劉成川，楊 建，卜 淘，曹廷寬，王勇飛

(中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

目前，中國已規(guī)模開發(fā)的低滲致密氣藏主要有2類[1-5]：一是以新場氣田沙溪廟組氣藏為代表的毯狀致密砂巖氣藏，砂體寬(5～15 km)、厚(15～50 m)、縱向疊置程度高(大于40%)，采用400～700 m井距的非規(guī)則面積井網開發(fā)；二是以蘇里格氣田石盒子組為代表的辮狀河道致密砂巖氣藏，砂體寬(5～20 km)、厚(10～50 m)、砂體疊置后連片分布，采用500×700 m的面積井網開發(fā)。與上述2類氣藏相比，中江沙溪廟組氣藏具有薄(5～40 m)、窄(200～1 000 m)、散(主力砂體疊置程度小于10%)的典型特征，地質條件更為復雜，氣藏開發(fā)過程中存在有利河道不明、井型適應性不清、儲量動用程度低等難點，因此，有必要分河道開展井型井網設計，以支撐氣田的效益開發(fā)。在氣藏地質、開發(fā)動態(tài)研究的基礎上，建立河道分類評價標準，通過經濟、技術相結合，明確有利開發(fā)目標，在此基礎上，采用數(shù)值模擬與經濟評價方法，建立井型篩選標準，形成基于河道特征的差異性井型井網設計技術。

1 地質概況

中江氣田位于四川盆地川西坳陷中段東部斜坡與川中古隆起的過渡帶，整體呈“三隆兩凹”的低幅構造格局，主要開發(fā)層系為侏羅系沙溪廟組，氣藏屬于辮狀河三角洲平原—前緣沉積，沉積微相以前緣水下分流河道為主，河道多達100余條，平面上呈條帶狀發(fā)育，延伸距離為5～30 km，河道砂體寬度為200～1 000 m，砂體厚度為5～40 m，縱向上呈透鏡狀展布，但疊置程度差，主力砂體疊置程度小于10%。儲層基質孔隙度為0.90%～15.33%，平均為8.66%；滲透率為0.01～1.75 mD，平均滲透率為0.21 mD，屬低—特低孔、低滲—致密儲層，氣藏從上至下分為J2s1、J2s2、J2s33個氣藏，9套含氣砂體。氣藏原始地層壓力為32.1～52.9 MPa，壓力系數(shù)為1.74～1.91，實測地層溫度為55.7～86.9 ℃，地溫梯度為0.025 ℃/m，屬常溫、高壓—超高壓氣藏。

2 河道分類評價

受沉積條件、局部構造、斷裂、非均質性等因素的共同影響，氣藏河道類型復雜，不同河道甚至同一條河道內部的物性以及含氣性差異大，導致氣藏開發(fā)動態(tài)差異性大。為此，綜合河道參數(shù)、儲層物性及動態(tài)指標等因素，建立了中江氣田沙溪廟組氣藏河道分類評價標準(表1)，明確各類河道的差異性靜動態(tài)特征，為開發(fā)目標優(yōu)選及井型井網設計奠定基礎。

表1 中江氣田沙溪廟組氣藏河道分類評價標準

由表1可知：①Ⅰ-A類河道為Ⅰ類儲層，河道寬、砂體厚、物性好。該類河道在生產中表現(xiàn)出初期產量高(6×104～10×104m3/d)、穩(wěn)產期長(大于20個月)、遞減慢(小于3%)、可采儲量高(大于0.75×108m3)的特點。②與Ⅰ-A類河道相比，Ⅰ-B類河道砂體略薄、河道略窄，物性也略差。其生產特點與Ⅰ-A類河道相似，但同類開發(fā)指標僅為Ⅰ-A類河道的50%～70%。③Ⅰ-C類河道物性與Ⅰ-B類河道相當，但河道更窄、砂體更薄。該類河道在生產中表現(xiàn)出初期產量高(5×104～8×104m3/d)、遞減快(大于10%)、穩(wěn)產期短(小于5個月)、可采儲量低(小于0.3×108m3)的特點。④Ⅱ-A類河道為Ⅱ類儲層，河道寬，砂體厚，但物性較差，含水飽和度較高(大于50%)。該類河道在生產中表現(xiàn)出初期產量中等(3×104～5×104m3/d)、穩(wěn)產期長(10～15個月)、遞減慢(4%～7%)、可采儲量中等(0.30×108～0.45×108m3)的特點。⑤Ⅱ-B類河道以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，物性最差，含水飽和度高大于55%，砂體薄(小于15 m)，該類河道氣井產水量比較高，開發(fā)效果差。⑥Ⅱ-C類河道物性和砂體厚度與Ⅱ-B類相當，但含水飽和度更高(大于60%)，目前該類河道不具備建產條件。

3 開發(fā)目標優(yōu)選

以中江氣田實際單井投資及開發(fā)成本為基礎，根據(jù)盈虧平衡原理，采用現(xiàn)金流法，建立不同井深及不同氣價下直井、水平井的經濟極限可采儲量圖版，得到了在當前經濟技術條件下直井和水平井的經濟極限可采儲量分別為0.17×108～0.24×108m3和0.29×108～0.42×108m3。再結合各類河道氣井的實際生產情況評價開發(fā)可行性，明確了現(xiàn)有經濟技術條件下僅Ⅰ-A、Ⅰ-B、Ⅱ-A類河道可實現(xiàn)效益開發(fā)；Ⅰ-C類河道在經濟好轉或者開發(fā)技術進步后可以實現(xiàn)效益開發(fā)，可作為后續(xù)的產能接替儲備區(qū)；而Ⅱ-B、Ⅱ-C類河道整體不具備開發(fā)條件(表2)。

表2 中江氣田沙溪廟組氣藏各類河道開發(fā)可行性評價

4 井型井網設計

4.1 井型設計

中江氣田沙溪廟組氣藏發(fā)育多期河道，類型復雜，開發(fā)實踐表明，針對寬度不大于500 m、厚度不大于30 m的河道，由于直井單井控制儲量小，水平井較直井增產優(yōu)勢明顯，以實施水平井為主，例如中江Js11、Js12、Js14等氣層；針對寬度不小于600 m、厚度不小于30 m的河道，直井單井控制儲量大于經濟極限井控儲量，且開發(fā)效益優(yōu)于水平井，以實施直井為主，例如中江Js33-2、高廟Js33-1等氣層。但簡單只依靠河道寬度及砂體厚度2個指標來進行井型設計過于片面，也導致了在前期部署的氣井中低效井比例偏高。為論證合理開發(fā)井型，在氣藏地質及動態(tài)研究的基礎上，采用數(shù)值模擬及經濟評價等方法，分別建立Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A類河道的數(shù)值模擬模型，開展直井-水平井開發(fā)效益對比(圖1、2)，同時結合已有生產井的開發(fā)效果，綜合建立了開發(fā)井型篩選標準(表3)。研究表明：①Ⅰ-A類河道直井、水平井開發(fā)均適宜，但經濟性有差異；砂體厚度不小于30 m、含水飽和度為42%～45%的河道，直井開發(fā)效益更好；而砂體厚度為25～30 m、含水飽和度小于42%的河道，水平井開發(fā)效益更好；②Ⅰ-B類河道水平井有效益，直井開發(fā)無效益；③Ⅱ-A類河道水平井和直井均部分適宜，寬度不小于500 m、砂體厚度不小于30 m、含水飽和度為53%～55%的河道，適宜采用直井，而寬度不小于600 m、砂體厚度為25～30 m、含水飽和度為50%～53%的河道，適宜采用水平井。

圖1 Ⅰ-A類河道直井-水平井開發(fā)效益對比

圖2 Ⅰ-B類河道直井-水平井開發(fā)效益對比

表3 中江氣田沙溪廟組氣藏開發(fā)井型篩選標準

4.2 井網設計

根據(jù)條帶狀低滲密氣藏開發(fā)實踐經驗[6-8]，該類氣藏井網優(yōu)化設計的流程一般為：①根據(jù)砂體形態(tài)和展布特征，初步設計井網；②根據(jù)不同類型氣井生產動態(tài)，論證技術合理井距；③設計不同井型井網組合，通過數(shù)值模擬以及經濟評價等方法，確定最優(yōu)開發(fā)井網。

4.2.1 井網形式

井網設計要能適應砂體展布，同時要最大限度控制儲量。據(jù)蘇里格、大牛地等條帶狀低滲致密氣藏的井網部署經驗[9-12]，井網一般沿河道主體部位，同時兼顧砂體兩側，形成近似菱形的非規(guī)則井網。但中江氣田沙溪廟組氣藏河道寬度僅為200～1 000 m，較蘇里格、大牛地的河道寬度要窄得多，其中，近80%的河道寬度為300～600 m，僅部分Ⅰ-A和Ⅱ-A類河道寬度大于600 m，能否采用蘇里格的井網部署形式有待驗證。

為論證合理的井網部署方式，首先以物性略差且能實現(xiàn)效益開發(fā)的Ⅱ類儲層物性為基礎，建立400～1 000 m河道寬度的數(shù)值模擬模型，驗證氣井的極限井控河道寬度。研究河道的原始地層壓力平均為52.5MPa，數(shù)值模擬研究以氣井生產期末壓力保持水平80%(即42.0MPa)作為儲量有效動用的界限標準，結果表明：氣井的極限井控河道寬度為600 m左右(圖3)，因此，對于河道寬度小于600 m的河道采用沿河道主軸部署線性井網即能實現(xiàn)儲量的有效控制。其次，針對河道寬度大于600 m的河道，采用數(shù)值模擬方法，建立寬度為600～1 400 m的數(shù)模模型，開展了實施菱形井網與線性井網的開發(fā)效果對比。結果表明：河道寬度小于950 m時，菱形井網與線性井網的增產效果較差，增產倍比小于1.3，相對利潤小于0；而當河道寬度大于950 m后，菱形井網的增產優(yōu)勢逐步凸顯，效益也較線性井網更好(圖4)。

圖3 不同河道寬度氣井壓降漏斗剖面

綜上所述，對于寬度小于950 m的河道，采用線性井網部署，而對于河道寬度大于950 m的河道，采用菱形井網部署。中江氣田沙溪廟組氣藏河道寬度在200～1 000 m，適宜采用線性井網部署。

圖4 菱形井網與線性井網開發(fā)效果對比

4.2.2 技術合理井距論證

技術合理井距的論證是進行井網優(yōu)化設計的前提。首先，采用Blasingame、AG、NPI等高級遞減方法，同時結合試井以及數(shù)值模擬研究結果，明確了Ⅰ-A類河道水平井單井控制面積為0.55～0.80 km2，長、短半軸分別為600～900 m和250～330 m，直井控制面積為0.25～0.40 km2；Ⅰ-B類河道水平井單井控制面積為0.40～0.55 km2，長、短半軸分別為520～650 m和220～240 m；Ⅱ-A類河道水平井單井控制面積為0.30～0.40 km2，長、短半軸分別為440～580 m和180～210 m，直井控制面積為0.10～0.20 km2。其次，根據(jù)“不產生井間干擾”的合理井距確定原則，得到不同河道類型、不同開發(fā)井型的技術合理井距(表4)。

表4 中江氣田沙溪廟組氣藏技術合理井距對比

4.2.3 井網優(yōu)化設計

水平段越長，井控儲量越大，可采儲量也越大，但單井的鉆井投資成本越高，且隨著水平段長度的增加，水平段摩阻逐漸增大，氣井產量增幅逐步降低，水平段長度存在優(yōu)化空間。井網井距越小，井控程度越高，產量越高，但井數(shù)增加，氣藏開發(fā)成本增加，開發(fā)效益降低。為實現(xiàn)氣藏的高效開發(fā)，建立氣藏數(shù)值模擬模型，結合井型篩選標準以及技術合理井距，以單河道為研究對象，開展變井距、水平段長度的井網優(yōu)化設計(表5)。

表5 不同類型河道開發(fā)井網方案設計

通過數(shù)值模擬研究結果結合井型標準可知：①Ⅰ-A類河道采用混合井型，針對采用水平井開發(fā)的部分Ⅰ-A河道，當水平段長度由600 m增加至1 200 m時，整體開發(fā)效益逐步降低，水平段長度為600～800 m時開發(fā)效益最優(yōu)，當井距由400 m增加至1 000 m時，開發(fā)效益先逐步增加，而后由于開發(fā)成本增加而快速降低，井距為700～800 m時開發(fā)效益最優(yōu)；針對采用直井開發(fā)的部分I-A河道，當井距由400 m增加至1 000 m時，開發(fā)效益也是先增加后降低，井距為600～700 m時開發(fā)效益最優(yōu)(圖5a)。②Ⅰ-B類河道采用水平井，最優(yōu)水平段長度為1 000 m左右，最優(yōu)井距為500～600 m(圖5b)。③Ⅱ-A類河道采用混合井型，水平井最優(yōu)水平段長度為1 000～1 200 m，最優(yōu)井距為400～500 m，直井最優(yōu)井距為300～400 m(圖5c)。

5 應用效果

隨著氣藏地質認識和開發(fā)程度的不斷深入，氣藏的井型井網技術也隨之發(fā)展并逐步完善。2013至2014年氣藏評價階段，未形成相應的井型井網設計技術，井型井網設計主要參考鄰區(qū)經驗，采用1 000～1 500 m的長水平段水平井開發(fā)，井距為1 000～1 200 m，只在部分砂體厚度大于30 m的河道實施直井，直井井距為800～1 000 m。由于該階段缺乏井型井網設計技術指導，也未明確開發(fā)邊際，導致低效井比例高達38.6%，儲量動用程度僅為42.1%，平均單井產量僅為1.8×104m3/d，年產能為3.7×108m3/a。2015年后，氣藏進入開發(fā)階段，井型井網設計技術得到不斷發(fā)展和完善，通過選區(qū)評價技術，落實了Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A類河道為有利開發(fā)目標，在此基礎上，通過井型井網設計技術，形成了以混合井型線性井網為主的井網部署方式，水平井井距由評價階段的1 000～1 200 m調整為400～800 m，直井井距由800～1 000 m調整為300～700 m，通過該階段的井型井網技術的應用，氣藏井型設計針對性更強，井網控制程度也得到顯著提高，低效井比例由38.6%下降至12.8%，儲量動用程度由42.1%提高至78.4%，平均單井產量達3.5×104m3/d，建成了10×108m3/a的生產能力，井型井網技術為氣藏的高效建產提供了關鍵性的支撐作用。

圖5 中江氣田沙溪廟組氣藏不同水平段長度、井距方案經濟效益對比

6 結 論

(1)中江氣田沙溪廟組氣藏為“薄、窄、散”型條帶狀致密砂巖氣藏，為解決開發(fā)邊際不明、井型適應性不清、儲量動用程度低等開發(fā)難點，亟需發(fā)展相應的井型井網設計技術。

(2)綜合氣藏地質特征和生產動態(tài)，將主力河道劃分為6類，通過經濟技術相結合的手段，明確僅Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A類河道在現(xiàn)有經濟技術條件下可實現(xiàn)效益開發(fā)。

(3)采用數(shù)值模擬、經濟評價等方法，建立了井型篩選標準，明確了經濟最優(yōu)井網部署方式。Ⅰ-A類河道采用混合井型，水平井水平段長為600～800 m，井距為700～800 m，直井井距為600～700 m；Ⅰ-B類河道采用水平井，水平井水平段長為1 000 m左右，井距為500～600 m；Ⅱ-A類河道采用混合井型，水平井水平段長為1 000～1 200 m，井距為400～500 m，直井井距為300～400 m。