致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)提高采收率
——以長嶺氣田登婁庫組氣藏為例

胡納川，何東博，郭建林，孟凡坤，李忠誠，張國一

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院 氣田開發(fā)所，北京 海淀 100083； 2.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 3.中國石油吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000)

引 言

長嶺氣田登婁庫組氣藏為典型致密砂巖氣藏，目前已進入開發(fā)中后期，面臨著氣井產(chǎn)能、氣量低，采出程度低，遞減速率高的問題，亟需提出合理的開發(fā)調(diào)整策略，提高氣藏采收率。

針對致密砂巖氣藏剩余氣分布，根據(jù)其成因，從地質(zhì)上可劃分為井網(wǎng)未控制型、水平井遺漏型、射孔壓裂不完善型和復合砂體內(nèi)阻流帶型4種類型[1-6]，但從開發(fā)的角度分析，剩余氣分布模式及其類型不夠明確。目前，對于直井開發(fā)致密砂巖氣藏，已形成了基于定量地質(zhì)模型法、動態(tài)泄氣范圍法、井間干擾率法、數(shù)值模擬動態(tài)反演法、經(jīng)濟極限井距等方法的井網(wǎng)加密提高采收率技術(shù)[7-14]，而對于水平井整體開發(fā)致密砂巖氣藏，雖已提出老井側(cè)鉆、混合開發(fā)井網(wǎng)等提高采收率方法[15-23]；但大都處于礦場試驗或概念設計階段，未能在現(xiàn)場大規(guī)模應用，仍缺乏針對礦場實例的應用評價。

考慮上述研究中存在的不足，以長嶺氣田登婁庫組氣藏為例，綜合運用三維地質(zhì)建模、氣藏數(shù)值模擬技術(shù)，描述剩余氣分布類型，基于現(xiàn)有井網(wǎng)形式優(yōu)化加密井型，從氣藏實際出發(fā)，制定多組開發(fā)調(diào)整方案，以氣藏采出程度為評價指標，篩選最優(yōu)的調(diào)整方案，指導氣藏未來的有效開發(fā)。

1 氣藏地質(zhì)概況與地質(zhì)建模

1.1 氣藏地質(zhì)概況

長嶺氣田登婁庫組氣藏埋深3 400 m～3 900 m，儲層綜合評價結(jié)果顯示，儲層平均孔隙度6.35%，平均含氣飽和度51.86%，平均滲透率0.15×10-3μm2。縱向上，平均單井儲層厚度38.19 m，其中，D3、D4砂組平均儲層厚度為26.47m，占比達69.3%，且兩砂組凈毛比大于60%，是氣藏主力開發(fā)層位。D1、D2、D5和D6砂組凈毛比相對較低，有效儲層局部發(fā)育，D7、D8砂組不發(fā)育有效儲層。氣藏壓力系數(shù)為1.15，為正常壓力系統(tǒng)，氣體組成以CH4為主，微含CO2和N2，氣藏探明地質(zhì)儲量為93.87×108m3。綜合認為，氣藏類型為構(gòu)造控制下的巖性致密砂巖氣藏。

1.2 三維地質(zhì)建模

通過前期地質(zhì)研究，獲取地層分層數(shù)據(jù)、沉積微相平面展布圖、有效砂體厚度與含氣飽和度平面分布等值線圖，綜合鉆井、錄井、測井及地震解釋資料數(shù)據(jù)，運用確定性建模和隨機建模相結(jié)合方法，應用Petrel地質(zhì)建模軟件，建立氣藏的三維構(gòu)造模型、屬性模型和儲層物性模型(圖1)。

圖1 登婁庫組氣藏三維地質(zhì)模型Fig.1 3D geological model of gas reservoir in Denglouku Formation

2 剩余氣分布描述

2.1 數(shù)值模擬模型建立

基于建立的氣藏地質(zhì)模型，考慮到模擬精度的要求和實際計算能力的限制，平面網(wǎng)格大小粗化為50 m×50 m，縱向上根據(jù)各小層層厚的差異，共劃分為22層，區(qū)塊網(wǎng)格數(shù)為155×199×49，模擬面積64.29 km2。地層壓力、溫度(37.6 MPa，129.7℃)條件下,氣體體積系數(shù)為0.004 2，黏度為0.022 mPa·s，地層水體積系數(shù)為1.04，壓縮系數(shù)為5.03×10-4MPa-1，黏度為0.25 mPa·s，巖石壓縮系數(shù)為8.46×10-6MPa-1；地面標況條件下氣體密度為0.775 8 kg/m3，地層水密度為1 000 kg/m3。

2.2 產(chǎn)量劈分

由于登婁庫組氣藏在高部位地層缺失，造成部分氣井壓裂開采過程中，與營城組氣藏溝通，因此，必須對氣井產(chǎn)量進行劈分。登婁庫組砂巖氣藏產(chǎn)出氣CO2體積分數(shù)分別為0.34%，營城組火山巖氣藏天然氣CO2體積分數(shù)分別為27.2%，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)與營城組氣藏溝通氣井共有16口，產(chǎn)出氣CO2體積分數(shù)1.5%～24.0%，遠高于登婁庫組氣藏實際CO2含量，但受溝通程度影響，CO2含量低于營城組氣藏氣井。因此，可根據(jù)CO2含量的差異進行產(chǎn)量劈分，確定登婁庫組氣藏實際產(chǎn)量。考慮到營城組氣藏CO2含量分布在平面上存在非均質(zhì)性，為此，提出基于臨近氣井的登婁庫組產(chǎn)量劈分公式

Qdlk=Qt(Cyc-Ct)/(Cyc-Cdlk)。

(1)

式中：Qdlk、Qt為登婁庫組氣藏產(chǎn)氣量和氣井總產(chǎn)氣量，104m3/月；Cyc、Ct分別為臨近營城組氣井、登婁庫組氣井產(chǎn)出氣中CO2體積分數(shù)，%；Cdlk為登婁庫組氣藏CO2平均體積分數(shù)，取0.34%。

2.3 歷史擬合

(1)儲量擬合

登婁庫組氣藏投產(chǎn)初期提交探明儲量172.8×108m3，重新核算后地質(zhì)儲量為93.87×108m3，數(shù)模計算動態(tài)儲量為93.75×108m3，絕對誤差為0.12×108m3，相對誤差為0.13%，符合精度要求。

(2)區(qū)塊擬合

應用提出的產(chǎn)量劈分方法，對高含CO2氣井產(chǎn)量進行劈分，而后進行區(qū)塊歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)的擬合，擬合指標包括日產(chǎn)氣、日產(chǎn)水、累產(chǎn)氣和累產(chǎn)水等。由于營城組氣藏和登婁庫組氣藏地層水礦化度沒有統(tǒng)一的穩(wěn)定值，且地層水礦化度測試數(shù)據(jù)較少，因此，難以對氣井產(chǎn)出水進行準確的劈分。觀察區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)歷史擬合結(jié)果(圖2)，發(fā)現(xiàn)實際與模擬日產(chǎn)氣和累產(chǎn)氣整體擬合較好，2017年前實際與模擬日產(chǎn)水、累產(chǎn)水擬合較好，但2017年后擬合變差。分析認為營城組氣藏含水量較大，由于登婁庫組與營城組溝通程度不斷增大，溝通氣井實際產(chǎn)水量增加，導致實際與模擬結(jié)果差距變大。擬合期末生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，登婁庫組15口高含CO2氣井平均水氣比為1.1 m3/104m3，雖高于登婁庫組氣藏初始水氣比(0.5 m3/104m3)，但仍相對較低，對數(shù)值模擬剩余氣分布和壓力分布影響相對較小。

圖2 登婁庫組氣藏日產(chǎn)氣、水與累產(chǎn)氣、水數(shù)據(jù)擬合Fig.2History fitting curves of daily gas/water production and cumulative gas/water production of gas reservoir in Denglouku Formation

(3)單井擬合

對于致密砂巖氣藏，單井壓力(井底流壓、井口壓力)擬合是評價歷史擬合效果的主要指標之一。考慮產(chǎn)水的影響，采用哈格多恩-布朗方法計算氣井井底流壓。分別擬合每口井的井底流壓，兩口典型氣井擬合結(jié)果如圖3所示。統(tǒng)計結(jié)果表明，單井井底流壓擬合符合率達到66%，滿足礦場實際要求。

圖3 氣井井底流壓擬合結(jié)果Fig.3 Fitting of bottom hole fluid pressure of gas wells

2.4 剩余氣分布類型

綜合分析各小層剩余氣豐度、地層壓力平面分布情況，根據(jù)剩余儲量分布區(qū)域、規(guī)模大小、成因類型等分布特征，可將剩余氣分為邊部分散型、點狀局部富集型和連片集中展布型3種類型(圖4)。

圖4登婁庫組氣藏疊加剩余氣豐度和壓力分布Fig.4 Residual gas abundance distribution and formation pressure distribution of Denglouku gas reservoir

(1)邊部分散型。主要分布在氣藏邊部區(qū)域，砂體分布較為分散，且有效厚度小，儲層物性較差，儲量豐度低，一般低于2.57×108m3/km2，剩余儲量占比15.5%。由于儲層品質(zhì)較差，布井較為稀少，井網(wǎng)控制程度低，地層壓力較高，一般高于29 MPa，區(qū)域內(nèi)水平氣井產(chǎn)能普遍較低，目前開發(fā)技術(shù)條件下不具經(jīng)濟效益。從分布層系來看，主要分布在D1、D2砂組和D3-1、D3-2小層。對于該類剩余氣，不應作為主要的挖潛對象，宜采取老井側(cè)鉆、補孔等兼顧措施進行開發(fā)。

(2)點狀局部富集型。在氣藏中呈點狀分布，分布規(guī)模較小，難以形成連續(xù)性聚集，但儲層厚度較大，物性較好，儲量豐度極高，大于(7.71～10.28)×108m3km2，地層壓力大于29 MPa，剩余儲量占比4.2%。初期對儲層展布認識程度低，現(xiàn)有井網(wǎng)難以控制。該類剩余氣主要分布在非主力開發(fā)砂體和小層，如D2、D3-1、D3-2、D5-2，應充分評價分布區(qū)域大小，部署直井、水平井或進行老井側(cè)鉆開發(fā)。

(3)連片集中展布型。在氣藏主體區(qū)連片展布，呈連續(xù)分布特征，儲層厚度及物性平面分布及延展較為穩(wěn)定，儲量豐度在(2.57～5.14)×108m3km2，由于井網(wǎng)控制程度較高，經(jīng)過長期開采，區(qū)域地層壓力相對較低，在19.7 MPa左右。剩余儲量占比80.3%，為剩余儲量的主體。主要分布在D3-3、D3-4、D5-2小層和D4、D6砂組。作為重點挖潛對象，應考慮已有井的分布狀況，優(yōu)化加密井型，進行直井或水平井井網(wǎng)加密。

3 加密井型優(yōu)化

根據(jù)水平井網(wǎng)部署方式的差異， 可將登婁庫組氣藏開發(fā)井網(wǎng)分為兩種類型， 即正對式和交錯式井網(wǎng)， 其中， 交錯式又可分為排狀交錯和列狀交錯式井網(wǎng)。為了對比各類井網(wǎng)加密效果， 依據(jù)登婁庫組氣藏實際儲層地質(zhì)特征及開采工藝， 選取典型井組， 確立3類井網(wǎng)形式數(shù)值模擬模型統(tǒng)一的基礎參數(shù)(表1)。 對于壓裂裂縫， 采用局部網(wǎng)格加密形成的最小網(wǎng)格作為裂縫， 模擬壓裂后流體滲流狀況[22]。區(qū)塊自2012年投入生產(chǎn)， 平均生產(chǎn)時間為6 a年， 因此， 在第6年末采取井網(wǎng)加密， 預測期為10 a年。

表1 模型基礎參數(shù)Tab.1 Basic Parameters of model

3.1 正對式水平井網(wǎng)

正對式井網(wǎng)中水平井呈排狀部署，且相互對齊。在水平井井排之間存在井網(wǎng)未控制區(qū)，剩余氣較為富集，壓力較高(圖5)，因此，可以部署直井或水平井進行井網(wǎng)加密。對比直井、水平井加密后壓力分布、日產(chǎn)氣與累產(chǎn)氣變化(圖5、圖6)，發(fā)現(xiàn)加密水平井對剩余氣富集區(qū)控制程度更高，短期內(nèi)可顯著提高日產(chǎn)氣量，但遞減速率較快，最終低于加密直井日產(chǎn)氣量，生產(chǎn)期末兩種加密方案下增產(chǎn)氣量趨于相同?？紤]到經(jīng)濟效益的影響，推薦運用直井井網(wǎng)加密，提高氣藏采收率。

圖5 正對式井網(wǎng)壓力分布Fig.5 Pressure distribution of parallel well pattern

圖6 正對式井網(wǎng)未加密和直井、水平井加密后 日產(chǎn)氣與累產(chǎn)氣對比Fig.6 Comparison of daily and cumulative gas production of parallel horizontal well pattern with that infilled by vertical wells or horizontal wells

3.2 交錯式水平井網(wǎng)

為提高井網(wǎng)控制程度，現(xiàn)場多采用交錯式水平井網(wǎng)，根據(jù)水平井排布方式的差異，又可細分為排狀交錯式和列狀交錯式井網(wǎng)。由于井控程度較高，僅可進行直井加密，對比兩類交錯式井網(wǎng)加密后壓力分布及生產(chǎn)動態(tài)(圖7、圖8)，可發(fā)現(xiàn)加密后井網(wǎng)控制程度明顯增加，而列狀交錯式水平井網(wǎng)剩余氣相對較少，累積產(chǎn)氣量較高，開發(fā)效果較好，但加密增產(chǎn)氣量較少，加密潛力小于排狀交錯式井網(wǎng)。

圖7 排狀交錯式未加密和直井加密井網(wǎng)與列狀交錯式未加密和直井加密井網(wǎng)壓力分布Fig.7 Pressure distributions of row interleaved well pattern and column interleaved well pattern and those infilled by vertical wells

圖8 交錯式井網(wǎng)未加密和加密后日產(chǎn)氣與累產(chǎn)氣對比Fig.8 Comparison of daily and cumulative gas production of row interleaved well pattern and column interleaved well pattern with those infilled by vertical wells

4 開發(fā)調(diào)整方案制定與優(yōu)選

4.1 開發(fā)調(diào)整方案制定

依據(jù)剩余氣分布類型及不同井網(wǎng)形式加密優(yōu)化結(jié)果，將點狀局部富集型和連片集中展布型剩余氣作為主要挖潛對象，優(yōu)選直井進行井網(wǎng)加密，綜合儲層地質(zhì)及周圍井開發(fā)動態(tài)，確定加密井位(圖9)。通過統(tǒng)計各氣井射孔層位，同時，分析剩余氣縱向分布狀況及氣井生產(chǎn)現(xiàn)狀， 確定補孔或側(cè)鉆井號及相應的層位?？紤]礦場實際情況，制定8組開發(fā)調(diào)整方案(表2)。其中，方案2中對低含CO2氣井和高含CO2氣井分別增壓，使得井口壓力降至1.5 MPa、4.5 MPa；方案3中對11口氣井進行21井次的補孔和3口井側(cè)鉆， 具體措施井及層位如表3所示；方案4為新鉆8口井進行井網(wǎng)加密， 而不對已有井采取措施；方案5綜合了方案2和方案3；方案6綜合了方案3和方案4；方案7綜合了方案2和方案4；方案8則為方案2、方案3和方案4的綜合。

表2 登婁庫組氣藏挖潛調(diào)整方案Tab.2 Potential tapping schemes of Denglouku gas reservoir

表3 措施潛力氣井及措施層位統(tǒng)計Tab.3 Potential tapping gas wells and their potential tapping layers

圖9 氣藏加密井位設計Fig.9 Position design of infilling wells in gas reservoir

目前，區(qū)塊氣井采用增壓開采，低含CO2、高含CO2氣井井口壓力分別約為2.5 MPa、5.5 MPa，通過更換大功率壓縮機，可進一步給氣井增壓。同時根據(jù)各方案所需采取的調(diào)整挖潛措施，計算各方案投資額，其中，方案1作為基礎對比方案，不做調(diào)整。預測期設定為20 a。

4.2 開發(fā)調(diào)整方案對比與優(yōu)選

依據(jù)制定的開發(fā)調(diào)整方案，分別建立各方案的數(shù)值模擬模型，對比分析各方案日產(chǎn)氣和累產(chǎn)氣隨生產(chǎn)時間的變化規(guī)律(圖10)。從圖中可看出，調(diào)整后，各方案日產(chǎn)氣均會出現(xiàn)快速增長，但難以實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)；采取包含直井加密方案的日產(chǎn)氣明顯高于其他方案，其中，方案8加密+補孔側(cè)鉆+增壓日產(chǎn)氣量及累積產(chǎn)氣量最高，但與方案7加密+補孔側(cè)鉆差別不大；方案1和方案2日產(chǎn)氣與累積產(chǎn)氣量差距較小，表明在現(xiàn)有增壓開采條件下，再采取進一步增壓措施，對提高氣藏采收率影響較小。

圖10 加密調(diào)整方案日產(chǎn)氣及累產(chǎn)氣隨時間變化Fig.10 Daily and cumulative gas production prediction of infilling potential tapping schemes

為更加直觀對比各方案的開發(fā)調(diào)整效果，根據(jù)生產(chǎn)期末累積產(chǎn)氣量，計算各方案的采出程度，以基礎方案為基準，求取各開發(fā)調(diào)整方案的采出程度增加量(圖11)。從圖中可看出生產(chǎn)期末基礎方案采出程度約為19.5%，加密可極大提高氣藏采出程度(提高4%以上)，同時采取增壓、補孔側(cè)鉆和加密，采出程度可提高約6%；增壓對提高氣藏采出程度作用有限，側(cè)鉆補孔次之。

圖11 各方案采出程度及采出程度增加量Fig.11 Recovery degree and its increment of every schemes

根據(jù)氣藏采收率較高的篩選原則，綜合氣藏開發(fā)效果(圖10、11)，最終選定方案6“補孔側(cè)鉆+加密”為最終開發(fā)調(diào)整方案，生產(chǎn)期末累積產(chǎn)氣量達23.44×108m3，采出程度為25%，較未調(diào)整方案提高約5.5%。

5 結(jié) 論

(1)在氣藏數(shù)值模擬的基礎上，根據(jù)剩余儲量分布區(qū)域和規(guī)模大小、成因類型等，可將剩余氣分為邊部分散型、點狀局部富集型和連片集中展布型3種類型，其占比分別為15.5%、4.2%和80.3%，連片集中展布型為剩余儲量的主體，為主要的挖潛對象。

(2)排狀交錯式和正對式井網(wǎng)剩余氣分布狀況類似，開發(fā)效果趨同，加密潛力較大，兩者開發(fā)效果均差于列狀交錯式井網(wǎng)，但加密潛力較小，優(yōu)選直井為最佳的加密調(diào)整井型。

(3)選定“補孔側(cè)鉆+加密”為登婁庫組氣藏開發(fā)調(diào)整方案，生產(chǎn)期末采出程度可達到25.4%，較未調(diào)整方案提高約5.5%。