李 爽

(長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦 124010)

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北側，是大面積分布的砂巖巖性氣藏，主力層為二疊系下石盒子組盒8和山西組山1段，屬辮狀河沉積體系。儲層砂體呈條帶狀、透鏡狀分布，具有規(guī)模小、非均質性強、連續(xù)性較差的特點，氣井單井控制儲量低、產(chǎn)量低、遞減快。對于此類多層疊置的透鏡狀致密砂巖氣藏，由于單砂體規(guī)模有限、單井泄氣面積小，較稀的井網(wǎng)密度難以有效動用全部地質儲量。國內外類似氣田開發(fā)經(jīng)驗表明，致密砂巖氣田多采用小井距開采，可以達到提高氣藏采收率的目的。如美國Rulison氣田井網(wǎng)密度為1.54井/km2時，采收率僅為7%；加密到6.25井/km2時，采收率為21%；加密到12.5井/km2時，最終采收率為75%；歷次加密后的單井最終累產(chǎn)氣波動不大，表明加密效果較好[1-3]。由此，井網(wǎng)加密是提高此類氣藏采收率的關鍵技術。

為實現(xiàn)區(qū)塊的產(chǎn)能接替，延長氣田穩(wěn)產(chǎn)期，提高最終采收率，選取投產(chǎn)時間較早的SS-2井區(qū)開展加密調整試驗研究，從氣藏工程、數(shù)值模擬及經(jīng)濟因素等多方面對加密調整可行性進行充分論證，確定了合理井距和井網(wǎng)密度，優(yōu)選了加密調整方案。現(xiàn)場實施后，井區(qū)最終采收率由17.0%提高到35.5%。該研究結果對蘇里格其他區(qū)塊的加密工作具有一定的指導意義。

1 SS-2井區(qū)基本特征

1.1 儲層非均質性強，有效砂體連續(xù)性差[4]

SS-2井區(qū)位于蘇里格氣田西北部，山1～盒8段地層為一套河流相砂泥巖沉積，縱向上砂體發(fā)育不均勻，盒8下小層砂體發(fā)育，橫向上相互疊置，疊加連片，形成“砂包泥”的結構特征；其他小層砂體發(fā)育較差，垂向上為透鏡體狀，呈孤立狀分布，表現(xiàn)為“泥包砂”的結構特征。砂體分布的非均質性較強，山1段、盒8下段和盒8上段滲透率非均質系數(shù)在0.11～0.28之間，級差一般大于50，且從下至上非均質性逐漸增強。

縱向上，垂直河道方向有效砂體的展布規(guī)模較小，側向連通性較差。除少數(shù)砂體延伸距離大于2 km外，大部分砂體延伸距離小于1 km，且孤立透鏡體較多。不同層位連通情況差異很大，4、5、6小層有效氣層側向連通情況、疊加厚度好于其他小層，連通距離一般小于3個井距(1800 m)，其他小層多數(shù)呈窄條帶或孤立狀分布，側向連通差。沿河道方向，氣層的連通性相對較好，氣層延伸范圍一般為2～3 km，但大部分砂體呈孤立透鏡體分布。平面上，砂體呈南北方向展布，單砂體厚度較薄，縱向疊置發(fā)育，砂體平均累計厚度在20～50 m之間，總體分布具有北厚南薄的特點。

1.2 儲層物性差，孔隙結構復雜[5]

砂巖碎屑組分以石英和巖屑為主，長石含量很少，通常不超過3%，巖性以巖屑砂巖為主，次為巖屑石英砂巖；孔隙度平均值為6.65%～10.58%，滲透率平均值為0.32～0.98 mD；儲集空間以孔隙為主，裂縫僅占極少部分，次生溶孔和高嶺石晶間孔為主要孔隙類型。通過對儲層孔隙結構的分析，認為該區(qū)塊儲層具有典型的低滲透儲層特點，其較差的孔隙結構特點決定了氣田開發(fā)初期油氣滲流所動用的范圍有限。

1.3 氣井生產(chǎn)初期產(chǎn)量高、遞減快，具有較長低壓穩(wěn)產(chǎn)階段

SS-2井區(qū)于2007年采用600 m×1200 m不規(guī)則菱形井網(wǎng)投入開發(fā)，初期單井日產(chǎn)氣(1.5～2.3)×104m3/d，平均為1.7×104m3/d，第一年遞減較快，遞減率大于30%，兩年后日產(chǎn)氣降到1.0×104m3/d以下；初期井口壓力為18.3 MPa，壓降速率大于0.03 MPa/d，兩年后壓力降至8.0 MPa，壓降速率小于0.02 MPa/d。氣井具有較長低壓穩(wěn)產(chǎn)階段。

2 井網(wǎng)加密可行性研究

2.1 原井網(wǎng)儲量控制程度低[6-7]

研究工區(qū)含氣面積37.55 km2，地質儲量為60.83×108m3；原基礎井網(wǎng)共有生產(chǎn)井47口，應用流動物質平衡法和產(chǎn)量遞減法對工區(qū)生產(chǎn)井動態(tài)控制儲量計算，47口井累計動態(tài)控制儲量為132230×104m3(表1)，儲量控制程度低，僅為21.7%。

表1 SS-2井區(qū)氣井動態(tài)儲量計算Table 1 Calculations of dynamic reserves of gas wells in SS-2 well area

2.2 單井泄氣半徑小于目前排距之半[8]

該區(qū)塊開展了十余口氣井的壓力恢復測試，根據(jù)測試資料，氣井壓力恢復時間為180～912 h，壓力恢復至10.1～24.7 MPa，測試影響范圍內的探測半徑為107～247 m。

根據(jù)各類氣井動態(tài)控制儲量計算結果，結合射孔厚度、孔隙度含氣飽和度等參數(shù)，應用容積法公式反推泄氣半徑，結果見表2。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類氣井泄氣半徑分別為308 m、259 m、198 m。

表2 SS-2井區(qū)氣井泄氣半徑計算結果Table 2 Calculations of deflating radius of gas wells in SS-2 well area

依據(jù)測試資料及單井泄氣半徑計算結果，現(xiàn)有井網(wǎng)條件下(600 m×1200 m)南北向仍然具有加密的潛力。

2.3 數(shù)模研究[9-11]

合理的單井面積與儲量豐度密切相關，通過數(shù)值模擬研究在試驗區(qū)論證不同儲量豐度下單井面積與累產(chǎn)氣量的關系圖，論證結果如圖1、圖2所示。

圖1 不同儲量豐度下井網(wǎng)密度與累產(chǎn)氣關系Fig.1 Relational graph between well spacing density and the cumulative gas of different reserves abundance

圖2 儲量豐度與平均單井面積關系Fig.2 Relational graph between reserves abundance and average single well area

技術最優(yōu)指標表示在某一儲量豐度下，隨著井網(wǎng)的加密，平均單井面積逐漸縮小，累積產(chǎn)氣量逐漸增加，當平均單井面積縮小到某個值后，累積產(chǎn)氣量增加平緩，增加幅度越來越小，可以認為此值就是豐度與平均單井面積關系的技術最優(yōu)值，如圖1所示。

圖2為儲量豐度與平均單井面積關系圖，圖中的兩條曲線分別是：儲量豐度與平均單井面積的經(jīng)濟極限關系，儲量豐度與平均單井面積的技術極限關系。

如圖2中的技術最優(yōu)指標線所示，儲量豐度與平均單井面積的關系并不是單調的。對于蘇里格氣田，儲量豐度為1.3×108m3/km2時，平均單井面積的技術最優(yōu)值為(0.72～0.80)×108m3/km2；儲量豐度在(1.4～2.0)×108m3/km2的范圍內，600 m×1200 m的基礎井網(wǎng)可以通過加密來增加產(chǎn)氣量，實現(xiàn)技術上達到最大采收率，同時也能滿足經(jīng)濟極限單井面積指標；但儲量豐度范圍在(0.8～1.2)×108m3/km2時，加密經(jīng)濟效益較差一些，當儲量豐度小于0.8×108m3/km2，能夠通過增加生產(chǎn)井來實現(xiàn)技術上達到最大采收率，但是平均單井面積已經(jīng)小于經(jīng)濟上合算的最小單井面積。

SS-2井區(qū)儲量豐度為1.62×108m3/km2，600 m×1200 m的基礎井網(wǎng)可以通過加密來增加產(chǎn)氣量，且加密能達到技術最優(yōu)值為井網(wǎng)密度2.8口/km2。

3 加密方案設計

3.1 井距優(yōu)化[12-13]

運用經(jīng)濟極限井距法、合理采氣速度法、數(shù)值模擬法、動態(tài)分析法及加三分差法，對合理井距進行研究(表3)。綜合考慮工區(qū)經(jīng)濟效益、儲量動用程度及采氣速度，認為工區(qū)的合理井距為600～800 m。實際井網(wǎng)部署時應以地震解釋及地質研究成果為基礎，首先在儲層有效厚度大、含氣飽和度高的區(qū)域部署新井，同時考慮河道方向儲層發(fā)育穩(wěn)定、連續(xù)性較好、垂直于河道方向連通性變差的情況，垂直于河道方向可適當縮小井距。

表3 合理井距計算結果Table 3 Calculations of reasonable well spacing

SS-2井區(qū)已形成600 m×1200 m南北向排距大于東西向井距的菱形基礎井網(wǎng)，因此在南北向還有加密的空間，合適的加密井距為600 m。

3.2 加密井位確定

蘇里格氣田儲層為辮狀河沉積，有效儲層主要是高能水道心灘和高能水道底部粗砂巖，呈近南北向條帶狀分布，砂體的擺動性強，氣層的平面分布受沉積作用的控制明顯。各小層砂體在各個時期的厚度變化很大，沉積微相也極不相同。工區(qū)兩側河道砂體發(fā)育，尤其是盒8下期，辮狀河砂體在此處連片疊置，形成一個面積大、厚度厚的辮狀河砂體發(fā)育區(qū)。

結合原600 m×1200 m菱形井網(wǎng)，加密井部署在原井網(wǎng)中間(圖3)，與原井網(wǎng)形成相互交叉的菱形井網(wǎng)，井排間井點交叉分布，既能滿足砂體分布特征，又可以鉆遇兩列井之間寬度較窄的條帶狀砂體，提高砂體鉆遇率，確保氣井生產(chǎn)效果。

圖3 井網(wǎng)加密方式示意Fig.3 Schematic map of well infill modes

4 實施效果[14-15]

4.1 加密新井效果好

2008年開始實施加密井，共完成4排49口井的加密。加密后新井效果好，Ⅰ+Ⅱ類氣井比例達到85.7%，加密井井口壓力及日產(chǎn)氣變化規(guī)律與原基礎井基本一致(圖4、圖5)，單井各項指標達到基礎井開發(fā)指標。預測基礎井與加密井最終生產(chǎn)時間分別為2436 d、2532 d，最終累產(chǎn)氣分別為2330×104m3、2434×104m3，預測平均單井日產(chǎn)氣均為0.96×104m3/d。從物性參數(shù)上看，加密井動用厚度較基礎井多1.1 m，是影響最終累產(chǎn)氣的主要因素。

圖4 基礎井與加密井井口壓力曲線Fig.4 The graph of wellhead pressure by basic well and infill well

圖5 基礎井與加密井日產(chǎn)氣曲線Fig.5 The graph of daily gas by basic well and infill well

表4 加密井與基礎井生產(chǎn)效果對比Table 4 Comparison of production effects between basic well and infill well

4.2 井網(wǎng)控制儲量增加

加密前47口井控制儲量為58.5×108m3，加密后達到60.83×108m3，增加幅度3.8%。通過加密前后砂體對比分析，發(fā)現(xiàn)兩方面因素導致地質儲量的變化：一是縱向上鉆遇有效氣層厚度變大；二是鉆遇新砂體，小層含氣面積增加，因此儲量增加。

4.3 采收率提高

加密前基礎井網(wǎng)動用程度和采收率分別為21.7%、17%，新增加49口加密井后，儲量動用程度和采收率分別是45.3%、35.5%，加密后井區(qū)最終累產(chǎn)氣增加了11.93×108m3，采收率提高18.5%(表5)。

表5 基礎井與加密井累產(chǎn)氣及采收率預測表Table 5 Projections of the cumulative gas and recovery of basic well and infill well

5 結論

通過蘇里格氣田SS-2井區(qū)加密研究與應用，得到如下結論：

(1)工區(qū)在600 m×1200 m井網(wǎng)控制下單井泄氣半徑小、控制面積小，研究結果表明基礎井不能充分動用地質儲量，原井網(wǎng)具有加密挖潛的可行性。

(2)數(shù)模研究表明：綜合經(jīng)濟極限指標和技術最優(yōu)指標，工區(qū)儲量豐度為1.62×108m3/km2，600 m×1200 m的基礎井網(wǎng)可以通過加密來增加產(chǎn)氣量，且加密能達到技術最優(yōu)值的井網(wǎng)密度為2.8口/km2。

(3)SS-2井區(qū)加密后，井間干擾不嚴重，加密效果好，單井日產(chǎn)氣及累產(chǎn)氣等指標達到原基礎井網(wǎng)指標，儲量動用程度和采收率分別提高23.6%、18.5%。

(4)SS-2井區(qū)加密成功的經(jīng)驗對蘇里格氣田其他區(qū)塊的加密工作具有指導及借鑒意義。