胡納川，何東博，郭建林，孟凡坤，李忠誠(chéng)，張國(guó)一

(1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 氣田開(kāi)發(fā)所，北京 海淀 100083； 2.長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100； 3.中國(guó)石油吉林油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，吉林 松原 138000)

引 言

長(zhǎng)嶺氣田登婁庫(kù)組氣藏為典型致密砂巖氣藏，目前已進(jìn)入開(kāi)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(wèn)題，亟需提出合理的開(kāi)發(fā)調(diào)整策略，提高氣藏采收率。

針對(duì)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(fù)合砂體內(nèi)阻流帶型4種類(lèi)型[1-6]，但從開(kāi)發(fā)的角度分析，剩余氣分布模式及其類(lèi)型不夠明確。目前，對(duì)于直井開(kāi)發(fā)致密砂巖氣藏，已形成了基于定量地質(zhì)模型法、動(dòng)態(tài)泄氣范圍法、井間干擾率法、數(shù)值模擬動(dòng)態(tài)反演法、經(jīng)濟(jì)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(duì)于水平井整體開(kāi)發(fā)致密砂巖氣藏，雖已提出老井側(cè)鉆、混合開(kāi)發(fā)井網(wǎng)等提高采收率方法[15-23]；但大都處于礦場(chǎng)試驗(yàn)或概念設(shè)計(jì)階段，未能在現(xiàn)場(chǎng)大規(guī)模應(yīng)用，仍缺乏針對(duì)礦場(chǎng)實(shí)例的應(yīng)用評(píng)價(jià)。

考慮上述研究中存在的不足，以長(zhǎng)嶺氣田登婁庫(kù)組氣藏為例，綜合運(yùn)用三維地質(zhì)建模、氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，描述剩余氣分布類(lèi)型，基于現(xiàn)有井網(wǎng)形式優(yōu)化加密井型，從氣藏實(shí)際出發(fā)，制定多組開(kāi)發(fā)調(diào)整方案，以氣藏采出程度為評(píng)價(jià)指標(biāo)，篩選最優(yōu)的調(diào)整方案，指導(dǎo)氣藏未來(lái)的有效開(kāi)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(zhǎng)嶺氣田登婁庫(kù)組氣藏埋深3 400 m～3 900 m，儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，儲(chǔ)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?？v向上，平均單井儲(chǔ)層厚度38.19 m，其中，D3、D4砂組平均儲(chǔ)層厚度為26.47m，占比達(dá)69.3%，且兩砂組凈毛比大于60%，是氣藏主力開(kāi)發(fā)層位。D1、D2、D5和D6砂組凈毛比相對(duì)較低，有效儲(chǔ)層局部發(fā)育，D7、D8砂組不發(fā)育有效儲(chǔ)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(chǔ)量為93.87×108m3。綜合認(rèn)為，氣藏類(lèi)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(guò)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(cè)井及地震解釋資料數(shù)據(jù)，運(yùn)用確定性建模和隨機(jī)建模相結(jié)合方法，應(yīng)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(chǔ)層物性模型(圖1)。

圖1 登婁庫(kù)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(shí)際計(jì)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(biāo)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(kù)組氣藏在高部位地層缺失，造成部分氣井壓裂開(kāi)采過(guò)程中，與營(yíng)城組氣藏溝通，因此，必須對(duì)氣井產(chǎn)量進(jìn)行劈分。登婁庫(kù)組砂巖氣藏產(chǎn)出氣CO2體積分?jǐn)?shù)分別為0.34%，營(yíng)城組火山巖氣藏天然氣CO2體積分?jǐn)?shù)分別為27.2%，統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)與營(yíng)城組氣藏溝通氣井共有16口，產(chǎn)出氣CO2體積分?jǐn)?shù)1.5%～24.0%，遠(yuǎn)高于登婁庫(kù)組氣藏實(shí)際CO2含量，但受溝通程度影響，CO2含量低于營(yíng)城組氣藏氣井。因此，可根據(jù)CO2含量的差異進(jìn)行產(chǎn)量劈分，確定登婁庫(kù)組氣藏實(shí)際產(chǎn)量。考慮到營(yíng)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(kù)組產(chǎn)量劈分公式

Qdlk=Qt(Cyc-Ct)/(Cyc-Cdlk)。

(1)

式中：Qdlk、Qt為登婁庫(kù)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(yíng)城組氣井、登婁庫(kù)組氣井產(chǎn)出氣中CO2體積分?jǐn)?shù)，%；Cdlk為登婁庫(kù)組氣藏CO2平均體積分?jǐn)?shù)，取0.34%。

2.3 歷史擬合

(1)儲(chǔ)量擬合

登婁庫(kù)組氣藏投產(chǎn)初期提交探明儲(chǔ)量172.8×108m3，重新核算后地質(zhì)儲(chǔ)量為93.87×108m3，數(shù)模計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為93.75×108m3，絕對(duì)誤差為0.12×108m3，相對(duì)誤差為0.13%，符合精度要求。

(2)區(qū)塊擬合

應(yīng)用提出的產(chǎn)量劈分方法，對(duì)高含CO2氣井產(chǎn)量進(jìn)行劈分，而后進(jìn)行區(qū)塊歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)的擬合，擬合指標(biāo)包括日產(chǎn)氣、日產(chǎn)水、累產(chǎn)氣和累產(chǎn)水等。由于營(yíng)城組氣藏和登婁庫(kù)組氣藏地層水礦化度沒(méi)有統(tǒng)一的穩(wěn)定值，且地層水礦化度測(cè)試數(shù)據(jù)較少，因此，難以對(duì)氣井產(chǎn)出水進(jìn)行準(zhǔn)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(shí)際與模擬日產(chǎn)氣和累產(chǎn)氣整體擬合較好，2017年前實(shí)際與模擬日產(chǎn)水、累產(chǎn)水?dāng)M合較好，但2017年后擬合變差。分析認(rèn)為營(yíng)城組氣藏含水量較大，由于登婁庫(kù)組與營(yíng)城組溝通程度不斷增大，溝通氣井實(shí)際產(chǎn)水量增加，導(dǎo)致實(shí)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(kù)組15口高含CO2氣井平均水氣比為1.1 m3/104m3，雖高于登婁庫(kù)組氣藏初始水氣比(0.5 m3/104m3)，但仍相對(duì)較低，對(duì)數(shù)值模擬剩余氣分布和壓力分布影響相對(duì)較小。

圖2 登婁庫(kù)組氣藏日產(chǎn)氣、水與累產(chǎn)氣、水?dāng)?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?dāng)M合

對(duì)于致密砂巖氣藏，單井壓力(井底流壓、井口壓力)擬合是評(píng)價(jià)歷史擬合效果的主要指標(biāo)之一?？紤]產(chǎn)水的影響，采用哈格多恩-布朗方法計(jì)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?dāng)M合結(jié)果如圖3所示。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，單井井底流壓擬合符合率達(dá)到66%，滿足礦場(chǎng)實(shí)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(lèi)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(chǔ)量分布區(qū)域、規(guī)模大小、成因類(lèi)型等分布特征，可將剩余氣分為邊部分散型、點(diǎn)狀局部富集型和連片集中展布型3種類(lèi)型(圖4)。

圖4登婁庫(kù)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(chǔ)層物性較差，儲(chǔ)量豐度低，一般低于2.57×108m3/km2，剩余儲(chǔ)量占比15.5%。由于儲(chǔ)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(kāi)發(fā)技術(shù)條件下不具經(jīng)濟(jì)效益。從分布層系來(lái)看，主要分布在D1、D2砂組和D3-1、D3-2小層。對(duì)于該類(lèi)剩余氣，不應(yīng)作為主要的挖潛對(duì)象，宜采取老井側(cè)鉆、補(bǔ)孔等兼顧措施進(jìn)行開(kāi)發(fā)。

(2)點(diǎn)狀局部富集型。在氣藏中呈點(diǎn)狀分布，分布規(guī)模較小，難以形成連續(xù)性聚集，但儲(chǔ)層厚度較大，物性較好，儲(chǔ)量豐度極高，大于(7.71～10.28)×108m3km2，地層壓力大于29 MPa，剩余儲(chǔ)量占比4.2%。初期對(duì)儲(chǔ)層展布認(rèn)識(shí)程度低，現(xiàn)有井網(wǎng)難以控制。該類(lèi)剩余氣主要分布在非主力開(kāi)發(fā)砂體和小層，如D2、D3-1、D3-2、D5-2，應(yīng)充分評(píng)價(jià)分布區(qū)域大小，部署直井、水平井或進(jìn)行老井側(cè)鉆開(kāi)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(chǔ)層厚度及物性平面分布及延展較為穩(wěn)定，儲(chǔ)量豐度在(2.57～5.14)×108m3km2，由于井網(wǎng)控制程度較高，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期開(kāi)采，區(qū)域地層壓力相對(duì)較低，在19.7 MPa左右。剩余儲(chǔ)量占比80.3%，為剩余儲(chǔ)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(diǎn)挖潛對(duì)象，應(yīng)考慮已有井的分布狀況，優(yōu)化加密井型，進(jìn)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(kù)組氣藏開(kāi)發(fā)井網(wǎng)分為兩種類(lèi)型， 即正對(duì)式和交錯(cuò)式井網(wǎng)， 其中， 交錯(cuò)式又可分為排狀交錯(cuò)和列狀交錯(cuò)式井網(wǎng)。為了對(duì)比各類(lèi)井網(wǎng)加密效果， 依據(jù)登婁庫(kù)組氣藏實(shí)際儲(chǔ)層地質(zhì)特征及開(kāi)采工藝， 選取典型井組， 確立3類(lèi)井網(wǎng)形式數(shù)值模擬模型統(tǒng)一的基礎(chǔ)參數(shù)(表1)。 對(duì)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(shí)間為6 a年， 因此， 在第6年末采取井網(wǎng)加密， 預(yù)測(cè)期為10 a年。

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

3.1 正對(duì)式水平井網(wǎng)

正對(duì)式井網(wǎng)中水平井呈排狀部署，且相互對(duì)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(jìn)行井網(wǎng)加密。對(duì)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(duì)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(jì)效益的影響，推薦運(yùn)用直井井網(wǎng)加密，提高氣藏采收率。

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

圖6 正對(duì)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(duì)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(cuò)式水平井網(wǎng)

為提高井網(wǎng)控制程度，現(xiàn)場(chǎng)多采用交錯(cuò)式水平井網(wǎng)，根據(jù)水平井排布方式的差異，又可細(xì)分為排狀交錯(cuò)式和列狀交錯(cuò)式井網(wǎng)。由于井控程度較高，僅可進(jìn)行直井加密，對(duì)比兩類(lèi)交錯(cuò)式井網(wǎng)加密后壓力分布及生產(chǎn)動(dòng)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(cuò)式水平井網(wǎng)剩余氣相對(duì)較少，累積產(chǎn)氣量較高，開(kāi)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(cuò)式井網(wǎng)。

圖7 排狀交錯(cuò)式未加密和直井加密井網(wǎng)與列狀交錯(cuò)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(cuò)式井網(wǎng)未加密和加密后日產(chǎn)氣與累產(chǎn)氣對(duì)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(kāi)發(fā)調(diào)整方案制定與優(yōu)選

4.1 開(kāi)發(fā)調(diào)整方案制定

依據(jù)剩余氣分布類(lèi)型及不同井網(wǎng)形式加密優(yōu)化結(jié)果，將點(diǎn)狀局部富集型和連片集中展布型剩余氣作為主要挖潛對(duì)象，優(yōu)選直井進(jìn)行井網(wǎng)加密，綜合儲(chǔ)層地質(zhì)及周?chē)_(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)，確定加密井位(圖9)。通過(guò)統(tǒng)計(jì)各氣井射孔層位，同時(shí)，分析剩余氣縱向分布狀況及氣井生產(chǎn)現(xiàn)狀， 確定補(bǔ)孔或側(cè)鉆井號(hào)及相應(yīng)的層位?？紤]礦場(chǎng)實(shí)際情況，制定8組開(kāi)發(fā)調(diào)整方案(表2)。其中，方案2中對(duì)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(duì)11口氣井進(jìn)行21井次的補(bǔ)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(jìn)行井網(wǎng)加密， 而不對(duì)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(kù)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(jì)Tab.3 Potential tapping gas wells and their potential tapping layers

圖9 氣藏加密井位設(shè)計(jì)Fig.9 Position design of infilling wells in gas reservoir

目前，區(qū)塊氣井采用增壓開(kāi)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(guò)更換大功率壓縮機(jī)，可進(jìn)一步給氣井增壓。同時(shí)根據(jù)各方案所需采取的調(diào)整挖潛措施，計(jì)算各方案投資額，其中，方案1作為基礎(chǔ)對(duì)比方案，不做調(diào)整。預(yù)測(cè)期設(shè)定為20 a。

4.2 開(kāi)發(fā)調(diào)整方案對(duì)比與優(yōu)選

依據(jù)制定的開(kāi)發(fā)調(diào)整方案，分別建立各方案的數(shù)值模擬模型，對(duì)比分析各方案日產(chǎn)氣和累產(chǎn)氣隨生產(chǎn)時(shí)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(huì)出現(xiàn)快速增長(zhǎng)，但難以實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)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(bǔ)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(bǔ)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(kāi)采條件下，再采取進(jìn)一步增壓措施，對(duì)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(shí)間變化Fig.10 Daily and cumulative gas production prediction of infilling potential tapping schemes

為更加直觀對(duì)比各方案的開(kāi)發(fā)調(diào)整效果，根據(jù)生產(chǎn)期末累積產(chǎn)氣量，計(jì)算各方案的采出程度，以基礎(chǔ)方案為基準(zhǔn)，求取各開(kāi)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(chǔ)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(shí)采取增壓、補(bǔ)孔側(cè)鉆和加密，采出程度可提高約6%；增壓對(duì)提高氣藏采出程度作用有限，側(cè)鉆補(bǔ)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(kāi)發(fā)效果(圖10、11)，最終選定方案6“補(bǔ)孔側(cè)鉆+加密”為最終開(kāi)發(fā)調(diào)整方案，生產(chǎn)期末累積產(chǎn)氣量達(dá)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?cái)?shù)值模擬的基礎(chǔ)上，根據(jù)剩余儲(chǔ)量分布區(qū)域和規(guī)模大小、成因類(lèi)型等，可將剩余氣分為邊部分散型、點(diǎn)狀局部富集型和連片集中展布型3種類(lèi)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(chǔ)量的主體，為主要的挖潛對(duì)象。

(2)排狀交錯(cuò)式和正對(duì)式井網(wǎng)剩余氣分布狀況類(lèi)似，開(kāi)發(fā)效果趨同，加密潛力較大，兩者開(kāi)發(fā)效果均差于列狀交錯(cuò)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(bǔ)孔側(cè)鉆+加密”為登婁庫(kù)組氣藏開(kāi)發(fā)調(diào)整方案，生產(chǎn)期末采出程度可達(dá)到25.4%，較未調(diào)整方案提高約5.5%。