致密砂巖氣藏剩余氣開發(fā)潛力定量評價

曾 焱，曹廷寬 ，高 偉

1.中國石化西南油氣分公司油氣開發(fā)管理部，四川 成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都610041

引言

致密砂巖氣藏地質(zhì)條件復雜、儲層非均質(zhì)性強，加之投產(chǎn)時間的不同以及開發(fā)技術(shù)對策的差異，往往造成開發(fā)中后期氣藏地層壓降往往不均衡，剩余氣局部富集[1-4]。如何落實氣藏剩余氣分布及潛力大小是致密砂巖氣藏開發(fā)中后期增加產(chǎn)量、提高采收率的基礎和關鍵[5-10]。研究認為，致密砂巖氣藏剩余氣的形成及分布主要受構(gòu)造、沉積、儲層非均質(zhì)性、開采井網(wǎng)及工程工藝水平等因素綜合控制，造成剩余氣分布復雜[11-15]。目前，國內(nèi)外對于致密砂巖氣藏剩余氣分布的評價主要采用地質(zhì)分析、動態(tài)監(jiān)測、氣藏工程及數(shù)值模擬等方法[16-23]。上述方法中，數(shù)值模擬法能夠有效考慮氣藏地質(zhì)特征、儲層非均質(zhì)性、非規(guī)則井網(wǎng)對地質(zhì)儲量的控制動用情況以及滲流特征、不同開采工藝的影響，是目前評價剩余氣分布最為有效、應用最廣的方法[24-29]。基于數(shù)值模擬結(jié)果，對于剩余氣潛力的評價主要是根據(jù)地層壓力、儲量豐度及含氣飽和度等參數(shù)進行判斷，缺乏定量化和精確化的評價手段[30]。此外，目前針對剩余氣潛力評價的研究，大都未考慮經(jīng)濟條件對剩余氣開發(fā)的影響，造成剩余氣評價的結(jié)果難以直接指導后續(xù)開發(fā)調(diào)整。

為此，以四川盆地新場氣田沙二（Js2）氣藏為例，基于前期已經(jīng)實施的加密調(diào)整水平井，預測現(xiàn)有經(jīng)濟條件下水平井的可采儲量，并通過敏感性分析確定影響加密水平井開發(fā)效果的主控因素，從而落實該致密砂巖氣藏剩余氣開發(fā)潛力的影響因素。在此基礎上，采用多元線性歸回，建立加密調(diào)整水平井經(jīng)濟可采儲量預測方程，并分析主控因素對水平井經(jīng)濟極限累產(chǎn)的貢獻大?。唤Y(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，建立綜合考慮剩余儲量豐度、有效滲透率及地層壓力的剩余氣潛力指數(shù)，通過計算新場氣田沙二氣藏剩余氣潛力指數(shù)，對剩余氣潛力大小進行定量化預測，并提出相應的水平井加密調(diào)整建議。通過研究，建立一種針對低滲致密砂巖氣藏剩余氣分布及開發(fā)潛力的定量化描述方法，可為氣藏開發(fā)中后期提高采收率提供技術(shù)和理論支撐。

1 氣藏概況

新場氣田沙溪廟組隸屬中侏羅統(tǒng)，氣藏為鼻狀背斜構(gòu)造，工區(qū)內(nèi)斷層不發(fā)育。主力氣藏為沙二氣藏，包含4 個氣層6 個單砂層。新場氣田沙溪廟組主要發(fā)育三角洲平原分流河道沉積，砂體呈積毯狀分布，厚度10～40 m，疊置程度較好。儲層主要為中細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖。巖芯實測孔隙度平均為9.83%、平均滲透率0.34 mD，試井解釋滲透率均小于0.1 mD，屬于致密砂巖儲層范疇。新場氣田沙二氣藏整體上屬于受構(gòu)造-巖性圈閉控制的中低孔致密砂巖干氣氣藏。氣藏自1990 年投入開發(fā)，先后經(jīng)歷了試采、建產(chǎn)、開發(fā)調(diào)整和快速遞減等4 個階段，目前階段采出程度40%左右。

2 氣藏數(shù)值模擬

新場氣田沙二氣藏共有600 余口井的鉆測井數(shù)據(jù)及測試資料，地質(zhì)特征及氣水分布規(guī)律認識清晰，通過開展精細數(shù)值模擬，可重現(xiàn)氣藏開發(fā)過程，為研究剩余氣分布奠定基礎。根據(jù)氣藏構(gòu)造特點，確定網(wǎng)格的剖分按氣藏的長軸方向（東西向）進行，平面網(wǎng)格步長為50 m×50 m；縱向上新場沙二氣藏細分為7 個小層（4 個氣層，3 個隔層）。模擬區(qū)域總網(wǎng)格數(shù)326×235×27=2 068 470 個，其中，有效網(wǎng)格數(shù)135 886 個，模擬區(qū)域總面積191.17 km2。氣藏數(shù)值模型如圖1 所示。

圖1 新場氣田沙二氣藏數(shù)值模擬模型Fig.1 Numerical simulation model of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

巖芯實驗及實際生產(chǎn)動態(tài)均表明新場氣田沙二氣藏具有較強的應力敏感性，是影響氣藏開發(fā)的重要因素。根據(jù)巖芯應力敏感性實驗數(shù)據(jù)，做無因次滲透率隨地層壓力變化的應力敏感性曲線如圖2 所示，并將其用于數(shù)值模擬。

圖2 新場氣田沙二氣藏滲透率應力敏感曲線Fig.2 Permeability stress sensitivity curve of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

通過開展生產(chǎn)歷史擬合，對數(shù)值模型參數(shù)進行調(diào)整，使數(shù)值模型能夠更好地反映氣藏實際。通過數(shù)值模擬可建立主力氣層儲層物性、儲量豐度及地層壓力等分布。

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，綜合儲層物性、儲量動用及地層壓力等因素，新場氣田沙二氣藏剩余氣主要為高含水飽和度區(qū)及井網(wǎng)不完善區(qū)剩余氣兩類。其中，氣藏邊部及高含水飽和度帶的地層壓力保持水平高，但因高含水（含水飽和度＞65%），開發(fā)風險大；而井網(wǎng)不完善區(qū)受鄰井生產(chǎn)波及，地層壓力有所下降，但井區(qū)儲層物性及含氣性均較好，仍可能具有加密調(diào)整的潛力。

3 剩余氣開發(fā)潛力影響因素分析

為定量評價各剩余氣區(qū)的開發(fā)潛力，綜合考慮井區(qū)面積、剩余地質(zhì)儲量、井距等因素，從已經(jīng)實施的加密井區(qū)中篩選出21 個采用水平井加密開發(fā)的井區(qū)進行分析研究。基于數(shù)值模擬結(jié)果，確定各水平井的泄氣面積，統(tǒng)計氣井控制范圍內(nèi)的天然氣儲量豐度、有效滲透率以及地層壓力，并根據(jù)現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下氣藏的地層壓力，利用數(shù)值模擬預測已實施水平井在目前技術(shù)經(jīng)濟條件下的最終經(jīng)濟可采儲量，結(jié)果見表1。

表1 新場氣田沙二氣藏剩余氣區(qū)水平井經(jīng)濟可采儲量Tab.1 Geological parameters and prediction results of the residual gas area of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

單井經(jīng)濟可采儲量與剩余氣區(qū)地質(zhì)參數(shù)相關性曲線如圖3 所示。剩余氣區(qū)水平井經(jīng)濟可采儲量主要受儲量豐度、滲透率以及地層壓力控制，儲量豐度越高、供給越充足，滲透率越好、生產(chǎn)能力越強，地層壓力越高、能量越充足。

圖3 剩余氣區(qū)參數(shù)與單井經(jīng)濟可采儲量相關性曲線Fig.3 Correlation curve between residual gas area parameters and economic limit recoverable reserves of single well

根據(jù)影響因素分析結(jié)果，采用多元線性回歸方法，建立水平井經(jīng)濟可采儲量與剩余氣區(qū)儲量豐度、滲透率及地層壓力的相關性方程

式中：G--單井經(jīng)濟可采儲量，×108m3；FD—儲量豐度，×108m3/km2；K--儲層有效滲透率，mD；p—地層壓力，MPa。

以表1 中各剩余氣區(qū)的儲量豐度、滲透率及地層壓力的平均值為基準，根據(jù)式（1）計算單一因素在-20%～20% 時單井經(jīng)濟可采儲量的變化，結(jié)果見圖4。儲量豐度、滲透率、地層壓力分別在±20%變化時，單井經(jīng)濟可采儲量的最大變化幅度分別為9.58%、7.17% 和14.49%，說明地層壓力對單井經(jīng)濟可采儲量的影響最大，其次是儲量豐度，而滲透率盡管是決定氣井生產(chǎn)能力重要因素，但對單井最終的累產(chǎn)影響相對較小。根據(jù)各因素對單井經(jīng)濟可采儲量的最大影響程度，可確定出儲量豐度、滲透率及地層壓力對單井經(jīng)濟可采儲量的貢獻權(quán)重分別為0.31、0.23 及0.46。

圖4 剩余氣區(qū)參數(shù)變化對單井經(jīng)濟可采儲量影響關系曲線Fig.4 Influence curve of parameter change of residual gas area on economic limit recoverable reserves of a single well

4 剩余氣開發(fā)潛力定量評價方法

上述分析明確了新場氣田沙二氣藏剩余氣開發(fā)潛力大小主要由剩余儲量豐度、滲透率以及地層壓力決定，剩余儲量越豐富、儲層滲透性更好、地層壓力保持水平較高的井區(qū)更具加密調(diào)整潛力。但目標氣藏經(jīng)過多輪次開發(fā)調(diào)整，目標區(qū)剩余氣的分布十分復雜，目前地層壓力較高的區(qū)域含水飽和度均較高、儲量豐度較低，而儲量豐度相對較高多是井網(wǎng)不完善、動用不充分的井區(qū)，井區(qū)地層物性好，地層壓力較低。為此，建立了考慮多因素的剩余氣開發(fā)潛力定量評價方法。

定義剩余氣潛力指數(shù)GI表達式為

開展經(jīng)濟性評價，采用現(xiàn)金流量法計算出現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下新場氣田沙二氣藏水平井加密的經(jīng)濟可采儲量為0.38×108m3，進而建立圖5 所示剩余氣潛力指數(shù)與單井經(jīng)濟可采儲量相關性圖版。當剩余氣潛力指數(shù)大于0.7 時，采用水平井加密調(diào)整經(jīng)濟有效。

圖5 剩余氣潛力指數(shù)與水平井經(jīng)濟可采儲量相關性曲線Fig.5 Correlation curve between residual gas potential index and economic recoverable reserves of horizontal wells

5 實施效果

該區(qū)2020 年末的地層壓力分布如圖6 所示，西部的W5 井區(qū)采用直井開發(fā)，效果較差，采出程度低，地層壓力在34.00～45.00 MPa；南北部的W23 與W1 井開發(fā)效果較好，壓降漏斗已經(jīng)波及目標區(qū)域，地層壓力28.00～32.00 MPa，較原始地層壓力下降了約14.00～18.00 MPa。

圖6 新場氣層目標井區(qū)地層壓力分布Fig.6 Distribution of pressure in the target well area of Xinchanggas layer

圖7 新場氣層目標井區(qū)滲透率分布圖Fig.7 Distribution of permeability in the target well area of Xinchang gas layer

圖8 新場氣層目標井區(qū)儲量豐度分布圖Fig.8 Distribution of reserve abundance in the target well area of Xinchang gas layer

根據(jù)氣藏目前的地層壓力、儲量豐度以及滲透率，利用式（2）～式（5）計算目標區(qū)剩余氣潛力指數(shù)，其分布如圖9 所示。目標區(qū)剩余氣潛力指數(shù)0.10～0.80，平均為0.52，而W1--W23 的井區(qū)潛力指數(shù)平均0.74，滿足現(xiàn)有開采條件下可有效開發(fā)儲層的下限。據(jù)此，最終篩選出剩余氣潛力區(qū)一個，含氣面積0.58 km2，剩余氣地質(zhì)儲量1.25×108m3。綜合目標區(qū)剩余氣潛力指數(shù)分布、臨井井網(wǎng)井距等，優(yōu)化部署了水平井JY1H 井，水平段長850 m，與鄰井的井距300～400 m。

圖9 剩余氣潛力指數(shù)分布及加密井位Fig.9 Residual gas potential exponential distribution and infill well location

JY1H 井已于2021 年8 月完鉆，測試日產(chǎn)氣量6.46×104m3，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量4.60×104m3左右，油壓10.5 MPa（圖10），生產(chǎn)效果良好。

圖10 JY1H 井試采曲線Fig.10 Gas production curves of Well JY1H

6 結(jié)論

（1）新場氣田沙二氣藏剩余氣主要分布在高含水飽和度區(qū)及井網(wǎng)不完善區(qū)，影響剩余氣開發(fā)潛力的因素依次為地層壓力、儲量豐度及儲層滲透率。

（2）建立了一種適用于致密砂巖氣藏的剩余氣開發(fā)潛力定量化評價方法，通過定義并計算潛力區(qū)的剩余氣開發(fā)潛力指數(shù)，可綜合評價地層壓力、剩余儲量豐度及儲層滲透率對剩余氣開發(fā)潛力的影響，實現(xiàn)對剩余氣區(qū)開發(fā)潛力的定量化評價。

（3）礦場應用表明，對于剩余氣潛力指數(shù)大于0.7 的井區(qū)，水平井加密開發(fā)經(jīng)濟有效，證實了剩余氣開發(fā)潛力定量化評價方法的可靠性和有效性。