張 益 劉幫華 胡均志 劉 鵬 田喜軍 張仝澤
( 1西安石油大學西部低滲—特低滲油田開發(fā)與治理教育部工程研究中心;2中國石油長慶油田公司第三采氣廠;3中國石油長慶油田公司第二采氣廠 )
蘇里格氣田自2000年發(fā)現(xiàn)以來,天然氣年產(chǎn)量達到270多億立方米,截至2020年年底,累計總產(chǎn)量達到2600×108m3,已經(jīng)成為中國第一特大型氣田,如何高效開發(fā)蘇里格氣田對于保障我國能源資源安全具有重要意義[1-4]。蘇里格氣田開發(fā)初期采用以定向井為主的井網(wǎng)布井,2008年12月第一口水平井投產(chǎn),此后新投產(chǎn)井中的水平井數(shù)量逐年增加,目前已經(jīng)形成直井與水平井聯(lián)合開發(fā)的井網(wǎng)方式,直井和水平井均為壓裂改造后投產(chǎn),水平井主要采用多級水力壓裂和體積壓裂。蘇里格氣田儲層砂體疊置關(guān)系復(fù)雜,儲層非均質(zhì)性較強,物性差異大,在生產(chǎn)過程中不存在穩(wěn)產(chǎn)期,目前通常采用兩種工作制度進行生產(chǎn),一種是以定產(chǎn)量方式連續(xù)生產(chǎn),另一種是以定井口壓力方式連續(xù)生產(chǎn);此外考慮到用氣量的季節(jié)性變化,部分井實施間開的工作制度進行生產(chǎn)。在氣田生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn),不同生產(chǎn)方式下的氣井產(chǎn)量等存在一定差異,如何更好地選擇工作制度需要科學的手段來決策,通常采用數(shù)值模擬方法,但其結(jié)果往往與礦場實際數(shù)據(jù)不吻合,主要是由于儲層砂體疊置關(guān)系對生產(chǎn)動態(tài)的影響認識不明確。本文以蘇14井區(qū)為例,通過分析氣田儲層特征,分別建立了直井、水平井與疊置砂體分布關(guān)系模型,利用數(shù)值模擬方法對直井和水平井合理工作制度進行研究。研究結(jié)果為蘇里格氣田高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐,取得較好的應(yīng)用效果,對于同類儲層的氣田開發(fā)具有借鑒意義。
蘇里格氣田位于華北板塊西部鄂爾多斯盆地西北側(cè)的蘇里格廟地區(qū),勘探面積約為40000km2,地面海拔一般為1250~1350m,地形相對平緩。蘇里格氣田主力產(chǎn)氣層為上古生界二疊系下石盒子組和山西組,埋深為3200~3500m,目的層厚度為60~100m,砂體厚度為5~40m,有效儲層展布主要受砂體和物性控制,是典型低壓、低滲、低豐度且以河流砂體為主體、儲層大面積分布的巖性氣藏。蘇14井區(qū)位于蘇里格氣田中部,整體構(gòu)造平緩(圖1),主力氣藏發(fā)育的山西組和下石盒子組,根據(jù)沉積序列及巖性組合自下而上分為山西組山2段、山1段和下石盒子組盒8段、盒7段、盒6段和盒5段,主力產(chǎn)氣層為山1段和盒8段,井區(qū)內(nèi)無斷層發(fā)育。蘇14井區(qū)山1段砂巖主要為中—細粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖,厚度為30m左右;下石盒子組盒8段砂巖以中—粗粒石英砂巖、巖屑砂巖為主,平均有效厚度為20m左右(圖2),山1段從下往上可進一步細分為山13、山12、山113個亞段;盒8段自下而上細分為盒8下2、盒8下1、盒8上2和盒8上14個小層[5]。
圖1 蘇14井區(qū)區(qū)域位置圖Fig.1 Geographical location map of Su 14 well block
圖2 蘇14井區(qū)盒8段有效厚度等值線Fig.2 Effective formation thickness contour map of He 8 member in Su 14 well block
蘇14井區(qū)物源主要為鄂爾多斯盆地西北部阿拉善古陸和北部陰山古陸西段的中—新元古界中—低級變質(zhì)巖,沉積相以河流相、三角洲相和湖泊相為主[6]。二疊紀鄂爾多斯盆地沉積環(huán)境由海相逐漸演變?yōu)殛懴?,在盆地北部?gòu)造抬升過程中蘇14井區(qū)發(fā)育了三角洲平原和三角洲前緣沉積體系[7-8]。盒8段儲層主要發(fā)育辮狀河沉積,辮狀河流向為自北向南,河道寬1.3~6.5km,儲集巖以分流河道砂體為主,分流河道砂體末端受沉積環(huán)境影響呈席狀砂化,在周期性水流變化作用下,水下分流河道改道頻繁,同時河口壩和河道多期疊置,形成復(fù)雜疊置關(guān)系[9-11]。從現(xiàn)代辮狀河沉積實例(圖3)和辮狀河沉積露頭可以看出,辮狀河道在較廣闊的沖積平原上可以自由遷移,因而可以發(fā)育寬泛的砂體,可形成較大面積分布的油氣儲層[12-13]。以疊置型河道充填為主的大型厚層疊置型砂質(zhì)辮狀河復(fù)合河道沉積,沉積過程中水下分流河道不斷改道,形成了辮狀河心灘、河道和河道蝕余堆積等空間復(fù)雜交錯分布(圖4)[13-14]。
圖3 現(xiàn)代砂質(zhì)辮狀河地貌環(huán)境、微相平面組合[13]Fig.3 Geomorphic feature and microfacies plane combination of modern sandy braided river [13]
圖4 在不同可容納空間/沉積物供給速率值和能量條件下分流河道砂體的疊置關(guān)系[14]Fig.4 Superposition relationship of distributary channels sand bodies of different accommodation space/sediment supply rate and energy conditions [14]
蘇14井區(qū)分流河道順物源方向東西橫向遷移,交叉復(fù)合現(xiàn)象較為頻繁,砂體疊置關(guān)系呈現(xiàn)高能獨立型、高能側(cè)向切割型、垂向疊置型、切疊過渡型、高能疊置型、低能疊置型、低能側(cè)向拼接型和低能孤立型8種不同類型[14],存在多期疊置關(guān)系(圖5),縱向上以多層式疊置為主,單砂體規(guī)模小且分散,多呈透鏡狀,厚度一般為5~10m,最厚達15m左右;復(fù)合砂體規(guī)模大,橫向連片,縱向多層疊置,厚度一般在20m以上,最厚可達40多米,具有普遍含氣特征[15-19]。蘇14井區(qū)盒8段基本探明含氣面積為63.54km2,基本探明地質(zhì)儲量為56.61×108m3,儲量豐度為0.8909×108m3/km2,屬常規(guī)干氣氣藏;盒8段儲層滲透率分布在0.018~13.66mD,平均為0.608mD,平均孔隙度為9.54%,單井平均氣層厚度為6.2m,平均含氣飽和度為73.79%;儲層為中等偏弱到中等偏強應(yīng)力敏感,中等偏弱到中等偏強水敏,無速敏,堿敏不明顯[20-22],天然水體不發(fā)育。
根據(jù)蘇14井區(qū)已有地質(zhì)研究成果,結(jié)合類似氣田儲層特征[13-18],并考慮到砂體疊置后不同砂體邊界處儲層性質(zhì)的差異性,認為砂體邊界可形成阻流效應(yīng)或不滲透邊界,因而針對縱向砂體疊置和橫向砂體疊置關(guān)系,對直井和水平井分別設(shè)計了不同組合的低滲透滲流阻力帶(簡稱阻力帶),以便模擬砂體疊置關(guān)系(圖6)。
圖6 生產(chǎn)井與疊置砂體分布關(guān)系模型示意圖Fig.6 Schematic model of distribution relationship between production wells and superimposed sand bodies
首先,建立單井徑向模型。采用徑向網(wǎng)格系統(tǒng),假設(shè)氣井周圍為圓形均質(zhì)地層,不考慮高差變化,徑向半徑取1000m,劃分為100個網(wǎng)格,平面角度方向劃分為20個網(wǎng)格,縱向劃分為3個網(wǎng)格,厚度分別為5m、10m和5m,模型平面滲透率取0.7mD,縱向滲透率取平面滲透率的0.2倍,孔隙度取9.54%,含氣飽和度取74%,原始地層壓力取26.0MPa,設(shè)置中等偏強不可逆應(yīng)力敏感性[23-27]。然后,基礎(chǔ)模型不設(shè)置阻力帶;對于直井模型1,縱向3個網(wǎng)格間不設(shè)置阻力帶,平面上在距離井150m、500m和700m左右處設(shè)置阻力帶,傳導(dǎo)率分別設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍、0.001倍和0.005倍;對于直井模型2,縱向3個網(wǎng)格間設(shè)置阻力帶,該處傳導(dǎo)率設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍,水平方向不設(shè)置阻力帶;對于直井模型3,縱向3個網(wǎng)格間設(shè)置阻力帶,該處傳導(dǎo)率設(shè)置為原始的0.01倍,平面上在距離井150m、500m和700m左右處設(shè)置滲透阻力帶,該處傳導(dǎo)率分別設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍、0.001倍和0.005倍。最后,對于每種模型采用3種不同工作制度進行生產(chǎn),工作制度1為定產(chǎn)量2.0×104m3/d連續(xù)生產(chǎn);工作制度2為定井底流壓(定壓)4MPa連續(xù)生產(chǎn);工作制度3為定產(chǎn)量2.0×104m3/d間開生產(chǎn),每年5月至7月關(guān)井,其余時間開井生產(chǎn)。
首先,建立矩形水平井單井模型。假設(shè)氣井周圍為均質(zhì)地層,不考慮高差變化,沿水平井井筒展布方向長度取2000m,寬度取1000m,平面網(wǎng)格步長取10m,縱向劃分為3個網(wǎng)格,厚度分別為5m、10m和5m,模型平面滲透率取0.7mD,縱向滲透率取平面滲透率的0.2倍,孔隙度取9.54%,含氣飽和度取74%,原始地層壓力取26.0MPa,設(shè)置中等偏強不可逆應(yīng)力敏感性,水平井水平段長度取1000m,取6段均勻分布壓裂段,裂縫半長取100m,對裂縫所在網(wǎng)格進行局部加密。然后,基礎(chǔ)模型不設(shè)置阻力帶。對于水平井模型1,縱向3個網(wǎng)格間設(shè)置阻力帶:該處傳導(dǎo)率設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍,水平方向不設(shè)置阻力帶;對于水平井模型2,縱向3個網(wǎng)格間不設(shè)置阻力帶;平面上沿井筒方向在距離裂縫50m和100m、平行井筒方向在距離井筒200m和400m左右處設(shè)置矩形阻力帶,傳導(dǎo)率分別設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍和0.001倍;對于水平井模型3,縱向3個網(wǎng)格間設(shè)置阻力帶,該處傳導(dǎo)率設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍,平面上沿井筒方向在距離裂縫50m和100m、平行井筒方向在距離井筒200m和400m左右處設(shè)置矩形阻力帶,傳導(dǎo)率分別設(shè)置為原始傳導(dǎo)率的0.01倍和0.001倍。最后,對于每種模型采用3種不同工作制度進行生產(chǎn),工作制度1為定產(chǎn)量8.0×104m3/d連續(xù)生產(chǎn);工作制度2為定井底流壓4MPa連續(xù)生產(chǎn);工作制度3為定產(chǎn)量8.0×104m3/d間開生產(chǎn),每年5月至7月關(guān)井,其余時間開井生產(chǎn)。
根據(jù)前文建立的模型,對于各井基于不同工作制度分別模擬20年,模擬不同砂體疊置關(guān)系下不同井型的單井開發(fā)效果。
對直井的4種模型,基于3種不同工作制度,20年模擬結(jié)果表明(圖7):(1)對于不存在砂體疊置(砂體連通性較好)的直井基礎(chǔ)模型而言,由于投產(chǎn)初期工作制度差異,定產(chǎn)生產(chǎn)和定壓生產(chǎn)投產(chǎn)初期存在產(chǎn)量的差異,定產(chǎn)方式生產(chǎn)具有更長的穩(wěn)產(chǎn)期,但投產(chǎn)后6年左右兩者基本接近,進入遞減期后定產(chǎn)方式產(chǎn)量略高于定壓生產(chǎn),同時定產(chǎn)生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率仍略低于定壓生產(chǎn);間開方式生產(chǎn)投產(chǎn)7年后進入遞減期,且遞減期內(nèi)較連續(xù)生產(chǎn)具有更高日產(chǎn)量。(2)當砂體存在橫向疊置時,定產(chǎn)生產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期明顯縮短,定產(chǎn)和定壓生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率均較基礎(chǔ)模型明顯增加,遞減期定產(chǎn)生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率略低于定壓生產(chǎn);間開生產(chǎn)明顯較連續(xù)生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率更低,間開生產(chǎn)日產(chǎn)量明顯高于連續(xù)生產(chǎn)。(3)當砂體僅存在縱向疊置時,對于氣井產(chǎn)量基本沒有影響,氣井產(chǎn)量與基礎(chǔ)模型基本相當,重力作用對于無邊底水氣藏影響可不予考慮。(4)當砂體橫向和縱向均存在疊置時,其生產(chǎn)情況與砂體僅存在橫向疊置時基本相當,投產(chǎn)后前3年定壓生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率明顯高于定產(chǎn)生產(chǎn),投產(chǎn)3年之后定壓生產(chǎn)與定產(chǎn)生產(chǎn)日產(chǎn)量基本差異不大;投產(chǎn)后前3年間開生產(chǎn)日產(chǎn)量與連續(xù)工作差異不大,自第3年開始間開生產(chǎn)日產(chǎn)量略微高于連續(xù)生產(chǎn),間開生產(chǎn)日產(chǎn)量遞減情況明顯好于連續(xù)生產(chǎn),冬季具備更好的調(diào)峰作用。砂體存在橫向疊置關(guān)系時直井模型模擬生產(chǎn)曲線與蘇里格氣田實際氣井生產(chǎn)曲線較為接近(圖8),表明實際氣田開發(fā)過程中,砂體存在多期疊置關(guān)系是造成氣井無穩(wěn)產(chǎn)期(穩(wěn)產(chǎn)期較短)的主要因素。
圖7 直井模型模擬日產(chǎn)氣量變化曲線Fig.7 Daily gas production curves of different superposition models for vertical well
圖8 直井模型模擬日產(chǎn)氣量與實際日產(chǎn)氣量對比曲線Fig.8 Comparison between simulated daily gas production and actual daily gas production of vertical well
對于4種水平井模型,基于3種不同工作制度,20年模擬結(jié)果表明(圖9):(1)對于不存在砂體疊置(砂體連通性較好)的水平井基礎(chǔ)模型而言,由于投產(chǎn)初期工作制度差異,定壓生產(chǎn)投產(chǎn)后就進入遞減期,定產(chǎn)生產(chǎn)能保持1年9個月的穩(wěn)產(chǎn),之后進入遞減期,遞減期定產(chǎn)生產(chǎn)日產(chǎn)量略高于定壓生產(chǎn);間開生產(chǎn)2年3個月左右進入遞減期,間開生產(chǎn)日產(chǎn)量明顯高于連續(xù)生產(chǎn)。(2)當砂體存在縱向疊置時,定壓生產(chǎn)遞減率明顯增加,定產(chǎn)生產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期大幅減短,投產(chǎn)5個月后進入遞減期,投產(chǎn)后前2年定產(chǎn)生產(chǎn)產(chǎn)量略高于定壓生產(chǎn),之后兩者相差不大;間開生產(chǎn)較連續(xù)生產(chǎn)遞減率明顯降低,投產(chǎn)后期產(chǎn)量明顯高于連續(xù)生產(chǎn)。(3)當砂體僅存在橫向疊置時,區(qū)別于直井模型,砂體橫向疊置也影響氣井生產(chǎn),砂體橫向疊置呈現(xiàn)與縱向疊置類似特征,定壓生產(chǎn)遞減率高于基礎(chǔ)模型,定產(chǎn)生產(chǎn)7個月后進入遞減期,遞減期定產(chǎn)生產(chǎn)日產(chǎn)量略高于定壓生產(chǎn);間開生產(chǎn)11個月后進入遞減期,間開生產(chǎn)日產(chǎn)量明顯高于連續(xù)生產(chǎn)。(4)當砂體橫向和縱向均存在疊置時,氣井連續(xù)生產(chǎn)時產(chǎn)量遞減率大幅增大,穩(wěn)產(chǎn)期降到1個月以內(nèi),定壓生產(chǎn)日產(chǎn)量略高于定產(chǎn)生產(chǎn);間開生產(chǎn)產(chǎn)量遞減率明顯低于連續(xù)生產(chǎn),受砂體疊置影響,當在砂體邊界存在一定滲透能力差的阻力帶時,應(yīng)采用間開生產(chǎn),關(guān)井期有利于遠離井眼的其他砂體內(nèi)氣體流動到近井砂體內(nèi),使得近井地層壓力升高,降低應(yīng)力敏感傷害,更有利于提高產(chǎn)能??紤]氣田日常生產(chǎn)時,夏季用氣量減少,而冬季因采暖等用氣量增加,對氣井可在夏季進行關(guān)井輪休、冬季連續(xù)生產(chǎn),以發(fā)揮更好的調(diào)峰作用。砂體存在縱橫向疊置關(guān)系時水平井模型模擬生產(chǎn)曲線與蘇里格氣田實際水平氣井生產(chǎn)曲線較為接近(圖10),從模擬角度證明了多期砂體疊置對生產(chǎn)的影響。
圖9 水平井模型模擬日產(chǎn)氣量變化曲線Fig.9 Daily gas production curves of different superposition models for horizontal well
圖10 水平井模型模擬日產(chǎn)氣量與實際日產(chǎn)氣量對比曲線Fig.10 Comparison between simulated daily gas production and actual daily gas production of horizontal well
(1)根據(jù)不同砂體疊置關(guān)系,對直井和水平井設(shè)置不同阻力帶模型,證明了蘇里格氣田蘇14井區(qū)生產(chǎn)動態(tài)穩(wěn)產(chǎn)期較短或不存在穩(wěn)產(chǎn)期,其生產(chǎn)動態(tài)主要受多期砂體疊置邊界滲流阻力變化影響;考慮縱向和橫向砂體疊置關(guān)系模型模擬結(jié)果與生產(chǎn)動態(tài)具有很好的吻合性,認為砂體疊置關(guān)系越復(fù)雜對氣井影響越大。
(2)模擬結(jié)果表明,對類似蘇14井區(qū)這種存在復(fù)雜砂體疊置關(guān)系的致密氣藏更適合采用間開生產(chǎn),夏季關(guān)井可使氣井“修養(yǎng)生息”,使其冬季處于更高產(chǎn)能狀態(tài)生產(chǎn)。