吳雙, 商曉飛, 李蒙, 趙華偉, 廉培慶, 段太忠

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083)

依據(jù)中國天然氣藏分類標準,致密砂巖氣通常指砂巖儲層滲透率低于0.1 mD(不包含裂縫),無自然產(chǎn)能,用常規(guī)手段無法實現(xiàn)工業(yè)性開采的天然氣資源[1]。近年來,中國致密砂巖氣勘探開發(fā)成果豐碩,致密氣資源技術可采量為12×1012～15×1012m3,致密氣產(chǎn)量占到全國天然氣總產(chǎn)量的1/4[2-3]。四川盆地川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組蘊藏豐富的致密砂巖氣資源,其中川西坳陷中段新場構造帶須家河組二段氣藏的探明儲量已超千億立方米,早期試采數(shù)據(jù)顯示無阻流量最高可到151×104m3/d,彰顯出一定開發(fā)潛力[4-5]。劉忠群等[6]研究表明,須家河組二段氣藏低孔低滲的儲層物性導致其儲量動用困難,而斷裂帶的發(fā)育可顯著改善儲層物性,與斷裂伴生的規(guī)模性構造縫是氣井高產(chǎn)的關鍵。李王鵬等[7]研究表明,新場須二段氣藏對產(chǎn)能起貢獻作用的有效裂縫為傾角大于30°的構造裂縫,屬于喜馬拉雅期形成的晚期裂縫,具有較好的開啟度。張世華等[8]研究表明,受中期致密化及晚期構造運動影響,早期形成的水區(qū)或致密化抬升或沿斷裂流動調整,導致須家河組二段氣水分布格局變得更加復雜,無統(tǒng)一的氣水界面,不同部位氣井的產(chǎn)水特征差異較大。隨認識深入,儲層基質品質對開發(fā)的重要性日趨突顯。蔡希源[9]研究表明,深層致密砂巖儲層中發(fā)育的“有效儲滲體”是天然氣富集、高產(chǎn)的關鍵?！坝行B體”的發(fā)育受構造、沉積相和成巖相3種因素控制。Yang等[10]研究表明,須二段儲層品質受沉積微相和韌性巖屑含量影響,水下分流河道沉積微相的儲層物性較好,河口壩微相的儲層物性較差。劉君龍等[11-12]研究表明,新場須二段有利巖石相分布規(guī)律受沉積砂體控制,沉積作用決定了砂體空間展布,是有利巖石相形成的物質基礎;后生成巖流體對有利巖石相的形成起到了差異性改造的作用,在此基礎上建立了新場須二段氣藏的甜點模式和識別標準。Huang等[13]研究表明,新場須二段儲層的主要孔隙類型為殘余粒間孔和粒內溶孔,有效儲層表現(xiàn)為基質孔隙度大于3%,滲透率大于0.03 mD。劉正中等[14]研究表明,裂縫性致密砂巖氣藏內存在由孔隙到裂縫、裂縫到裂縫的多級滲流,基質與基質、基質與裂縫間的啟動壓力大幅度影響開發(fā)效果。對致密砂巖氣藏開發(fā)應適當增大生產(chǎn)壓差,減小井距。曹茜等[15]研究表明,裂縫性致密砂巖氣藏的滲透率隨環(huán)境壓力的改變而發(fā)生動態(tài)變化,建議氣田在衰竭式開采過程中,可以通過早期注水等方式維持內壓在較高水平,控制有效應力的增加速度,以獲得較大氣體滲透率,保持氣井高產(chǎn)。

雖然各專業(yè)領域學者針對須家河組裂縫性致密砂巖氣藏的開發(fā)地質特征及動態(tài)滲流規(guī)律開展了諸多研究,但對地質模式制約下的剩余氣分布規(guī)律鮮有刻畫揭示,理論認識與開發(fā)規(guī)律之間存在脫節(jié),開發(fā)方案制定缺乏充分依據(jù)。為此,在剖析須家河組氣藏產(chǎn)能主控因素的基礎上,現(xiàn)形成一套適于裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術流程,實現(xiàn)剩余氣分布預測及定量描述,揭示剩余氣分布規(guī)律,查明布井潛力區(qū)篩選的必要地質條件,進而論證布井優(yōu)化原則,研究認識可直接用于開發(fā)決策。

1 區(qū)域地質概況

圖1 研究區(qū)構造位置Fig.1 Tectonic position of the study area

新場地區(qū)須二段地層主體為三角洲前緣沉積,水下分流河道是分布最廣的沉積砂體類型,是該區(qū)主力儲集體。新場須二氣藏雖然不同部位儲層品質存在差異,但整體屬于低孔低滲致密砂巖儲層,孔隙度平均3.8%,滲透率普遍低于0.1 mD。巖性以淺灰色巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖夾黑色泥巖為主[10-13]。同時,儲層中還不同程度發(fā)育裂縫,按成因分為兩種類型:與斷裂相關的構造縫多呈高角度,主要控制初產(chǎn)氣量,與巖性相關的層理縫多呈低角度,主要影響穩(wěn)產(chǎn)能力[6,11-13,16]。

新場地區(qū)須二氣藏已提交探明儲量1 250.44×108m3[4],然而儲量動用率很低,僅5%。須二氣藏原始水層主要分布于南北兩側構造低部位,開發(fā)過程中地層水沿裂縫發(fā)育帶不均勻推進,導致氣井不同程度產(chǎn)水。由于開發(fā)早期裂縫供氣作用顯著,氣井初產(chǎn)通常較高,初產(chǎn)階段的產(chǎn)能水平能夠一定程度反映生產(chǎn)潛力大小。綜合整體生產(chǎn)周期,將投產(chǎn)前三年確定為初產(chǎn)階段,依據(jù)初產(chǎn)階段的日均產(chǎn)氣量高低,將日均產(chǎn)氣量高于10×104m3/d的井定義為高產(chǎn)高效井,介于4×104～10×104m3/d的井定義為中產(chǎn)有效井,低于4×104m3/d的井定義為低產(chǎn)低效井。研究區(qū)高產(chǎn)高效井僅占10%,中產(chǎn)有效井占50%,低產(chǎn)低效井占40%,整體開發(fā)情況不理想。

2 產(chǎn)能主控因素

新場地區(qū)須二段氣藏不同氣井之間,生產(chǎn)動態(tài)及產(chǎn)能具有顯著差異。由于氣藏儲層非均質性較強,不同位置氣井受不同的地質因素主控產(chǎn)能。通過對不同產(chǎn)氣井的典型特征進行總結,發(fā)現(xiàn)產(chǎn)氣能力主要受構造裂縫和基質砂體巖性這兩類地質因素影響。

2.1 構造裂縫

須二段早期主要表現(xiàn)為巖性-構造氣藏,中后期經(jīng)歷整體致密化,晚期進一步受構造運動影響,同時疊加多期次的斷裂,引發(fā)儲層中產(chǎn)生一系列構造裂縫(呈高角度縫)[17]。構造裂縫類型多樣,其主要受斷裂控制,發(fā)育強度與距離斷層遠近有關;在一定程度上,構造裂縫也受褶皺控制,背斜部位由于應力拉張作用,相比向斜部位更容易發(fā)育裂縫。裂縫對致密低滲儲層起到改善作用,裂縫帶發(fā)育區(qū)可以保障一定范圍內的儲層流體流動,也是氣井高產(chǎn)的關鍵。

地球物理Fault likelihood屬性能夠反映斷裂裂縫發(fā)育趨勢及強度[18-19]。新場地區(qū)西部的裂縫發(fā)育程度有限,中東部在斷裂帶附近的高裂縫密度區(qū),氣井開發(fā)效果較好,遠離斷裂帶的低裂縫密度區(qū),氣井產(chǎn)能較低(圖2)。這類由斷裂引起的高角度構造縫對改善基質滲透率十分關鍵,如果構造縫欠發(fā)育,即便是儲層基質物性較好,也難以獲得穩(wěn)定的經(jīng)濟產(chǎn)氣量。例如X10-2井為一口打在構造縫欠發(fā)育但基質物性好區(qū)域的開發(fā)評價井,采取分層壓裂合層開采,開發(fā)僅2個月,產(chǎn)氣量便由6×104m3/d迅速降至1×104m3/d,穩(wěn)產(chǎn)能力差。

圖2 不同裂縫密度區(qū)氣井產(chǎn)能分布Fig.2 Well production distribution at different fracture density areas

2.2 基質砂體巖性

新場地區(qū)須二段砂體在平面上連片展布,縱向上疊置發(fā)育,儲層普遍含氣,然而對儲量及產(chǎn)量起主要貢獻作用的是致密化背景下具有一定孔滲性的相對優(yōu)質砂體(即“甜點”)。須二段儲層有利巖石相分兩類,一類是發(fā)育水平層理縫(呈低角度縫)的千層餅、平行層理中粗砂巖,主要發(fā)育在中亞段;另一類是不發(fā)育水平層理縫的塊狀層理、斜層理中砂巖,在上亞段居多[11-12]。

GR表示自然伽馬;RD表示深側向電阻率

3 氣藏數(shù)值模擬

通過氣藏數(shù)值模擬,能夠在全面繼承地質認識和地質模型的基礎上,將靜態(tài)儲層物性與流體屬性、生產(chǎn)動態(tài)相融合,形成動態(tài)數(shù)值模型,對氣藏內部氣水流動規(guī)律進行直觀、定量表征刻畫,進而揭示開發(fā)機理,明確剩余氣儲量分布情況,指導開發(fā)調整方案的制定。

3.1 數(shù)值模擬思路

對于新場地區(qū)須家河組裂縫性致密砂巖氣藏,數(shù)值模擬的難點主要在于儲層非均質性較強,由此導致模型網(wǎng)格數(shù)量龐大、計算速度慢、收斂性差,對整個新場地區(qū)統(tǒng)一模擬存在較大難度。因此,基于研究區(qū)產(chǎn)能主控因素認識,考慮各類儲層參數(shù)和裂縫發(fā)育情況在平面及垂向上的差異,合理劃分流動單元,形成一套更適合裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術流程。

3.1.1 分井區(qū)根據(jù)構造起伏、斷裂展布及開發(fā)動態(tài)合理劃分井區(qū)邊界,同一井區(qū)應處于一致的構造演化背景及斷裂裂縫系統(tǒng)中。通過劃分若干井區(qū)模擬來削減參與計算的網(wǎng)格數(shù)量,降低儲層非均質性影響,提高模型運算效率。研究區(qū)劃分成新2井區(qū)、聯(lián)150井區(qū)、新場6井區(qū),各自獨立開展數(shù)值模擬(圖4)。

圖4 數(shù)值模型分區(qū)情況Fig.4 Well block division of numerical simulation model

3.1.2 分砂組

新場地區(qū)須二氣藏不具有連續(xù)統(tǒng)一的氣水界面,同一井區(qū)內垂向上各砂組的氣水界面不一致,不同井區(qū)間同一套砂組的氣水界面也不一致(表1)?？梢娚敖M之間的連通性較差,因此在砂組分界處設置有效隔層,保證模型初始化平衡。

表1 不同井區(qū)各砂組的氣水界面深度

3.1.3 分介質

考慮到斷裂產(chǎn)生的構造縫在須二段儲層中廣泛發(fā)育,起到?jīng)Q定性氣水導流作用,故構建雙重介質模型,區(qū)分出裂縫系統(tǒng)和基質系統(tǒng),裂縫系統(tǒng)用來表征斷裂構造縫屬性的空間分布[30],基質系統(tǒng)用來表征儲層基質砂體的物性變化,通過竄流系數(shù)控制基質系統(tǒng)向裂縫系統(tǒng)供氣的難易程度。須二段儲層的裂縫系統(tǒng)孔滲數(shù)值在斷裂帶附近較高,裂縫孔隙度介于0.04%～0.15%,裂縫滲透率介于6～18 mD;基質系統(tǒng)孔滲數(shù)值受控于儲層巖石類型,基質孔隙度下限3%,主要介于4%～5%,基質滲透率介于0.05～0.1 mD。

3.1.4 分巖性

根據(jù)砂巖粒度巖性分類,對基質系統(tǒng)做進一步分區(qū),劃分為粗砂巖區(qū)、中砂巖區(qū)、細砂巖區(qū)和泥巖區(qū)。由于泥巖區(qū)物性差,對產(chǎn)量貢獻很小,設置其為無效網(wǎng)格以提高計算速度?；|系統(tǒng)不同巖性區(qū)的氣水滲流特征存在差異,裂縫系統(tǒng)的氣水流動能力更為顯著,根據(jù)實驗數(shù)據(jù)賦予不同形態(tài)的相滲曲線,來反映流體流動行為差異(圖5)。

圖5 氣水相滲曲線Fig.5 Relative permeability curves of gas and water

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

基于“分井區(qū)、分砂組、分介質、分巖性”建立的初始化數(shù)值模型開展生產(chǎn)歷史擬合,采用定氣水總量的控制方式,擬合指標包括區(qū)域地層平均壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量。擬合過程中,綜合考慮儲層發(fā)育特性及生產(chǎn)動態(tài)變化,在合理數(shù)值范圍內對不確定性較強的地質參數(shù)開展調試,包括裂縫滲透率、相滲曲線、氣水界面、水體能量、竄流系數(shù)、表皮系數(shù)等參數(shù),以達到較好擬合效果。

對于強非均質裂縫性致密砂巖氣藏,確保地層壓力和產(chǎn)氣量的擬合精度是數(shù)值模擬的關鍵,因為這兩個指標分別代表了能量和物質基礎,是氣藏開發(fā)的必要前提條件。3個井區(qū)的模擬地層壓力與試氣解釋地層壓力變化趨勢較一致,擬合良好;模擬產(chǎn)氣量與實際觀測數(shù)據(jù)擬合較好,結束時刻的累產(chǎn)氣量和日產(chǎn)氣量擬合誤差控制在10%以內;模擬產(chǎn)水量相比實際觀測數(shù)據(jù)有一定偏差,但產(chǎn)水變化趨勢與實際相符,基本能夠反映儲層氣水流動規(guī)律,具體如圖6和表2所示。

表2 結束時刻擬合指標對比表

圖6 分井區(qū)指標擬合情況Fig.6 History matching results of each well block

以上裂縫性致密砂巖氣藏數(shù)值模擬技術流程,綜合考慮了新場地區(qū)須二氣藏具有裂縫-基質雙重介質的儲層非均質特征,通過分井區(qū)、分砂組、分介質、分巖性,精細劃分出各類流動單元,保證了生產(chǎn)歷史擬合結果滿足一定精度要求,實現(xiàn)了更高效的氣藏數(shù)值模擬,也對同類型油氣藏的開發(fā)提供參考借鑒價值。

4 探索與討論

4.1 剩余氣分布規(guī)律

基于雙重介質數(shù)值模型,可以分別得到基質系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的剩余氣分布規(guī)律和儲量動用情況(圖7),為選區(qū)布井提供指導。新場地區(qū)須二氣藏經(jīng)歷了近20年的開發(fā)生產(chǎn),剩余氣分布規(guī)律呈現(xiàn)3個典型特征。

圖7 須二氣藏砂組剩余氣分布Fig.7 Residual gas distribution of sand group of Xu 2 member

(1)基質砂巖提供了主要儲氣空間。新場地區(qū)砂體整體連片發(fā)育,在構造起伏的約束下,中部構造高部位普遍含氣,邊水主要分布在南北兩翼構造低部位。同時,剩余氣分布受基質砂體巖性控制。在新2井區(qū)X10-1H井和X301井連線以北區(qū)域、新場6井區(qū)XC6井一帶,基質砂巖物性好,巖性以粗砂、中砂巖為主,剩余氣豐度均超過5×108m3/km2,最高可達6.5×108m3/km2;在聯(lián)150井區(qū)X202井和L150井連線以南區(qū)域、新場6井區(qū)F5斷裂帶周圍,巖石類型多為中砂、細砂巖,剩余氣豐度平均為2×108m3/km2。

(2)斷裂裂縫中的剩余氣量很小。由于斷裂帶周圍的構造縫網(wǎng)發(fā)育密集,有限的剩余氣主要集中在幾條大斷裂附近,分布形態(tài)多呈南北向長條狀,與斷層走向一致。豐度介于0.06×108～0.22×108m3/km2。

(3)井網(wǎng)控制程度對剩余氣分布產(chǎn)生影響。新2井區(qū)F1斷裂帶上的井網(wǎng)控制程度較高,是新場地區(qū)的主力高產(chǎn)區(qū)域,當前基質砂巖和斷裂裂縫均表現(xiàn)出低剩余氣豐度特征;基質含氣豐度由開發(fā)初期的2×108～3×108m3/km2降至0.9×108～1.6×108m3/km2;裂縫含氣豐度初期主要介于0.1×108～0.3×108m3/km2,在開發(fā)過程中大斷裂溝通了背斜南北兩翼邊水,導致區(qū)域嚴重水淹,剩余氣豐度接近為0。除F1斷裂帶以外的其他位置,由于井控程度較低,剩余氣分布規(guī)律主要受基質巖性分布和斷裂裂縫發(fā)育的影響。

在剩余氣分布規(guī)律的指導下,可以明確在遠離邊水的構造高部位、基質砂體連片展布、斷裂裂縫發(fā)育程度高、剩余氣豐度高于2×108m3/km2的位置是新場地區(qū)須二氣藏的布井潛力區(qū)。

4.2 布井優(yōu)化論證

新場地區(qū)須二氣藏當前采出程度低,有進一步加密布井的需求。裂縫性致密氣藏的加密布井要根據(jù)剩余氣分布特征、裂縫發(fā)育程度(主要為斷裂構造縫)、區(qū)域泄壓范圍等因素綜合確定。

表3 布井方案描述

圖8 F5斷裂帶開發(fā)現(xiàn)狀Fig.8 Current development status of F5 fracture zone

如表4所示,在無新井干擾情況下,X601井單位地層壓降產(chǎn)量為0.29×108m3/MPa;部署新井后,新老井同時消耗地層能量,X601井單位地層壓降產(chǎn)量為0.12×108～0.15×108m3/MPa。在同一方位,隨井距增大,X601井單位地層壓降產(chǎn)量呈增大趨勢變化,表明井距越大,X601井受新井干擾程度越小。相同井距條件下,北側布井方案中的單位地層壓降產(chǎn)量高于南側布井方案,對老井X601井是如此,對新井亦是如此,這說明北側儲層的連通性相對較弱,在X601井北側布井,會使得老井和新井的相互干擾程度更小。同時,北側布井方案的新老井單位地層壓降產(chǎn)量之和明顯高于南側布井方案,說明北側部署新井更有利于地層能量的利用。此外,N1500方案中,新老井單位地層壓降產(chǎn)量之和已經(jīng)超過了無新井干擾情況下的X601井單位地層壓降產(chǎn)量,表明地層能量利用率達到最高。綜上優(yōu)化論證,圍繞X601井,合理的加密布井位置應選在該井北側沿主斷裂方向1 500 m以上的區(qū)域。

表4 不同布井方案的單位地層壓降產(chǎn)量

5 結論

(1)新場地區(qū)須二氣藏為裂縫性致密砂巖氣藏,儲量動用程度低,整體開發(fā)效果不理想,氣井產(chǎn)能差異大,主要受到兩類地質因素影響,即構造裂縫和基質砂體巖性。

(2)針對須二氣藏具有裂縫-基質雙重介質的儲層非均質特征,通過分井區(qū)、分砂組、分介質、分巖性合理分割流動單元,形成一套更適合裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術流程,保證了地層壓力和產(chǎn)氣量指標擬合誤差小于10%,模擬效率和精度基本滿足開發(fā)需求。

(3)須二氣藏剩余氣在構造高部位連片富集;基質砂體巖性差異引起了剩余氣豐度差異;斷裂裂縫中的剩余氣量有限,分布形態(tài)與斷裂帶走向一致;井網(wǎng)控制程度也對剩余氣分布產(chǎn)生影響。因此,在遠離邊水的構造高部位、基質砂體連片展布、斷裂裂縫發(fā)育程度高、剩余氣相對富集(豐度高于2×108m3/km2)的位置是布井潛力區(qū),并進一步按照單井受干擾程度小且地層能量利用率高的原則,確定合理布井方位和開發(fā)井距。