孫華超

（中國(guó)石化華北油氣分公司，河南 鄭州 450006）

0 引言

水平井結(jié)合水力壓裂是提高致密氣藏開發(fā)效果的有效方式［1-6］，國(guó)內(nèi)典型致密砂巖氣藏有鄂爾多斯盆地的蘇里格氣田、大牛地氣田的二疊系石盒子組與山西組氣藏，四川盆地川西地區(qū)的新場(chǎng)氣田等。這些氣田（氣藏）的沉積類型以辮狀河、三角洲分流河道等陸地河流相為主，主力氣層砂巖透鏡體呈多層疊置的特征，一般采用不規(guī)則的直井面積井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)［6-9］。與上述致密砂巖氣藏相比，大牛地氣田太原組氣藏屬于海陸過渡相障壁島沉積致密砂巖氣藏，砂體連續(xù)發(fā)育，但由于受高頻次海進(jìn)—海退影響，隔夾層普遍發(fā)育，2012-2014年采用水平井規(guī)模建產(chǎn)，投產(chǎn)水平井72口，經(jīng)過10余年的水平井整體開發(fā)，剩余氣呈碎片化，針對(duì)性挖潛對(duì)策研究較少［10-15］，制定加密調(diào)整技術(shù)對(duì)策的難度大。針對(duì)該類障壁砂壩致密砂巖氣藏剩余氣的地質(zhì)特點(diǎn)和挖潛難點(diǎn)，有必要開展剩余氣分類優(yōu)選評(píng)價(jià)、加密技術(shù)對(duì)策優(yōu)化及合理配產(chǎn)等研究，形成差異化加密挖潛對(duì)策，以期提高障壁砂壩致密砂巖氣藏剩余氣的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。

1 氣藏概況

大牛地氣田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中段，太原組巖性主要為深灰色、黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖、煤層與灰白色中—粗砂巖互層，局部夾石灰?guī)r透鏡體，分為太1段、太2段，其中太2段為氣田的主力開發(fā)氣藏之一，埋深介于2 600～2 800 m，原始地層壓力介于23.5～25.2 MPa。

1.1 地質(zhì)特征

大牛地氣田太原組太2段氣藏為海陸過渡相障壁島沉積，有利微相為障壁砂壩，寬度介于2 000～3 000 m，氣層呈塊狀連續(xù)分布（圖1）。受頻繁海進(jìn)海退影響，內(nèi)部普遍發(fā)育以泥巖、煤線為主的隔夾層，垂厚介于0.02～2.50 m，長(zhǎng)度介于1～100 m。障壁砂壩的主體部位發(fā)育箱形含礫粗粒巖屑石英砂巖相，砂壩側(cè)翼則以漏斗形中—細(xì)粒砂巖相、箱狀—漏斗形中粗粒石英砂巖相、指狀中—細(xì)砂巖相為主。根據(jù)巖相、測(cè)井相差異，將障壁砂壩進(jìn)一步細(xì)分為迎水面障壁灘、砂壩主體部位（沙丘）、背水面障壁坪3種構(gòu)型單元：①迎水面障壁灘在砂壩側(cè)翼面向海洋一側(cè)，水動(dòng)力相對(duì)較強(qiáng)，經(jīng)海水反復(fù)淘洗且淘洗充分，以灰白色粗砂巖或含礫粗砂巖為主，自然伽馬曲線表現(xiàn)為光滑箱形或齒化箱形等曲線形態(tài)，物性好；②沙丘位于迎水沙灘與潮坪沙灘之間，厚度較大，主要為淺灰色粗砂巖或中砂巖，自然伽馬曲線表現(xiàn)為齒化箱形或鐘形等曲線形態(tài)，物性相對(duì)較好，發(fā)育2～3套泥巖夾層；③潮坪沙灘在砂壩側(cè)翼背向海洋一側(cè)發(fā)育深灰色細(xì)—粉砂巖，發(fā)育脈狀層理、波狀潮汐層理、砂紋層理等沉積構(gòu)造，含有植物化石及炭屑，局部發(fā)育泥灰?guī)r，自然伽馬曲線表現(xiàn)為鐘形或指形等曲線形態(tài)，物性差（表1）。厚度大的沙丘和水動(dòng)力更強(qiáng)的障壁灘是有利的沉積部位。

圖1 大牛地氣田太2段氣藏障壁砂壩砂體厚度分布圖

1.2 開發(fā)特征

太2段氣藏采用水平井整體動(dòng)用，基礎(chǔ)井網(wǎng)井距介于600～1 400 m，由于非均質(zhì)性較強(qiáng)，砂壩不同部位氣井的產(chǎn)能差異大，氣井產(chǎn)量及動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量差異大。72口水平井的試氣天然氣無阻流量介于（1.0～20.0）×104m3／d，平均值為7.6×104m3／d，初期日產(chǎn)氣量介于（0.6～6.0）×104m3，穩(wěn)產(chǎn)期為1.0～2.0 a，平均穩(wěn)產(chǎn)期為1.3 a，產(chǎn)氣遞減階段初期年遞減率為31.9%，中后期遞減速度逐年減緩，由16.5%降低到6.9%。水氣比介于0.41～6.12 m3／104m3，平均為1.45 m3／104m3（圖2）。單井動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量為（0.2～1.8）×108m3，平均為0.6×108m3，采收率較低，為33.6%，需要開展剩余氣評(píng)價(jià)與挖潛，提高氣藏開發(fā)效果。

圖2 障壁砂壩氣藏綜合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)圖

2 剩余氣分類及評(píng)價(jià)

受剩余儲(chǔ)量連續(xù)分布形態(tài)、目前地層壓力、儲(chǔ)量規(guī)模、物性、含氣性等因素影響，研究區(qū)剩余氣類型多樣。綜合分布區(qū)域、分布特征與鄰井距離、儲(chǔ)層厚度、地層壓力等因素，建立相應(yīng)的剩余氣劃分標(biāo)準(zhǔn)（表2）。

表2 大牛地氣田障壁砂壩氣藏剩余氣分類表

1）Ⅰ-A類剩余氣以分布于沙丘中部為主，儲(chǔ)層厚度大，基礎(chǔ)井網(wǎng)水平井產(chǎn)能高，平均初期穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為3.8×104m3，生產(chǎn)效果好，動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量為（1.2～1.8）×108m3，但由于基礎(chǔ)井網(wǎng)井距偏大，達(dá)1 200～1 400 m，水平段之間儲(chǔ)量動(dòng)用不充分形成寬矩形狀的剩余氣富集區(qū)，連續(xù)分布面積介于0.7～1.2 km2，目前平均地層壓力大于20 MPa，與原始地層壓力23.5 MPa相比，下降幅度在15%以內(nèi)。

2）Ⅰ-B類剩余氣分布于障壁灘，儲(chǔ)層厚度較大，物性及含氣性好，基礎(chǔ)井網(wǎng)水平井產(chǎn)能較高，平均初期穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為3.3×104m3，生產(chǎn)效果較好，動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量為（1.0～1.5）×108m3，基礎(chǔ)井網(wǎng)井距介于600～1 200 m，適應(yīng)性較好，水平段之間儲(chǔ)量動(dòng)用不充分形成條帶狀剩余氣富集區(qū)，連續(xù)分布面積介于0.4～0.8 km2，目前平均地層壓力為18 MPa，與原始地層壓力23.5 MPa相比，下降幅度為25%。

3）Ⅱ-A與Ⅱ-B類剩余氣零散分布于基礎(chǔ)井網(wǎng)的靶點(diǎn)區(qū)，由于基礎(chǔ)井網(wǎng)水平井壓裂縫方向?yàn)樾箟褐鞣较?，在相鄰靶點(diǎn)之間形成了剩余氣富集區(qū)。Ⅱ-A類剩余氣是呈近圓狀分布于基礎(chǔ)井網(wǎng)相鄰水平井的趾端靶點(diǎn)之間，剩余氣連續(xù)分布規(guī)模在0.4～0.7 km2，壓降幅度較小，地層壓力下降幅度在5%以內(nèi)，平均地層壓力大于22 MPa。Ⅱ-B類剩余氣是呈土豆?fàn)罘植加诨A(chǔ)井網(wǎng)相鄰水平井的跟端靶點(diǎn)之間，剩余氣連續(xù)分布規(guī)模在0.1～0.4 km2，平均地層壓力為20 MPa。

4）Ⅲ-A與Ⅲ-B類剩余氣呈連片分布于砂壩兩翼的基礎(chǔ)井網(wǎng)未控區(qū)。Ⅲ-A類剩余氣分布于背水面的障壁坪，儲(chǔ)層厚度雖然較大，但物性及含氣性差，前期試采水平井產(chǎn)能低，剩余儲(chǔ)量動(dòng)用難度較大形成了剩余氣富集區(qū)，基本為原始地層壓力。Ⅲ-B類剩余氣分布于迎水面的障壁灘，與Ⅲ-A類剩余氣相比，該類剩余氣儲(chǔ)層物性及含氣性好，但實(shí)鉆砂體厚度變化快，尖滅風(fēng)險(xiǎn)大，儲(chǔ)層整體偏薄，基礎(chǔ)井網(wǎng)難以控制形成剩余氣，地層壓力也近似為原始地層壓力。

3 挖潛對(duì)策及應(yīng)用效果

2018年以來，氣藏進(jìn)入加密調(diào)整挖潛階段，基于不同類型剩余氣的分布特征，通過制定差異化的挖潛技術(shù)政策，改善氣藏開發(fā)效果，提高氣藏采收率。

3.1 挖潛對(duì)策

通過經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，在滿足8%內(nèi)部收益率的情況下，加密水平井的經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)量為3 100×104m3，加密直井的經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)量為1 270×104m3，加密水平井的井控儲(chǔ)量下限為0.8×108m3，加密直井的井控儲(chǔ)量下限為0.3×108m3。針對(duì)6類剩余氣特征，制定以下挖潛對(duì)策：Ⅰ-A類剩余氣采用加密水平井挖潛，加密后與基礎(chǔ)井網(wǎng)的井距介于550～650 m，加密水平井的井控儲(chǔ)量在1.2×108m3以上，合理配產(chǎn)（3.0～4.0）×104m3／d。靶點(diǎn)區(qū)Ⅱ-A類剩余氣分布規(guī)模不滿足加密水平井要求的區(qū)域，采用加密直井動(dòng)用，加密后與基礎(chǔ)井網(wǎng)靶點(diǎn)距離300～400 m，滿足加密直井的井控儲(chǔ)量介于（0.5～0.7）×108m3，合理配產(chǎn)（1.0～2.5）×104m3／d。靶點(diǎn)區(qū)Ⅱ-B類剩余氣分布規(guī)模較小，在局部滿足直井的井控儲(chǔ)量下限區(qū)域采用加密直井動(dòng)用。Ⅲ-A類剩余氣儲(chǔ)層物性及含氣性差，產(chǎn)能低，暫不具備整體加密調(diào)整的效益，需要加強(qiáng)工程配套技術(shù)攻關(guān)，可以在局部開展多簇密切割壓裂試驗(yàn)，提高低品位剩余氣的動(dòng)用效益。Ⅲ-B類剩余氣儲(chǔ)層物性較好，通過加強(qiáng)井震聯(lián)合約束儲(chǔ)層預(yù)測(cè)，在局部可實(shí)施調(diào)整水平井，由于儲(chǔ)層厚度較薄，需要采用較大井距1 000～1 200 m，保障調(diào)整井的井控儲(chǔ)量在經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量0.8×108m3以上，合理配產(chǎn)（2.0～3.0）×104m3／d。

3.2 應(yīng)用效果

截至目前，大牛地氣田太2段氣藏累計(jì)實(shí)施加密調(diào)整井20口，平均生產(chǎn)天數(shù)為436 d，累計(jì)增產(chǎn)氣量達(dá)1.49×108m3，預(yù)計(jì)增加天然氣可采儲(chǔ)量13.0×108m3，氣藏采收率提高8.3%，達(dá)到41.9%。其中Ⅰ-A類剩余氣實(shí)施加密水平井10口，初期穩(wěn)定日產(chǎn)氣量介于（2.7～5.0）×104m3，平均為3.4×104m3；Ⅱ-A類剩余氣實(shí)施加密直井5口，初期穩(wěn)定日產(chǎn)氣量介于（0.9～2.0）×104m3，平均為1.5×104m3；Ⅲ-B類剩余氣實(shí)施調(diào)整水平井5口，初期穩(wěn)定日產(chǎn)氣量介于（1.1～4.0）×104m3，平均為2.7×104m3，大牛地氣田水平井區(qū)加密井生產(chǎn)效果如表3所示。

表3 大牛地氣田水平井區(qū)加密井生產(chǎn)效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

1）大牛地氣田太原組太2段氣藏為海陸過渡相障壁島沉積，有利微相為障壁砂壩，寬度為2 000～3 000 m，氣層呈塊狀連續(xù)分布，將障壁砂壩進(jìn)一步細(xì)分為迎水面障壁灘、砂壩主體部位沙丘、背水面障壁坪3種構(gòu)型單元。

2）障壁砂壩儲(chǔ)層剩余氣分布類型多樣，綜合剩余氣分布區(qū)域、分布特征與鄰井距離、儲(chǔ)層厚度、地層壓力等因素，將剩余氣劃分為6種類型，評(píng)價(jià)優(yōu)選出Ⅰ-A、Ⅱ-A、Ⅲ-B類剩余氣可實(shí)現(xiàn)效益挖潛。針對(duì)3類可效益挖潛的剩余氣，制定了加密井型、合理加密井距、合理配產(chǎn)等加密調(diào)整技術(shù)，形成了障壁砂壩儲(chǔ)層剩余氣差異化加密調(diào)整技術(shù)對(duì)策。

3）通過加密調(diào)整，15口加密水平井平均日產(chǎn)氣量為3.2×104m3，5口加密直井平均日產(chǎn)氣量為1.5×104m3，預(yù)計(jì)增加天然氣可采儲(chǔ)量13.0×108m3，氣藏采收率提高8.3%，達(dá)到41.9%，實(shí)施效果良好。