產(chǎn)井累計(jì)產(chǎn)氣量下降的主要原因是儲(chǔ)層地質(zhì)條件變差。2010 年及以前，部署井區(qū)儲(chǔ)量豐度為1.65×108m3/km2，而2011 年以后儲(chǔ)量豐度為1.33×108m3/km2。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)部署井區(qū)井網(wǎng)密度小于3 口/km2，井間干擾概率小于15%[14]，對(duì)比投產(chǎn)井的預(yù)測(cè)累計(jì)產(chǎn)氣量，發(fā)現(xiàn)單井累計(jì)產(chǎn)氣量平均下降約20%。影響氣井累產(chǎn)氣量的另一個(gè)原因是井間干擾。某水平井開發(fā)區(qū)，水平井的骨架井（先于水平井部署的基礎(chǔ)直井，用于落實(shí)儲(chǔ)層物性及含氣性等）與水平井入靶點(diǎn)僅距350 ～400 m，存在明顯井間干擾現(xiàn)象。較之非骨架井，骨架井的最終累計(jì)產(chǎn)氣量降低18%～35%。將區(qū)塊井網(wǎng)密度由2 口/km2增加至4 口/km2后，較之老井，后鉆加密井最終累計(jì)產(chǎn)氣量降低10%～23%?？梢灶A(yù)見，隨著氣田開發(fā)持續(xù)進(jìn)行，后續(xù)投產(chǎn)井最終累計(jì)產(chǎn)氣量將繼續(xù)下降。

如圖7 所示，2006 年及以前投產(chǎn)井第1 年平均氣產(chǎn)量為1.30×104m3/d，遞減率為21.2%，2011 年投產(chǎn)井第1 年遞減率升至30.2%，2016 年投產(chǎn)井第1 年平均氣產(chǎn)量降至1.13×104m3/d，而遞減率升至34.3%。2006 年及以前投產(chǎn)井前3 年遞減率平均為19.3%，2011 年為26.7%，2016 年為28.7%。后續(xù)投產(chǎn)井產(chǎn)量遞減率逐年遞增。

3.3 剩余儲(chǔ)量碎片化現(xiàn)象嚴(yán)重，提高采收率難度大

圖7 蘇里格氣田某區(qū)塊投產(chǎn)氣井產(chǎn)量遞減率變化曲線圖

蘇里格氣田自投入開發(fā)以來，為了提升儲(chǔ)量動(dòng)用程度，井距、排距逐漸縮小，相應(yīng)大叢式定向井組得到了規(guī)模應(yīng)用。然而，井網(wǎng)與儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)模的不匹配性造成了剩余儲(chǔ)量的碎片化。表4 為典型井網(wǎng)下的氣井生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果，可以看出，隨井網(wǎng)密度增大，單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量呈明顯下降趨勢(shì)，并且位于高儲(chǔ)量豐度區(qū)的單井，其最終累計(jì)產(chǎn)氣量下降幅度更大（圖8）。在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下，蘇里格氣田單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)氣量約為1 400×104m3。預(yù)測(cè)結(jié)果表明，在儲(chǔ)量豐度大于0.9×108m3/km2區(qū)域，可以對(duì)井距/ 排距為600 m/1 200 m 井網(wǎng)進(jìn)行加密；在儲(chǔ)量豐度介于1.2×108～1.5×108m3/km2區(qū)域，可以對(duì)井距/排距為600 m/800 m 井網(wǎng)進(jìn)行加密；若已采用井距/排距為500 m/650 m 井網(wǎng)，井間剩余可采儲(chǔ)量均小于600×104m3，為小型孤立砂體，此類區(qū)域不宜再對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行加密。初步預(yù)測(cè)，采用新井加密的開發(fā)方式，60%以上的井間剩余天然氣可采儲(chǔ)量將無法被經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用。

表4 不同儲(chǔ)量豐度、井/排距條件下單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量與井間剩余可采儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)表

圖8 不同儲(chǔ)量豐度下單井最終累計(jì)產(chǎn)氣量柱狀統(tǒng)計(jì)圖

蘇里格氣田的井位優(yōu)選始終堅(jiān)持以儲(chǔ)層描述為基礎(chǔ)，同時(shí)結(jié)合鄰井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來進(jìn)行。首先，從地震、地質(zhì)多角度論證砂體發(fā)育規(guī)模。然后，對(duì)鄰井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行預(yù)測(cè)，將其預(yù)測(cè)結(jié)果作為井位部署的依據(jù)。但在氣田開發(fā)進(jìn)入中后期以后，針對(duì)井位的優(yōu)選，除了考慮儲(chǔ)層特征、已有井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，還要考慮剩余可采儲(chǔ)量的大小。

4 致密砂巖氣開發(fā)建議

4.1 推廣應(yīng)用“基礎(chǔ)井組（不同井型的組合）+基礎(chǔ)井網(wǎng)+差異化加密”井網(wǎng)部署策略

致密砂巖氣藏合理井網(wǎng)部署受到儲(chǔ)層地質(zhì)特征、改造工藝、建井成本、天然氣價(jià)格等多種因素的影響[17-19]。蘇里格氣田上古生界砂巖氣藏含氣層系多，大多數(shù)井鉆遇3 ～5 個(gè)氣層，并且儲(chǔ)層成因類型多，垂向上疊置復(fù)雜，疊合區(qū)域儲(chǔ)量豐度差異較大，介于0.5×108～2.7×108m3/km2；對(duì)于鉆遇多個(gè)氣層的井來說，由于儲(chǔ)層物性和含氣性存在差異，井在不同層的泄流半徑也存在較大差異。采用物質(zhì)平衡法計(jì)算蘇里格氣田單層開采井的泄流半徑，其數(shù)值介于127 ～630 m，主要介于200 ～350 m。開發(fā)至今，蘇里格氣田改造工藝進(jìn)行了升級(jí)換代，由機(jī)械封隔分層壓裂技術(shù)過渡到套管滑套分層壓裂技術(shù)，改造規(guī)模得到顯著提升；天然氣價(jià)格也在發(fā)生變化，由以前的770 元/103m3上漲到今天的1 118 元/103m3?；谏鲜鲆蛩?，通過合理井網(wǎng)加密可以使致密砂巖氣藏實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的充分動(dòng)用和采收率的最大化。

在蘇里格氣田蘇南國(guó)際合作區(qū)，采用井/排距為1 000 m/1 000 m 基礎(chǔ)井網(wǎng)，預(yù)留井/排距為747 m/747 m 和500 m/500 m 的加密井網(wǎng)，高產(chǎn)井比例大幅度提高，開發(fā)效果顯著。為了提高致密砂巖氣藏單井氣產(chǎn)量，考慮水平井的規(guī)模應(yīng)用，在此基礎(chǔ)上，建議采用“基礎(chǔ)井組+基礎(chǔ)井網(wǎng)+差異化加密”的井位部署方式。借鑒蘇南國(guó)際合作區(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，采用井/ 排距為1 000 m/1 000 m 基礎(chǔ)井網(wǎng)，優(yōu)先部署中心井（直井）及東西兩側(cè)定向井，進(jìn)而落實(shí)儲(chǔ)層垂向疊置特征及橫向分布規(guī)律；若縱向上多個(gè)氣層疊合發(fā)育，則繼續(xù)實(shí)施南北向定向井；若單一氣層發(fā)育，并且滿足水平井部署條件，則部署水平井。氣井進(jìn)入產(chǎn)量遞減期以后，將動(dòng)靜態(tài)資料相結(jié)合，分析氣井儲(chǔ)量動(dòng)用程度及剩余儲(chǔ)量的分布，通過一次、二次加密，以及老井側(cè)鉆等手段來提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和采收率。該部署思路有以下優(yōu)勢(shì)：①通過基礎(chǔ)井組落實(shí)儲(chǔ)層展布特征，以指導(dǎo)水平井的部署，進(jìn)而提高單井產(chǎn)氣量；②高產(chǎn)氣井的井控儲(chǔ)量得到了保證；③有效避免了剩余儲(chǔ)量碎片化，為差異化井網(wǎng)加密預(yù)留了空間。

4.2 持續(xù)推進(jìn)動(dòng)靜結(jié)合的儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)和混合井型部署技術(shù)

蘇里格氣田受井網(wǎng)、井型及儲(chǔ)層自身非均質(zhì)特征的影響，儲(chǔ)量碎片化趨勢(shì)嚴(yán)重。要實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，明確剩余儲(chǔ)量的空間展布特征尤為關(guān)鍵。準(zhǔn)確評(píng)價(jià)氣田剩余儲(chǔ)量需要從4 個(gè)方面開展研究：①開展小層精細(xì)劃分與對(duì)比，小層劃分精度應(yīng)達(dá)到單砂體級(jí)別，充分利用已有的鉆井、錄井、測(cè)井資料，尤其是水平井隨鉆測(cè)井資料，精細(xì)刻畫小層砂體；②以小層有效砂體為基礎(chǔ)，掌握儲(chǔ)層孔隙度和含氣飽和度平面上的變化，復(fù)算各小層地質(zhì)儲(chǔ)量；③建立泄流半徑評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，充分利用單層開采井靜、動(dòng)態(tài)資料及多層采氣井產(chǎn)氣剖面，建立靜態(tài)參數(shù)與泄流半徑的關(guān)系式，然后結(jié)合氣井的改造規(guī)模，確定已動(dòng)用儲(chǔ)量大小；④明確剩余儲(chǔ)量的空間展布情況。

前期開發(fā)實(shí)踐表明，直/定向井有利于縱向上多層儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，而水平井有利于單一層系儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。在儲(chǔ)層精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，以井組為單元，通過直/定向井靶點(diǎn)、水平井軌跡和長(zhǎng)度優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量控制、井組產(chǎn)量與采收率最大化，從而大幅提高致密砂巖氣藏的開發(fā)效果。

4.3 攻關(guān)形成更有效的低成本挖潛系列技術(shù)

基于技術(shù)的進(jìn)步與開發(fā)成本的降低，蘇里格氣田致密砂巖氣產(chǎn)量得到了快速提升，但要實(shí)現(xiàn)氣田穩(wěn)產(chǎn)，又面臨剩余儲(chǔ)量碎片化和未動(dòng)用儲(chǔ)量劣質(zhì)化的問題，應(yīng)攻關(guān)、形成更有效的低成本挖潛技術(shù)。近年來，蘇里格氣田在老井查層補(bǔ)孔、側(cè)鉆水平井及重復(fù)壓裂改造方面進(jìn)行了有益的探索，效果良好。2020 年措施井平均無阻流量達(dá)33.1×104m3/d，查層補(bǔ)孔、側(cè)鉆水平井的年度實(shí)施規(guī)模也在擴(kuò)大。其中，查層補(bǔ)孔主要針對(duì)未動(dòng)用的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，老井側(cè)鉆則主要針對(duì)剩余儲(chǔ)量相對(duì)集中并且排距較大的區(qū)域以完善井網(wǎng)。但是，要實(shí)現(xiàn)剩余儲(chǔ)量的充分動(dòng)用，僅依靠這些措施，還遠(yuǎn)不夠。筆者認(rèn)為挖潛技術(shù)內(nèi)容亟需豐富，應(yīng)涵蓋3 個(gè)方面：①針對(duì)井間剩余可采儲(chǔ)量普遍較小（小于1 000×104m3），現(xiàn)階段無法進(jìn)行井網(wǎng)加密的區(qū)域，通過側(cè)鉆定向井來挖潛，并且將側(cè)鉆定向井單井成本控制在新鉆直/定向井成本的2/3 以內(nèi)，從而使側(cè)鉆井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)氣量下降到800×104m3；②蘇里格氣田中區(qū)15%的氣井，儲(chǔ)量豐度雖然高（大于1.2×108m3/km2），但含水飽和度也較高（介于45%～55%）或滲透率偏低（小于等于0.3 mD），由于近井地帶儲(chǔ)層受到水鎖或壓裂液污染等影響，導(dǎo)致氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量偏低（小于1 000×104m3），需要繼續(xù)開展重復(fù)壓裂改造試驗(yàn)，通過使用無傷害壓裂液，在封堵原壓裂縫的基礎(chǔ)上，進(jìn)行轉(zhuǎn)向壓裂，從而實(shí)現(xiàn)老井的再利用；③對(duì)于目前尚不滿足效益開發(fā)的剩余儲(chǔ)量區(qū)，基于剩余可采儲(chǔ)量的大小，反算氣價(jià)，然后針對(duì)不同的氣價(jià)，提出相應(yīng)的挖潛技術(shù)和儲(chǔ)量規(guī)模。后期，根據(jù)國(guó)家財(cái)稅政策或氣價(jià)的變動(dòng)，進(jìn)行剩余可采儲(chǔ)量的有序動(dòng)用。

4.4 推進(jìn)地質(zhì)工程一體化改造工藝技術(shù)試驗(yàn)，提升儲(chǔ)層改造的有效性

蘇里格氣田水平井改造工藝已由早期的水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂升級(jí)為固井完井橋塞分段壓裂，提高了段間封隔有效性，增大了儲(chǔ)層改造體積。同時(shí)，綜合地質(zhì)、工程雙“甜點(diǎn)”評(píng)價(jià)結(jié)果，優(yōu)化布縫位置、縮短裂縫間距，使水平井改造效果整體上得到了顯著提升。通過分析長(zhǎng)水平井（水平段長(zhǎng)度介于1 000～1 200 m）儲(chǔ)層改造段數(shù)與試氣無阻流量、預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量之間的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)隨壓裂段數(shù)增加，試氣無阻流量顯著提升，但最終累計(jì)產(chǎn)氣量提高的幅度存在差異。位于高能疊置河道帶的水平井采用裸眼封隔器分段，壓裂5 ～6 段，平均無阻流量為47.5×104m3/d，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量為0.95×108m3；采用固井完井橋塞分段，壓裂8 ～10 段，平均無阻流量增至86.8×104m3/d，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量為0.98×108m3，與位于高能疊置河道帶、采用裸眼封隔器分段的水平井相比，僅略有增加。而位于低能疊置河道帶的水平井采用裸眼封隔器分段，壓裂5～6段，平均無阻流量為28.7×104m3/d，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量為0.48×108m3；采用固井完井橋塞分段，壓裂7 ～8 段，平均無阻流量為52.5×104m3/d，預(yù)測(cè)最終累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)0.68×108m3。相比之下，縮小段間距在低能疊置河道帶水平井的儲(chǔ)層改造中效果更顯著。在進(jìn)行水平井儲(chǔ)層改造方案設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)加強(qiáng)地質(zhì)、工程一體化研究，精細(xì)刻畫儲(chǔ)層及其上下非儲(chǔ)層的空間展布特征，精細(xì)描述儲(chǔ)集體及圍巖的巖性、物性、含氣性及脆性，然后結(jié)合經(jīng)濟(jì)因素的考慮，優(yōu)化射孔段及儲(chǔ)層改造規(guī)模，從而實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層改造效果的有效提升。

4.5 攻關(guān)智能化和水平井高效排水采氣工藝技術(shù)，提升氣田精細(xì)化管理水平

對(duì)于致密砂巖氣藏來說，高效排水采氣工藝技術(shù)是發(fā)揮氣井產(chǎn)能、降低氣井產(chǎn)量遞減的關(guān)鍵。蘇里格氣田氣井生產(chǎn)中后期具有“低產(chǎn)、低壓、小水量”特點(diǎn)，目前低產(chǎn)積液氣井約占投產(chǎn)井?dāng)?shù)的55%，產(chǎn)水對(duì)氣井正常生產(chǎn)造成了較大影響。泡沫排水采氣、柱塞氣舉、速度管柱3 項(xiàng)主體排水采氣工藝技術(shù)，能夠初步滿足不同生產(chǎn)階段氣井的排水采氣需求。但是，蘇里格氣田井多人少、措施工作量大、精細(xì)化管理難度大。為了提升氣田精細(xì)化管理水平，還需要在3 個(gè)方面開展攻關(guān)：①依托大數(shù)據(jù)采集、分析、處理技術(shù)和自動(dòng)化控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)智能化生產(chǎn)診斷、實(shí)施措施的時(shí)機(jī)分析、措施方案優(yōu)選及措施效果評(píng)價(jià)，從而大幅減少人工成本，實(shí)現(xiàn)氣井的高效管理； ②由于水平井生產(chǎn)管柱尺寸大（公稱直徑為88.9 mm）、管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜并且斜井段易積液，排水采氣工藝措施的有效率為62%，后續(xù)需加強(qiáng)水平井?dāng)y液理論及排水采氣工藝技術(shù)的研究，提高措施有效率；③氣井進(jìn)入后期、間歇生產(chǎn)階段，須結(jié)合間開制度進(jìn)一步優(yōu)化排水采氣措施，最大程度挖掘氣井生產(chǎn)潛力。

4.6 盡早開展“負(fù)壓”開采，恢復(fù)瀕臨廢棄井的生產(chǎn)能力

通過壓縮機(jī)增壓，降低氣井井口油壓，可以提高氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量。蘇里格氣田目前投產(chǎn)的氣井60%以上平均日產(chǎn)氣量低于0.5×104m3，其中約10%的氣井，平均日產(chǎn)氣量低于0.1×104m3，年產(chǎn)氣量低于33×104m3。這些低產(chǎn)氣井井口油壓主要介于1.5 ～2.5 MPa，通過進(jìn)行“負(fù)壓”開采，能夠有效提高氣藏采收率，并且也有利于低產(chǎn)氣井開展排水采氣工藝，降低排水采氣措施資金投入。蘇里格氣田早期投產(chǎn)氣井中，目前已有大部分接近廢棄，筆者認(rèn)為“負(fù)壓”開采應(yīng)盡早開展，進(jìn)而恢復(fù)這些瀕臨廢棄井的生產(chǎn)能力。

4.7 尋求配套財(cái)稅政策支持，實(shí)現(xiàn)致密氣資源的充分利用

非常規(guī)天然氣開發(fā)在美國(guó)取得成功，與推出的財(cái)稅激勵(lì)政策（如價(jià)格激勵(lì)、稅收抵免等）密不可分[20-21]。這些政策促進(jìn)了企業(yè)投資的積極性，同時(shí)推進(jìn)了開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，對(duì)美國(guó)非常規(guī)天然氣開發(fā)起到了極大的促進(jìn)作用。而蘇里格氣田致密砂巖氣藏的開發(fā)，也面臨儲(chǔ)層品質(zhì)差、單井產(chǎn)能低、效益開發(fā)難的問題[16-20]。我國(guó)現(xiàn)行政策是對(duì)超過上一年開采量的部分采用“多增多補(bǔ)”的原則進(jìn)行補(bǔ)貼，而筆者認(rèn)為該政策對(duì)于激勵(lì)企業(yè)投資致密氣開發(fā)的作用是有限的。主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：①針對(duì)已實(shí)現(xiàn)致密氣規(guī)模開發(fā)的企業(yè)，其面臨的主要問題是如何實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，而該政策未充分考慮企業(yè)為了實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)所面臨的問題；②同為致密氣藏，但豐度、物性、含氣性等參數(shù)存在差異則開發(fā)特征存在極大的差異，對(duì)于低品質(zhì)致密氣開發(fā)作用有限?；谖覈?guó)致密氣資源開發(fā)現(xiàn)狀，筆者建議補(bǔ)貼政策可以從兩個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)化：①盡快完善、統(tǒng)一致密氣儲(chǔ)量分類分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，在提交儲(chǔ)量時(shí)就可以明確其儲(chǔ)量類別/級(jí)別，以此為依據(jù)尋求差異化補(bǔ)貼政策的支持；②對(duì)低產(chǎn)量氣井進(jìn)行補(bǔ)貼，降低氣井的廢棄產(chǎn)量，充分挖掘老井產(chǎn)氣能力。

5 結(jié)論

1）蘇里格氣田主要目的層盒8 段為河流相沉積，發(fā)育辮狀河，河道砂體疊置復(fù)雜，砂體規(guī)模、有效砂體規(guī)模及儲(chǔ)層物性、含氣性都具有強(qiáng)非均質(zhì)特征，局部區(qū)域氣水關(guān)系復(fù)雜；不同區(qū)域氣井產(chǎn)量、累計(jì)采氣量、遞減率等存在明顯差異，氣井無明顯穩(wěn)產(chǎn)期，初期產(chǎn)量遞減快。

2）基于儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)與富集區(qū)篩選技術(shù)，蘇里格氣田優(yōu)先動(dòng)用富集區(qū)儲(chǔ)量，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層儲(chǔ)量動(dòng)用程度高，儲(chǔ)量劣質(zhì)化趨勢(shì)明顯；目前，已開發(fā)區(qū)由于受到現(xiàn)有井網(wǎng)的限制，剩余儲(chǔ)量碎片化現(xiàn)象嚴(yán)重，而未開發(fā)區(qū)儲(chǔ)量品質(zhì)低，難以實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。

3）為了實(shí)現(xiàn)氣田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，立足于致密砂巖氣藏強(qiáng)非均質(zhì)性特征，需要進(jìn)一步推廣“基礎(chǔ)井組+基礎(chǔ)井網(wǎng)+差異化加密”的井網(wǎng)部署策略，持續(xù)推進(jìn)動(dòng)/靜態(tài)分析相結(jié)合的儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)和混合井型部署技術(shù)，運(yùn)用老井查層補(bǔ)孔、側(cè)鉆水平井及重復(fù)改造等手段來提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，配合地質(zhì)工程一體化改造工藝技術(shù)來提升儲(chǔ)層改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采氣工藝技術(shù)來提升氣田精細(xì)化管理水平，并且，盡早開展“負(fù)壓”開采技術(shù)，恢復(fù)瀕臨廢棄井的生產(chǎn)能力。

4）尋求配套財(cái)稅政策支持，必要的財(cái)稅政策支持是致密氣資源充分利用的重要保障。