新場蓬萊鎮(zhèn)低滲致密氣藏效益潛力評價新方法

劉 露，段永明，鄒陳蓉

中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，成都 四川610041

引言

中國致密砂巖氣資源豐富，地質(zhì)資源量為22.88×1012m3，主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、渤海灣等多個盆地[1]。處于四川盆地的低滲致密砂巖氣藏，探明儲量超過1.20×1012m3，具有巨大的開發(fā)潛力。新場蓬萊鎮(zhèn)組氣藏作為中國石化西南分公司最早開發(fā)及目前采收率最高的低滲致密砂巖氣藏，經(jīng)過多輪次氣藏精細描述及不同階段開發(fā)對策研究，形成了以不均勻井網(wǎng)和多層合采為主，增壓開采、排水采氣、高低壓分輸技術(shù)為輔的提高采收率技術(shù)，氣藏采收率達到58%[2]。近期新場JP 氣藏部署的滾動擴邊井表明氣藏仍具有開發(fā)潛力。但氣藏進入開發(fā)后期，優(yōu)質(zhì)儲量全部動用，剩余儲量以儲層品質(zhì)較差的II、III 類儲量區(qū)為主。為進一步增加經(jīng)濟效益、提高氣藏采收率，需準確評價氣藏經(jīng)濟效益開發(fā)潛力[3-4]。

目前，氣藏潛力評價多采用技術(shù)指標如剩余氣儲量、地層壓力等作為評價指標[5-9]。然而，影響致密砂巖氣藏開發(fā)效益的因素除了氣藏資源品質(zhì)規(guī)模、勘探開發(fā)成本外，氣價及財政政策等[7]也對氣藏效益開發(fā)起著決定性的作用。在氣藏工程方案中，由于技術(shù)與經(jīng)濟的分開評價，即使采用經(jīng)濟極限產(chǎn)量等優(yōu)化方式，氣藏開發(fā)也可能達不到經(jīng)濟效益最優(yōu)。為此，利用建模-數(shù)模-動態(tài)一體化建立真實還原氣藏地質(zhì)及開發(fā)現(xiàn)狀的可預(yù)測數(shù)值模型，多因素敏感性分析確定低滲致密砂巖氣藏采收率主控因素，建立不同經(jīng)濟條件及不同采收率主控因素的效益開發(fā)圖版，得到氣藏效益開發(fā)潛力評價模型，形成經(jīng)濟技術(shù)一體化氣藏效益開發(fā)潛力評價新方法。

1 地質(zhì)特征及開發(fā)特征

新場JP 氣藏位于上揚子地臺與四川盆地川西拗陷中段的一條NEE 向的新場構(gòu)造隆起帶上，為孝泉背斜向東延伸的平緩鼻狀構(gòu)造。新場JP 氣藏埋深600～1 700 m，地層厚度約1 100 m。自上而下分為JP1、JP2、JP3等3 個氣藏，氣藏小層之間泥質(zhì)隔夾層較穩(wěn)定，小層砂厚主要分布在5～12 m。JP1、JP2及JP3氣藏物性差異大，JP1氣藏平均孔隙度15.02%，平均滲透率4.89 mD，平均地溫梯度1.89°C/hm，平均壓力系數(shù)1.34；JP2氣藏平均孔隙度11.83%，平均滲透率1.38 mD，平均地溫梯度1.93°C/hm，平均壓力系數(shù)1.49；JP3氣藏平均孔隙度10.32%，平均滲透率0.43 mD，平均地溫梯度2.30°C/hm，平均壓力系數(shù)1.65[10-12]。

氣藏產(chǎn)出流體主要為優(yōu)質(zhì)天然氣，少量凝析油和水，不含硫。天然氣為高甲烷（平均96.50%）、低重烴（平均3.15%）、低CO2（平均0.44%）、低氮氣（平均0.35%）的干氣。整體來說，新場JP 氣藏屬于無明顯邊、底水的低滲-近致密孔隙型、構(gòu)造-巖性的高壓彈性氣驅(qū)干氣氣藏，具有河道窄、砂體薄、儲層低滲致密、產(chǎn)能低、儲量豐度低的特點。

新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏自1992 年發(fā)現(xiàn)以來，經(jīng)歷了試采及上產(chǎn)階段（1992--1995 年）、穩(wěn)產(chǎn)階段（19962004 年）和遞減階段（2005 年至今）。新場JP 氣藏采用單層直井+多層合采直井的不均勻井網(wǎng)；單井產(chǎn)能極低，平均單井產(chǎn)能僅3.83×104m3/d；儲層滲流能力強，泄氣半徑大（主要分布在280～450 m）；動態(tài)控制儲量低，平均動態(tài)儲量僅為0.31×104m8。

2 效益開發(fā)圖版的建立

2.1 數(shù)值模型的建立

數(shù)值模型準確性決定了氣藏潛力評價模型的準確程度。在前期多輪次氣藏精細描述建立的新場JP氣藏精細三維模型基礎(chǔ)上，建立了數(shù)值模型（圖1），進行動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)為與約束，生產(chǎn)動態(tài)為依據(jù)的生產(chǎn)歷史擬合。

圖1 新場JP 氣藏數(shù)值模型示意圖Fig.1 Numerical model of Xinchang JP gas reservoir

數(shù)值模型粗化后平面采用均勻網(wǎng)格，縱向采用不等距網(wǎng)格，其值決定于氣層有效厚度，平面網(wǎng)格步長50 m×50 m。網(wǎng)格數(shù)量588×534×20=6 279 840。新場JP 氣藏為低滲-近致密高壓彈性氣驅(qū)干氣氣藏，油氣水三相，但產(chǎn)水、產(chǎn)油量低，適用于黑油模型，使用Eclipse 100 模擬器。以動態(tài)監(jiān)測靜壓48 口井193 次，壓恢255 口井358 次的數(shù)據(jù)為觀測點，進行431 口井28 a 的生產(chǎn)歷史擬合。數(shù)值模型儲量擬合率97.33%，全區(qū)及單井產(chǎn)量擬合率達到99.30%，單井井口壓力擬合率95.00%。擬合準確率高，確保了模型的準確性[13]。

2.2 采收率影響因素

影響低滲致密砂巖氣藏采收率主要有地質(zhì)和開發(fā)兩大因素，開發(fā)因素的井網(wǎng)、井距、井型、合理配產(chǎn)和采氣速度等可通過方案設(shè)計優(yōu)化[14-16]，以潛力評價為核心的采收率影響因素分析主要針對儲層物性、含氣性、砂體有效厚度等氣藏本身所具有的地質(zhì)因素[17-18]，多采用數(shù)值模擬法進行單因素影響分析，確定采收率主控因素。該方法存在兩個問題：一是未考慮地層壓力下降對采收率的影響。前期加密調(diào)整要求地層壓力保持原始地層壓力，但近年來通過現(xiàn)場試驗及多方法論證發(fā)現(xiàn)致密砂巖氣藏獲得最高采收率時井間干擾約為30%，最優(yōu)經(jīng)濟效益的井間干擾約為85%[19]，即使地層壓力降低，加密井也可獲得較高的經(jīng)濟效益。所以氣藏開發(fā)潛力評價需考慮地層壓力變化，相關(guān)研究幾乎未見報道。二是實際氣藏儲層物性、含氣性及有效厚度均具有相關(guān)性，單因素分析具有局限性，準確性有待提高。

本次采收率影響因素研究選取不同儲量區(qū)的典型井區(qū)，利用多因素敏感性分析設(shè)計孔隙度、滲透率、有效厚度、含水飽和度及地層壓力排列組合，數(shù)值模型高達600 組[20]，綜合分析對采收率的影響，結(jié)果如圖2 所示。

圖2 采收率影響因素及幅度柱狀圖Fig.2 Histogram of influencing factors and recovery factor

新場JP 氣藏不同儲量區(qū)采收率受地層壓力影響最大，其中，I 類儲量區(qū)的采收率受地層壓力影響最高，達到43.5%；隨儲層物性變差，地層壓力對采收率影響減弱，但仍然是采收率的主要影響因素，III 類儲量區(qū)地層壓力影響采收率依然達到了11.7%。影響采收率次之的是含水飽和度、滲透率及有效厚度，影響采收率5.0%～13.0%；儲量區(qū)品質(zhì)越差，影響越大，I 類儲量區(qū)采收率受3 者綜合影響21.1%，III 類儲量區(qū)采收率影響增加到29.9%。孔隙度對新場JP 氣藏采收率影響最小，均小于2.0%，基本可以忽略。分析表明，新場JP 氣藏采收率主要影響因素為地層壓力、孔隙度、有效厚度、含水飽和度和儲量豐度。

2.3 經(jīng)濟評價

目前企業(yè)常用財務(wù)內(nèi)部收益率和財務(wù)凈現(xiàn)值來評價氣藏開發(fā)是否具有經(jīng)濟效益。稅后財務(wù)內(nèi)部收益率大于行業(yè)基準收益率稅前8%，稅后財務(wù)凈現(xiàn)值大于零，評價為效益開發(fā)氣藏；稅后財務(wù)凈現(xiàn)值越大，經(jīng)濟效益越高。內(nèi)部收益率跟國家優(yōu)惠政策相關(guān)，內(nèi)部收益率為0，氣藏開發(fā)處于盈虧平衡點，氣藏開發(fā)投資收益能承受貨幣貶值、通貨膨脹的能力，但不能獲得經(jīng)濟效益。財務(wù)凈現(xiàn)值主要受氣價、投資、生產(chǎn)成本及稅費的影響。評價特定氣藏是否能效益開發(fā)，主要考慮內(nèi)部收益率及氣價變動，內(nèi)部收益率降低或氣價升高均可導致開發(fā)潛力的加大[21]。

根據(jù)投資主體及回收期限的不同，選擇動態(tài)法或靜態(tài)法經(jīng)濟經(jīng)濟評價。在滿足單井經(jīng)濟極限產(chǎn)量條件下，以建設(shè)期1 a，穩(wěn)產(chǎn)期2 a，綜合遞減率16%，評價期15 a，預(yù)測內(nèi)部收益率0～12%和氣價1.200～1.600 元/m3時，不同深度直井和水平井經(jīng)濟極限可采儲量[22]，如圖3～圖4 所示。建立不同經(jīng)濟評價方法下凈利潤與累產(chǎn)氣和經(jīng)濟極限可采儲量的關(guān)系，如式（1）和式（2）所示。

圖3 不同內(nèi)部收益率下井深與經(jīng)濟可采儲量關(guān)系圖Fig.3 Relationship between well depth and economically recoverable reserves under different IRR

圖4 不同氣價下井深與經(jīng)濟可采儲量關(guān)系圖Fig.4 Relationship between well depth and economically recoverable reserves at different nature gas prices

靜態(tài)法

2.4 效益開發(fā)圖版

利用典型井區(qū)預(yù)測不同儲量豐度井區(qū)在不同地層壓力下氣井的可采儲量，根據(jù)圖3、圖4 和式（1）、式（2）可得到不同內(nèi)部收益率和氣價下，不同地層壓力、不同儲量豐度與凈利潤的系列關(guān)系圖，圖5展示了內(nèi)部收益率8%和氣價1.404 元/m3時，不同地層壓力及儲量豐度下部署直井與凈利潤的關(guān)系圖。從圖中可知，不論地層壓力高低，儲量豐度越高，部署氣井所獲凈利潤越大。凈利潤為0 時為效益開發(fā)臨界點，對應(yīng)儲量豐度即為當前地層壓力下效益開發(fā)最低儲量豐度，剩余儲量豐度大于對應(yīng)地層壓力下的效益開發(fā)最低儲量豐度，即為效益開發(fā)潛力區(qū)。

圖5 不同地層壓力下儲量豐度與凈利潤關(guān)系圖Fig.5 Relationship between reserve abundance and net profit under different formation pressure

建立40%～100%原始地層壓力條件下，內(nèi)部收益率0～12%、氣價1.200～1.600 元/m3的不同井型效益開發(fā)最低儲量豐度系列圖版，如圖6～圖8 所示。

圖6 為不同地層壓力對應(yīng)的直井和水平井效益開發(fā)最低儲量豐度圖。

圖6 不同地層壓力下不同井型效益開發(fā)儲量豐度圖Fig.6 Reserves abundances of different well types under different formation pressures

當內(nèi)部收益率8%、氣價1.404 元/m3時，不管是直井還是水平井，效益開發(fā)儲量豐度均隨地層壓力的降低先緩慢降低，但地層壓力降低到原始地層壓力70% 時快速降低，呈指數(shù)變化趨勢。地層壓力大于原始地層壓力70%，不同井型效益開發(fā)最低儲量豐度幾乎無差異，可根據(jù)井型利潤最優(yōu)化合理選擇。地層壓力小于原始地層壓力70% 后，直井效益開發(fā)最低儲量豐度增加趨勢遠高于水平井。如地層壓力僅為原始地層壓力40% 時，直井效益開發(fā)所需剩余儲量增加到4.67×108m3/km2，約為水平井的1.7 倍。所以地層壓力保持程度較高的區(qū)域，剩余儲量豐度大于（0.44～0.65）×108m3/km2，利用直井或者水平井均能效益開發(fā)；地層壓力保持程度較低區(qū)域，水平井開發(fā)所需剩余儲量豐度（0.79～2.70）×108m3/km2，僅為直井效益開發(fā)儲量豐度的60%～90%，優(yōu)選水平井開發(fā)。

圖7 展示了內(nèi)部收益率從0 到12%，不同地層壓力對應(yīng)的直井效益開發(fā)最低儲量豐度。

圖7 不同內(nèi)部收益率下直井在不同地層壓力的效益開發(fā)儲量豐度圖Fig.7 Reserve abundance diagram of vertical wells at different formation pressures under different IRR

不論地層壓力高低，直井效益開發(fā)剩余儲量豐度均隨著內(nèi)部收益率的增加而增加。地層壓力越低，效益開發(fā)儲量豐度隨內(nèi)部收益增加的幅度越大；特別是地層壓力低于原始地層壓力60% 時，內(nèi)部收益率從0 增加到12%，效益開發(fā)最低儲量豐度增加約1.38～1.58 倍；當?shù)貙訅毫Ω哂谠嫉貙訅毫?0%時，效益開發(fā)最低儲量豐度僅增加約1.35 倍。水平井效益開發(fā)最低儲量豐度圖與直井變化規(guī)律相似，不同是受內(nèi)部收益率增加的影響幅度降低。內(nèi)部收益率從0 增加到12%，水平井效益開發(fā)所需最低儲量豐度增加約1.30～1.35 倍。地層壓力低于原始地層壓力60%后，利用水平井效益開發(fā)的最低儲量豐度僅為直井的60%～90%。所以內(nèi)部收益率降低對開發(fā)后期氣藏較為有利，即使地層壓力降低，利用水平井也可實現(xiàn)效益開發(fā)。

圖8 展示了氣價1.200～1.600 元/m3，不同地層壓力對應(yīng)的直井效益開發(fā)最低儲量豐度。

圖8 不同氣價下直井在不同地層壓力的效益開發(fā)儲量豐度Fig.8 Reserve abundance of vertical wells under different formation pressures at different gas prices

相同地層壓力條件下，隨氣價的升高，直井效益開發(fā)儲量豐度降低，當氣價從1.400 元/m3升高到1.600 元/m3，效益開發(fā)儲量豐度降低約10%。隨地層壓力的降低，氣價升高對效益開發(fā)最低儲量豐度影響增大；當?shù)貙訅毫脑嫉貙訅毫档偷?0%，效益開發(fā)儲量豐度降低約20%；當?shù)貙訅毫档偷皆嫉貙訅毫Φ?0%，效益開發(fā)儲量豐度降低約25%。水平井也具有與直井相同的變化規(guī)律，不同的是水平井效益開發(fā)所需最低儲量豐度均小于直井，地層壓力越低，比直井效益開發(fā)所需儲量豐度越低。

3 效益開發(fā)潛力評價

3.1 潛力評價模型建立

數(shù)值模型特有的時效性及預(yù)測性可得到氣藏從投產(chǎn)到廢棄的任意時間任意氣層的地層壓力分布及剩余儲量豐度分布圖，結(jié)合系列效益開發(fā)圖版建立動態(tài)變化的效益開發(fā)潛力評價模型，模型可根據(jù)經(jīng)濟技術(shù)政策及開發(fā)時間的變化而變化。圖9 為當前經(jīng)濟條件新場JP 氣藏目前潛力評價模型，即在內(nèi)部收益率8%、氣價1.404 元/m3時2021 年12 月的氣藏潛力評價模型。潛力區(qū)1 到潛力區(qū)6 依次為低儲量豐度高地層壓力潛力區(qū)、低儲量豐度中高地層壓力潛力區(qū)、中低儲量豐度中高地層壓力潛力區(qū)、中儲量豐度中地層壓力潛力區(qū)、中高儲量豐度中等地層壓力潛力區(qū)及高儲量豐度低地層壓力潛力區(qū)，潛力最大區(qū)為潛力區(qū)3 和潛力區(qū)4。

圖9 新場JP 氣藏效益開發(fā)評價模型Fig.9 Benefit development evaluation model of Xinchang JP gas reservoir

3.2 潛力分析及模型驗證

2018 年至今，新場JP 氣藏部署單層調(diào)整井34口，為此選取2018 年12 月的潛力評價模型，通過目前井效果驗證模型準確性。新場JP 氣藏目前開發(fā)潛力區(qū)分布在氣層，儲量規(guī)模較大的主要是新場氣層和氣層。新場氣層開發(fā)潛力區(qū)分布在氣層北部，以低儲量豐度高地層壓力型剩余儲量為主，剩余儲量15.32×108m3；氣層開發(fā)潛力區(qū)主要分布在氣層中部及南邊部，中部剩余儲量為高儲量豐度較低地層壓力型剩余儲量為主，南部剩余儲量為中等儲量豐度較高地層壓力型剩余儲量，氣層具有開發(fā)潛力剩余儲量共計6.65×108m3，如圖10 所示。

圖10 效益開發(fā)潛力評價圖Fig.10 Evaluation chart of benefit development potential

對Jp2和Jp3氣層部署的17 口調(diào)整井根據(jù)實際生產(chǎn)情況，利用動態(tài)法預(yù)測的可采儲量計算出實際凈利潤，如表1 所示。17 口井僅潛力區(qū)5 和潛力區(qū)1部署的2 口井凈利潤為負，井數(shù)符合率達到88%，凈利潤1 087 萬元，達到效益評價氣藏潛力的目的。

表1 實際生產(chǎn)井經(jīng)濟效益統(tǒng)計表Tab.1 Actual production well economic benefit statistical table

4 結(jié)論

（1）利用建模數(shù)模動態(tài)一體化建立的氣藏數(shù)值模型準確度高，儲量擬合率97.33%，產(chǎn)量擬合率達99.30%，壓力擬合率95.00%，擬合準確率高。

（2）新場JP 氣藏采收率主要影響因素為地層壓力，儲層物性越差，地層壓力對采收率影響降低，影響采收率約11.7%～43.5%。

（3）明確了內(nèi)部收益率0～12%、氣價1.200～1.600 元/m3、40%～100%原始地層壓力對效益開發(fā)最低儲量豐度的影響，建立了不同井型的效益開發(fā)最低儲量豐度系列圖版。

（4）建立了新場JP 氣藏效益開發(fā)潛力評價模型，與實際部署井經(jīng)濟效益評價井數(shù)符合率88%，凈利潤1 087 萬元，準確評價了新場JP 氣藏的開發(fā)潛力。