大牛地氣田太2段致密砂巖氣藏提高采收率對策

姜 超

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

鄂爾多斯盆地大牛地氣田屬于典型的低孔隙度、低滲透率、低豐度氣藏，儲層非均質(zhì)性強，自下而上發(fā)育障壁砂壩、三角洲、辮狀河三大沉積體系，縱向上發(fā)育7套含氣層系。大牛地氣田的開發(fā)工作始于2001 年，通過2001—2004 年的前期研究準備，于2005 年開始規(guī)?；óa(chǎn)，主要以直井單層開發(fā)為主，當年建成10 × 108m3產(chǎn)能。2006—2011 年底，該氣田以直井多層開發(fā)為主。2012 年，大牛地氣田實現(xiàn)了水平井規(guī)?；_發(fā)，推動了直井無效益的Ⅱ、Ⅲ類儲量的有效動用，2012—2014年連續(xù)3年每年建成10×108m3產(chǎn)能。2015年開始進入混合井網(wǎng)調(diào)整階段。由于沒有大規(guī)模的新建產(chǎn)能，氣藏產(chǎn)量處于遞減階段。下二疊統(tǒng)太原組太2段作為水平井開發(fā)的主力層位，障壁砂壩連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育，儲層厚度大，氣井初期產(chǎn)量高，開發(fā)效果好，是下一步加密調(diào)整的重點對象。國內(nèi)外開發(fā)實踐表明，井網(wǎng)加密是提高采收率的有效方法［1］。因此，筆者圍繞采收率影響因素、剩余氣分布位置、井網(wǎng)加密等方面開展研究，以期實現(xiàn)太2段的高效加密調(diào)整，提高氣藏采收率。

1 氣藏地質(zhì)特征

大牛地氣田是典型的無邊底水定容彈性驅(qū)動孔隙型致密砂巖氣藏。水平井主力開發(fā)層位是太2 段，屬于海相障壁砂壩沉積，氣田中部主砂壩儲層厚度較大，連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育，砂體厚度介于20～40 m，有利儲層的寬度介于4～6 km。太2 段石英含量較高，平均為90.5%，整體巖性較純。儲層孔隙類型主要為殘余粒間孔及粒間溶孔，平均孔隙度為8.75%，平均滲透率為0.65 mD，平均孔喉半徑為0.34 μm，屬于微喉道，儲層排驅(qū)壓力值較低，平均為0.88 MPa，中值壓力較高，平均為4.98 MPa。太2段氣藏開發(fā)主要分為水平井評價與規(guī)模建產(chǎn)、混合井網(wǎng)調(diào)整兩個階段。截至2021年12月，投產(chǎn)井84口，累計產(chǎn)氣量為24.83×108m3，油壓2.6 MPa，套壓4.6 MPa，目前單井日產(chǎn)量為0.89 × 104m3，液氣比為1.1 m3／104m3，采出程度為14.3%，采氣速度為1.0%，預計采收率為31.6%。較之于蘇里格氣田50%［2］和川西新場氣田沙溪廟組氣藏53%［3］的采收率，仍然具有提升空間。因此需要對采收率影響因素進行研究，為提高氣藏采收率提供指導。

2 采收率影響因素

從宏觀有效砂體規(guī)模、壓裂改造關系以及微觀流動對開發(fā)的影響角度來說，可將障壁砂壩氣藏采收率影響因素劃分為以下3個：儲層非均質(zhì)性強，砂體連通性差，井網(wǎng)對儲量控制不夠；儲層滲透率低，物性差，滲流能力弱；氣水兩相滲流，滲流阻力大，存在水鎖現(xiàn)象。

2.1 儲層非均質(zhì)性

太2段障壁砂壩內(nèi)部砂巖、泥巖、煤層組合類型及發(fā)育模式多樣。障壁砂壩內(nèi)部發(fā)育障壁灘、障壁坪、沙丘3 種類型的砂體：①障壁灘在砂壩側翼面向海洋一側，位于高潮線至低潮線之間，由于水動力相對較強，經(jīng)過海水反復淘洗，泥質(zhì)含量低，以灰白色粗砂巖或含礫粗砂巖為主；②障壁坪在砂壩側翼背水面，主要位于平均浪基面以上，由于水動力相對較弱，海水淘洗不充分，以細砂巖為主，泥質(zhì)含量高，儲層物性差；③沙丘位于砂壩主體部位，在障壁灘與障壁坪之間，泥質(zhì)含量較低，內(nèi)部為多期砂體疊置，砂體厚度大，砂體內(nèi)局部發(fā)育泥巖夾層［4］（圖1）。垂向可劃分為3套砂體，由于受泥巖夾層遮擋影響，儲層縱向連通性差，儲量未充分動用。

圖1 大牛地氣田太2段障壁砂壩沉積類型圖

2.2 儲層滲透率

致密氣儲層壓力傳導能力弱，遠遠弱于常規(guī)氣藏。在相同滲流時間下，儲層滲透率不同，滲流距離差異大。當儲層滲透率為0.5 mD時，4年的滲流距離為62 m，而儲層滲透率為0.001 mD時，4年的滲流距離僅為2 m（圖2）。因此致密氣完鉆后幾乎沒有自然產(chǎn)能，必須依靠壓裂才能獲得產(chǎn)能［5］。通過壓裂改造，擴大改造體積，增加泄流面積，可以大幅度地提高單井產(chǎn)量［6］?！笆濉逼陂g，大牛地氣田水平井主要采用裸眼封隔器分段壓裂工藝，壓裂縫間距介于100～130 m，排量介于4.0～4.5 m3／min，加砂規(guī)模為40 m3，常規(guī)壓裂對心灘砂體的控制程度不夠［7］。而且壓裂后水平段非全通徑，壓后只能沖砂至A 靶點附近，無法沖砂至井底，無法進行產(chǎn)出剖面測試、重復壓裂等后續(xù)二次作業(yè)。通過水力壓裂模擬，結合壓裂縫監(jiān)測、微地震裂縫監(jiān)測和試井等手段，表明強非均質(zhì)儲層裂縫擴展受限，主裂縫明顯，難以形成復雜縫網(wǎng)，壓裂溝通范圍有限［8］。壓力恢復測試解釋47 井次，平均有效裂縫半長42 m。微地震監(jiān)測半縫長105～165 m，未達到壓裂設計要求。而且隨著生產(chǎn)時間的延長，部分裂縫閉合，部分儲量動用不充分，影響采收率［9］。

圖2 不同儲層滲透率條件下滲流距離圖（壓差為7 MPa）

2.3 氣水兩相滲流

儲層巖石孔隙空間中賦存有多相流體時的流動稱為多相滲流。對于致密砂巖氣藏來說，巖石孔隙中包含的流體主要為天然氣和地層水。滲流過程中孔隙空間被氣水兩相流體所占據(jù)，每一相流體所占據(jù)的孔隙體積有所減小，并且各相間會發(fā)生相互作用和干擾，使流動阻力增大，相滲透率減小［10］。根據(jù)氣水兩相滲流實驗結果表明，太2段氣藏氣水兩相滲流具有氣水兩相共滲區(qū)較窄，水相相對滲透率隨著含氣飽和度的下降而緩慢上升，氣相相對滲透率隨著含氣飽和度的下降而迅速下降至0的特征（圖3），出現(xiàn)水鎖現(xiàn)象，即氣藏中的水滲流界面阻力大，大量的水被捕集在孔喉中很難流動，因此氣體滲流通道減少，氣被水鎖圈閉在地層當中，導致氣井產(chǎn)量快速下降，甚至停產(chǎn)。

水鎖損害廣泛存在于低滲透致密砂巖油氣藏中，是低滲透致密砂巖油氣藏的主要損害類型之一，嚴重地影響了油氣藏的勘探開發(fā)效果［11］。通過室內(nèi)巖心實驗開展水鎖傷害評價，選取太2段的3塊巖心進行基質(zhì)及裂縫巖心滲透率損害實驗，分別測定反向注入0.1 PV、0.2 PV、0.5 PV 地層水后巖心的滲透率，并計算滲透率損害率（圖4）。實驗表明：太2段巖心初期滲透率損害率較低，為20%；長期損害后，滲透率損害率突然升高，直至穩(wěn)定在50%。

圖4 太2段氣藏水鎖傷害評價圖

3 剩余氣分布類型

動靜比是評價開發(fā)區(qū)井網(wǎng)對儲量整體動用程度的指標，按評價單元，從宏觀上評價未動用儲量富集區(qū)塊。太2段氣藏井網(wǎng)控制程度為90%，動靜比為37%，存在大量未動用儲量。利用氣藏工程方法計算氣井泄氣范圍，評價井間、層間儲量動用情況［12］。采用泄氣范圍評價法，水平井泄氣半徑集中在250～380 m，基礎井網(wǎng)介于800～1 000 m，儲量動用較差。而且有效砂體長度介于100～400 m，基礎井網(wǎng)井距過大，造成井間剩余氣［13］。

通過典型井組數(shù)值模擬定量描述剩余氣分布及類型。油氣藏數(shù)值模擬研究總體可分為建立數(shù)值模擬模型、進行氣井生產(chǎn)歷史擬合及開發(fā)指標預測3部分。以典型井組為例，通過應力敏感表征、水鎖表征、裂縫模擬、多維約束歷史擬合方法建立了致密砂巖氣藏數(shù)值模擬模型。根據(jù)地質(zhì)模型導出井的井軌跡、完井射孔等靜態(tài)數(shù)據(jù)，同時將各井的生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)進行整理，導入井的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，綜合相滲曲線、儲層物性和氣藏壓力等參數(shù)，采用垂向重力平衡方程計算得出油氣藏初始含氣飽和度場及壓力分布場。開展生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合，通過給定模型產(chǎn)氣量，重點擬合實測井底流壓，參考擬合實際產(chǎn)水量、水氣比。通過典型井組數(shù)值模擬，研究剩余氣分布及類型［14-15］。通過數(shù)值模擬研究表明，太2段氣藏剩余氣以靶點間和大井距井間未控型為主。

4 剩余氣挖潛對策

4.1 加密井部署

針對靶點間的剩余氣，采取靶點間斜插的方式部署加密井動用。針對大井距井網(wǎng)未控型剩余氣采取排間錯位加密和排間平行加密兩種方式動用井間剩余氣。近幾年，共部署加密井14 口，加密后井距450～900 m。加密井平均單井日產(chǎn)氣量為2.0×104m3，初期壓力為10 MPa。加密井鄰井初期日產(chǎn)氣量為3.5×104m3，油壓為14 MPa。在鉆遇率提高、壓裂規(guī)模增大的情況下，與老井相比，加密井產(chǎn)量低，壓力低。通過分析，部分井存在井間干擾的現(xiàn)象，從而影響了加密井的產(chǎn)出效果（表1），由表1可知，靶點間斜插井均未見干擾，證實了靶點間剩余氣富集。但是由于水平段方向與主應力夾角小，導致壓裂改造效果差，氣井產(chǎn)量受到一定的影響，單井天然氣可采儲量為（3 200～5 075）× 104m3，鄰井天然氣可采儲量為（4 800～7 200）×104m3。

表1 加密井井間干擾情況表

采用Blasiingame 和FMB 等方法計算加密井的可采儲量來評價受干擾后加密井是否有效益，是否能繼續(xù)進行加密。未受干擾的加密井單井可采儲量為6 987 × 104m3，受干擾的加密井單井可采儲量為3 357 × 104m3，受干擾井相比鄰井可采儲量下降20%～60%，且井距越小，可采儲量降幅越嚴重。加密后井距500 m時可采儲量降幅為50%。按照經(jīng)濟累計產(chǎn)量計算模板計算可知，水平井投資為1 960萬元，儲量豐度為1.41 × 108m3／km2，內(nèi)部收益率為8%時，經(jīng)濟極限累計產(chǎn)量為3 200×104m3。加密后井距大于500 m 時，加密井可采儲量仍能實現(xiàn)經(jīng)濟效益。通過對典型井組的分析，通過加密采收率可提高5%。

4.2 典型井組舉例

加密前井組井數(shù)3口，井組控面積為4.8 km2，井組控儲量為7.3×108m3，可采儲量為2.59×108m3，采收率為35.5%。加密后井組井數(shù)4 口，加密井可采儲量為2.98×108m3，采收率為40.8%。加密后，新井受到干擾，可采儲量為3 864×104m3，鄰井可采儲量為7 305 × 104m3，井組采收率由35.5%提高到40.8%，采收率提高了5.3%。

5 結論

1）大牛地氣田太2 段障壁砂壩剩余氣主要以靶點間和大井距井間未控型為主。

2）通過采取靶點間斜插的方式挖潛井間剩余氣，加密井未發(fā)生干擾，但是由于水平段與主應力夾角小，導致壓裂改造效果差。

3）井間剩余氣采取排間平行加密和排間錯位加密兩種方式挖潛，排間平行加密井距小于600 m 時，干擾井數(shù)在總井數(shù)的占比為75%，排間錯位加密井距400～800 m時，干擾井數(shù)在總井數(shù)的占比為75%。加密后井距為500 m時，干擾嚴重，加密井可采儲量降幅達50%，但仍能實現(xiàn)經(jīng)濟效益，井組采收率可提高5%。