致密砂巖氣藏產能評價和井網井距研究

焦廷奎 ，孫素芳 ，史嬋媛 ，王 曄

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021）

致密砂巖氣藏產能評價和井網井距研究

焦廷奎1，2，孫素芳1，2，史嬋媛1，2，王 曄1，2

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021）

米脂氣田上古發育多套含氣層，整體屬于致密儲層，在米脂氣田現有地質認識基礎上，重點對生產動態、氣井產能、井網井距開展初步論證，并與鄰近類似的神木氣田進行對比研究，深化氣藏認識。研究成果直接指導近年氣田產能建設，實施效果較好，為盡快大規模開發米脂氣田提供重要理論支撐。

致密氣藏；生產動態；大叢式井組；產能評價；井網井距

米脂氣田位于鄂爾多斯盆地東部，北接神木氣田，南鄰子洲氣田，探明地質儲量近400×108m3，層位為下石盒子組盒8、盒7、盒6。米脂氣田勘探始于1985年，屬于典型的低孔、低滲、非均質性強氣田。2006年米脂氣田進入產能建設實施階段，完鉆開發井17口。此后每年完鉆2～3口開發井，由于儲層致密、產能低，氣田未得到大規模開發[1-5]。

為了使致密砂巖氣藏得到有效開發，有必要加強對氣井動態、氣井產能、井網井距的深化研究，為氣田盡快開發及相關科研工作奠定基礎[6，7]。

1 氣田基本地質特征

1.1 沉積特點

山2沉積期間，米脂氣田為三角洲平原～三角洲前緣亞相，存在支自北而南的辮狀河分流河道。單支分流河道間基本被泛濫平原所分隔，獨立分布；南部井區兩支分流河道交匯，形成相對較大面積的分流河道微相。復合疊置的河道在米脂氣田含氣面積內分布相對局限，主要分布在米脂氣田中部河道交匯處。

下石盒子組在盆地東部主要為河流～三角洲相沉積，米脂氣田處于三角洲平原～三角洲前緣環境，盒8段砂體受分流河道亞相控制，主砂體呈南北向帶狀分布，東西寬4 km～10 km，南北長達100 km，復合砂體厚度一般15 m～30 m。單砂體主要為點砂壩及心灘砂，橫斷面呈底凸頂平的透鏡狀、板狀，二元結構清楚，厚3 m～10 m。受網狀水系中沉降速率和沉積速率的影響，在河道交匯處，沉積物快速堆積造成砂體厚度局部明顯增厚。

盒7段為干旱氣候下的湖泊三角洲沉積，在魚1～鎮川5～榆5井一線的北東面以三角洲平原亞相為主，其西南面則主要發育三角洲前緣沉積。與該區盒8段相比，三角洲平原的分布范圍縮小，砂體變窄變薄。

盒6段三角洲平原分布范圍進一步縮小，三角洲前緣規模擴大，發育朵狀砂體。在麒2～麒參1、榆10～鎮川3、鎮川8～洲5井、鎮川11～鋪2井等區帶最為發育，復合砂體寬4 km～8 km，厚度5 m～15 m。

1.2 砂體展布

太原儲層北部連片發育，相對南部更發育；山2段砂體發育南北向及北西-南東向，有效砂體局部發育；盒8段砂體整體厚度較大（5 m～30 m），有效砂體發育，但平面非均質性強。

1.3 儲層物性特征

山2砂巖主要巖石類型為石英砂巖及巖屑石英砂巖，巖性明顯不如相鄰的子洲氣田，孔隙度主要分布在2%～8%，滲透率主要分布在0.01 mD～0.5 mD。盒8砂巖主要巖石類型為巖屑石英砂巖及巖屑砂巖，孔隙度主要分布在4%～6%，滲透率主要分布在0.01 mD～0.4 mD，表現出低孔、低滲特征。

2 氣田生產動態

米脂氣田2007年8月投產，截至目前投產氣井16口，投產井主要是2006年完鉆開發井，生產過程中大部分井為間歇生產，目前平均套壓9.0 MPa，單井產量在0.5×104m3/d左右，氣田累計產氣1.6×108m3。

2.1 試氣

采用一點法試氣求產。完試井68口，試氣無阻流量在 0.22×104m3/d～23.84×104m3/d，平均無阻流量 4.63×104m3/d，最高23.84×104m3/d。其中10口針對太原試氣，平均無阻流量2.46×104m3/d。26口針對山2試氣，平均無阻流量3.25×104m3/d。25口針對盒8試氣，平均無阻流量2.66×104m3/d。顯示出多層含氣特征（見圖1）。

圖1 試氣結果統計圖

參考神木東側氣井分類評價標準，結合米脂氣田的儲層物性和氣井生產動態，對米脂氣田氣井分類。68口試氣井Ⅰ+Ⅱ類井比例69%（見表1）。

表1 分類標準及分類結果

試氣結果表明米脂氣田整體產能較低，但個別井產能較好。同時區域試氣效果差異大，也表明米脂氣田儲層物性平面分布非均質性強。

2.2 試采

本區域進行過1口井試采。米X1井層位為太原、盒8、盒7，合試無阻流量8.2×104m3/d。2015年10月開始單點法試采，原始地層壓力24.7 MPa，開井前套壓20.88 MPa，以 2.0×104m3/d 連續生產 46 d，試采期間累產氣 91.6×104m3，累產水 53.7 m3，水氣比 0.58 m3/104m3。預計該井合理配產初步1.0×104m3/d（見圖2）。

該井壓恢測試45 d，測試過程中壓力從9.0 MPa恢復至19.1 MPa，壓力恢復程度78%，由于急于投產、時間較緊原因結束壓恢階段，測試后期平均壓力恢復速率為0.031 2 MPa/d，壓力恢復沒有達到穩定狀態。試井模型采用平行邊界均值模型，結果顯示該井位于狹長的河道中，河道寬度約為90 m，導致該井控制儲量低，穩產能力差；該井對應儲層物性差，解釋滲透率為0.011 6 mD，為超低滲透氣藏，表明均屬特低滲氣藏，需要經過壓裂或酸化等措施才能獲得工業氣流。

圖2 米X1井試采曲線

2.3 動儲量評價

針對米脂氣田已投產井生產情況，主要采用壓降法、產量不穩定法，對米脂氣田的生產井進行動儲量計算，結果 0.05×108m3～0.83×108m3，單井平均動儲量0.31×108m3（見圖3）。

圖3 生產井動儲量柱狀圖

2.4 氣井合理產量評價

氣井配產水平直接反映了氣井的生產能力和開發潛力。這里主要采用經驗法、采氣指示曲線法、類比法等方法論證氣井合理產量。

2.4.1 經驗法 借鑒蘇里格致密氣藏單井配產標準。其中qAOF≥5×104m3/d的井，可以按試氣無阻流量的1/5～1/4 配產；2×104m3/d≤qAOF＜5×104m3/d 的井，可以按試氣無阻流量的 1/4～1/3 配產；qAOF＜2×104m3/d 的井，可以按試氣無阻流量的1/3～1/2配產。根據此方法確定氣井合理配產為 0.92×104m3/d（見表 2）。

表2 氣井經驗法配產表

2.4.2 采氣指示曲線法 根據地層靜壓、試氣穩定流壓、產量及無阻流量，確定二項式產能方程系數A、B的值；然后依據產能方程，可以計算不同壓差下的產量，繪制采氣指示曲線，確定合理產量。根據此方法確定米X1井合理配產為1.0×104m3/d（見圖4）。

圖4 壓差與產量關系曲線

2.4.3 類比法 選擇儲層特征相近的神木氣田進行類比。通過物性參數、試氣成果等參數對比，本區塊差于神木氣田。根據此方法確定氣井合理配產為0.9×104m3/d（見表3）。

綜合以上3種方法的研究結果，確定米脂氣田單井合理初始配產為0.9×104m3/d。

3 井網井排距確定

3.1 井網

沿砂體展布方向，在砂體發育中心采用非均勻布井，砂體兩側適當布井。應優選儲層發育好、產能盡可能大、各氣層盡量重疊的部位，便于開采后期的層間調整。本區域砂體展布特征表明，有效砂體呈透鏡狀、條帶狀展布，以孤立式和多邊多層式為主，總體具有“縱向發育多層、平面復合連片”特征。根據砂體規模及走向，優選南北向排距大于東西向井距四邊形井網形態。

3.2 井距

井距問題是低滲氣田開發中的關鍵。對于低滲、低豐度的大面積氣層，采用大井距開采，所需井數少，投入少。但井數少，不利于形成較大的產能規模；同時，大井距導致單井控制可采儲量過多，在氣井經濟壽命期內難以基本采出，使采收率降低。因此，合理的井距應兼顧經濟效益和開發效果。本文主要采用經濟極限井網密度法、類比法開展井網井距研究。

3.2.1 經濟極限井網密度法 一口井的總收入為累計采氣量與天然氣價格的乘積，而一口井從鉆井到廢棄時支出的總費用包括：鉆井、場站建設、支氣管線、儲層改造、采氣成本等幾方面。對于一口井來說，其鉆井費用、平均每口井的油建費用與平均年采氣操作費用之和，至少應大于或等于每年的天然氣的銷售額，這就必須有足夠的儲量，即單井控制經濟極限儲量，將它作為一個選擇合理井距的重要經濟指標。

其中：Gp－氣井極限累計采氣量，104m3；Gmin－氣井最小控制儲量，104m3；f－天然氣商品率；P-天然氣價格，元/千立方米；L-單位成本與費用，元/千立方米；L1-各種稅金，元/千立方米；I-單井投資總計，萬元；R-采收率，%。

根據上述經濟指標，經計算可得單井經濟極限累計采氣量為1 289×104m3，采收率取值50%，則氣井最小控制儲量 2 578×104m3，儲量豐度 0.75×108m3/km2，可知該氣田單井經濟極限井距587.3 m。

3.2.2 類比法 經過研究，米脂與相鄰的神木氣田東側具有相似的沉積背景及儲層特征。

南部的子洲氣田山2為優勢儲層，連續性較好。適合直井、水平井開發；米脂與神木氣田東側氣藏發育規模類似，較子洲氣田本部小，連通性較差，適合叢式井組開發。通過氣田砂體規模對比（見表4），同時借鑒神木氣田東側模式，米脂氣田以叢式大井組多層系開發，井排距為800 m×1 000 m。

根據神木氣田（多層系含氣）低成本開發經驗，同時考慮米脂氣田復雜的地貌特征，推薦實施5～6井組。

4 實施效果

研究成果能夠指導現場生產支撐。近年來，在米脂氣田鎮川地區實施叢式大井組開發，先后完鉆3個井組13口開發井，儲層鉆遇及試氣效果好，其中米X1井多層段（盒 6、盒8、山2、太原、本溪）試氣獲得 40.8×104m3/d無阻流量（見圖5、圖6）。

表3 氣田參數對比表

表4 氣田砂體規模對比表

圖5 鎮川區塊開發井鉆遇儲層參數

圖6 鎮川地區與米1井區開發井試氣對比圖

下一步建產區可以考慮在鎮川區塊和北部雙118區塊。兩區域的砂體厚度、孔滲條件均較好。鎮川區塊已完鉆開發井13口，鉆遇砂體和試氣效果較好，建議擴大產建規模；其次是北部雙118區塊，已完鉆探井試氣顯示本溪層產量高，為本溪層局部發育甜點區，可先部署評價井，待實施效果決定下一步開發方向。

［1］張厚福，等.石油地質學［M］.北京：石油工業出版社，1999.

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TE332

A

1673-5285（2017）11-0087-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.021

2017-10-17

焦廷奎，男（1981-），重慶忠縣人，工程師，從事油氣田開發工作，郵箱：jtk_cq@petrochina.com.cn。