強(qiáng)非均質(zhì)致密砂巖氣藏剩余氣分布定量描述與挖潛對策
——以蘇里格氣田蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)為例

中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是中國首個(gè)天然氣探明儲(chǔ)量超萬億立方米的大氣田[1]。蘇11 區(qū)塊位于該氣田的西北部，區(qū)域構(gòu)造屬于伊陜斜坡北部中帶，含氣面積為620 km2，提交天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量為814.47×108m3，其中北部老區(qū)為229.85×108m3。該區(qū)塊針對一套層系采用600 m×1 200 m 的菱形井網(wǎng)進(jìn)行衰竭式開采，并且于2010 年建成10×108m3/a 的天然氣生產(chǎn)能力。截至2020 年8 月15 日，蘇11 區(qū)塊累計(jì)投產(chǎn)氣井563 口，目前開井408 口，該區(qū)塊日產(chǎn)氣量合計(jì)為205.64×104m3，平均單井日產(chǎn)氣量為0.50×104m3，目前套壓平均為4.3 MPa，壓降速率為0.023 MPa/d，天然氣年產(chǎn)量達(dá)4.65×108m3，已累計(jì)采出天然氣131.81×108m3，采出程度為16.2%，絕大多數(shù)氣井已進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段。其中，蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)作為天然氣主產(chǎn)區(qū)，面積占區(qū)塊總面積的19.4%，天然氣儲(chǔ)量約占該區(qū)塊總儲(chǔ)量的28.2%，完鉆井356口。

隨著蘇11 區(qū)塊開發(fā)的持續(xù)進(jìn)行，逐步暴露出了一系列的問題。集中體現(xiàn)在平面和縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡、剩余氣分布復(fù)雜并且低產(chǎn)低壓井逐年增多。尤其是北部老區(qū)，單井天然氣產(chǎn)量逐年降低，其采出程度已經(jīng)超過40%，剩余氣分布復(fù)雜。由于Ⅰ類儲(chǔ)層儲(chǔ)量已基本動(dòng)用，而Ⅱ類儲(chǔ)層的儲(chǔ)量規(guī)模相對較小且預(yù)測難度增大，給老井穩(wěn)產(chǎn)和井位優(yōu)化部署帶來了極大的挑戰(zhàn)。同時(shí)，復(fù)雜河流相砂體多期疊置、縱橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)過壓裂改造后天然氣儲(chǔ)量并非全部有效動(dòng)用，由此導(dǎo)致對天然氣剩余儲(chǔ)量分布規(guī)律的認(rèn)識(shí)不清，老區(qū)挖潛難度增大。

要改善蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)的天然氣開發(fā)效果，迫切需要解決河流相砂巖儲(chǔ)層有利區(qū)準(zhǔn)確預(yù)測、致密砂巖氣藏氣水分布及剩余氣分布定量表征等技術(shù)難題。通過調(diào)研和借鑒同類型氣藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)[2-3]發(fā)現(xiàn)，目前的研究技術(shù)偏定性描述的多，而實(shí)現(xiàn)定量描述的少；同時(shí)小層級(jí)別對比的多，而對單砂體級(jí)別進(jìn)行精細(xì)刻畫的少[4-5]。

為此，筆者在形成復(fù)雜河流相砂巖儲(chǔ)層精細(xì)刻畫技術(shù)和“動(dòng)態(tài)分析法＋數(shù)值模擬法”天然氣剩余儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)的基礎(chǔ)上，針對蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)，建立了單砂體級(jí)別的三維地質(zhì)模型，通過生產(chǎn)歷史擬合，準(zhǔn)確描述了井間和層間剩余氣分布；然后在明確側(cè)鉆水平井、側(cè)鉆井和調(diào)層井選區(qū)選井選層技術(shù)界限的基礎(chǔ)上，制訂挖潛對策，以期為提高致密砂巖氣藏采出程度提供參考。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

蘇11 區(qū)塊上古生界地層自下而上發(fā)育著石炭系本溪組、二疊系太原組、山西組、石盒子組和石千峰組。該區(qū)塊開發(fā)目的層位為上古生界二疊系石盒子組盒8段和山西組山1 段，整體為一個(gè)向西南方向傾斜的單斜構(gòu)造，山西組儲(chǔ)層頂部埋深介于3 150～3 500 m。蘇11 區(qū)塊沉積類型屬于河流相沉積，有效儲(chǔ)層為河道亞相沉積中的粗巖相帶，巖性以巖屑砂巖為主，次為石英砂巖、巖屑石英砂巖。單井平均有效儲(chǔ)層厚度為9.35 m；盒8 段儲(chǔ)層平均孔隙度為9.0%，平均滲透率為0.87 mD；山1 段儲(chǔ)層平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.77 mD。該區(qū)塊初始含氣飽和度平均為63%，初始儲(chǔ)量豐度平均為1.1×108m3/km2，地層溫度梯度為2.88 ℃/100 m，氣層段溫度介于100～110 ℃，壓力系數(shù)約為0.87。

2 河流相砂巖儲(chǔ)層精細(xì)刻畫技術(shù)

為了實(shí)現(xiàn)對蘇11 北部老區(qū)優(yōu)勢砂巖的定量描述，進(jìn)而為河流相儲(chǔ)層地質(zhì)研究提供指導(dǎo)，此次研究集成了5 項(xiàng)技術(shù)來精細(xì)刻畫復(fù)雜河流相砂巖儲(chǔ)層，具體包括：①開展測井精細(xì)二次解釋，建立河道的測井識(shí)別標(biāo)志；②基于地震波形和反演技術(shù)進(jìn)行河道砂體的地震識(shí)別；③應(yīng)用儲(chǔ)層構(gòu)型技術(shù)研究河道砂體的組合配置關(guān)系；④應(yīng)用動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)，對單砂體間的連通性進(jìn)行驗(yàn)證；⑤應(yīng)用地質(zhì)建模和數(shù)模一體化技術(shù)，建立單砂體級(jí)別的三維地質(zhì)模型，為后期數(shù)值模擬歷史擬合，描述剩余氣分布規(guī)律奠定基礎(chǔ)。

針對工區(qū)地層沉積特征，以層序地層學(xué)、沉積學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，綜合應(yīng)用地震、測井、鉆井、錄井等資料開展小層精細(xì)劃分與對比。研究形成如下對比原則：旋回對比，分級(jí)控制；井震結(jié)合，鉆井分層與地震反射特征統(tǒng)一；落實(shí)標(biāo)志層的巖性、電性特征及其平面分布的穩(wěn)定性，以標(biāo)志層控制進(jìn)行層組劃分與對比。通過研究儲(chǔ)層的四性關(guān)系，分析儲(chǔ)層測井曲線特征，結(jié)合試氣、生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對測井解釋標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行修正，得到了與蘇11 區(qū)塊地質(zhì)特征相適應(yīng)的測井解釋新標(biāo)準(zhǔn)（表1）。基于新標(biāo)準(zhǔn)和儲(chǔ)層參數(shù)評(píng)價(jià)模型，開展測井精細(xì)二次解釋，在明確優(yōu)勢儲(chǔ)層下限值的基礎(chǔ)上，劃分出優(yōu)勢儲(chǔ)層。

由于常規(guī)地震反射對致密砂巖沒有特定的響應(yīng)，從而使預(yù)測多解性強(qiáng)，通過常規(guī)疊后反演只能獲得波阻抗一種參數(shù)，信息單一，無法滿足對致密砂巖氣藏儲(chǔ)層預(yù)測的精度要求。而疊前地震數(shù)據(jù)保留了地震振幅隨偏移距變化（AVO）信息，因此通過疊前反演能夠獲得更多的巖石物理參數(shù)。在進(jìn)行儲(chǔ)層巖性反演的基礎(chǔ)上，還可以進(jìn)行含油氣性反演，進(jìn)而預(yù)測含油氣儲(chǔ)層的分布。為此，制訂了“地質(zhì)地震緊密結(jié)合，地震處理解釋以疊后地震反演方法為主，疊前為輔”的技術(shù)思路，結(jié)合AVO 信息預(yù)測儲(chǔ)層含氣性，對氣層進(jìn)行地震識(shí)別。運(yùn)用地震解釋成果進(jìn)行宏觀控制，細(xì)化分層，精細(xì)刻畫出河道砂體的空間展布。

表1 蘇11 區(qū)塊測井解釋結(jié)論統(tǒng)計(jì)表

基于已完鉆井的地質(zhì)分層數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)蘇11 區(qū)塊盒8 段4、5、6 小層與山1 段7、8、9 小層發(fā)育3個(gè)單砂體的頻率較高。地質(zhì)地震綜合研究結(jié)果表明，該區(qū)塊目的層為下二疊統(tǒng)石盒子組盒8 段及山西組山l 段砂巖儲(chǔ)層。受河流相沉積控制，河道砂體縱向上多期疊置，橫向上復(fù)合連片分布，天然氣主要富集在主河道中心部位、儲(chǔ)層厚度較大及孔隙度、滲透率相對較高的石英砂巖中。雖然砂層可能是連續(xù)的，但有效砂體是孤立、分散的，砂體厚度也相對較薄。

對應(yīng)不同的測井響應(yīng)方式，通過界面識(shí)別標(biāo)志對單砂體垂向疊置模式進(jìn)行了識(shí)別。按照“垂向分期、側(cè)向劃界”的技術(shù)理念，提出3 種單砂體垂向疊置模式，即孤立型、疊加型和切割型（表2）。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)，明確單砂體間的連通性。

表2 砂體發(fā)育模式類型統(tǒng)計(jì)表

在前面研究的基礎(chǔ)上，通過點(diǎn)—線—面詳細(xì)解剖，對比沿河道方向和垂直河道方向上的氣藏剖面，發(fā)現(xiàn)單砂體寬度厚度比介于50～200，砂體沿河道方向可延伸3 km（圖1），與河道方向垂直的多數(shù)砂體寬度小于1.2 km。通過建立三維地質(zhì)模型，實(shí)現(xiàn)對砂體、有利儲(chǔ)層三維空間展布特征的表征。通過調(diào)研同類型氣藏的地質(zhì)建模成果[6-8]，結(jié)合蘇11 區(qū)塊具體情況，基于序貫指示模擬和序貫高斯模擬兩種隨機(jī)建模方法預(yù)測砂體的空間展布情況。針對河流相砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的特征，縱向上網(wǎng)格步長設(shè)置為0.5 m。數(shù)值模擬歷史擬合結(jié)果顯示生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的擬合誤差低于3%，證實(shí)所建立的地質(zhì)模型準(zhǔn)確、可靠。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)盒8 段4、5、6 小層優(yōu)勢儲(chǔ)層主要發(fā)育在中部區(qū)域，山1 段7、8、9 小層的優(yōu)勢儲(chǔ)層主要發(fā)育在東西兩側(cè)。

3 “動(dòng)態(tài)分析法＋數(shù)值模擬法”天然氣剩余儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)

采用物質(zhì)平衡法、產(chǎn)量不穩(wěn)定法等動(dòng)態(tài)分析方法，預(yù)測氣井控制儲(chǔ)量，落實(shí)了儲(chǔ)量動(dòng)用情況。結(jié)合氣井累計(jì)產(chǎn)氣量的統(tǒng)計(jì)，明確剩余氣富集區(qū)的分布情況，結(jié)果顯示部分區(qū)域的Ⅱ、Ⅲ類井區(qū)剩余氣較富集（圖2）。根據(jù)廢棄地層壓力的理論計(jì)算公式，結(jié)合油氣藏動(dòng)態(tài)分析軟件FAST RTA 的預(yù)測結(jié)果，當(dāng)廢棄產(chǎn)量為0.1×104m3/d 時(shí)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井廢棄壓力分別為3.2 MPa、4.6 MPa、5.9 MPa。可以看出，Ⅱ、Ⅲ類井的廢棄壓力偏高，該類井區(qū)具備一定的挖潛潛力。

圖1 蘇11 區(qū)塊沿河道方向氣藏剖面圖

圖2 蘇11 區(qū)塊北部天然氣剩余儲(chǔ)量豐度分布圖

針對蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)，在建立數(shù)值模擬模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行氣井生產(chǎn)歷史擬合，進(jìn)而獲得天然氣剩余儲(chǔ)量分布。該區(qū)域初始地層壓力介于28.0～29.5 MPa，由于投產(chǎn)時(shí)間較早，天然氣采出程度高，地層壓力最低，向東西兩側(cè)地層壓力逐漸增高，目前老區(qū)中部整體地層壓力介于18～23 MPa；同時(shí)，該區(qū)域天然氣飽和度較之初始狀態(tài)整體減小，目前介于50%～62%；老區(qū)天然氣剩余儲(chǔ)量豐度介于0.8×108～1.2×108m3/km2，平面上剩余氣主要分布在蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)東、西兩側(cè)和中部局部區(qū)域。落實(shí)4 個(gè)剩余氣富集區(qū)，其天然氣剩余儲(chǔ)量平均為7.3×108m3，可動(dòng)用儲(chǔ)量對應(yīng)儲(chǔ)層厚度達(dá)437 m。縱向上看，蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)4～9 小層為主力開發(fā)層，平均每層初始儲(chǔ)量為35.7×108m3，縱向上4～9 小層剩余儲(chǔ)量相對較多（圖3），平均每層剩余儲(chǔ)量為9.2×108m3，具有較大挖潛潛力。

圖3 蘇11 區(qū)塊北部縱向各小層天然氣儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)圖

4 挖潛對策

基于剩余氣平面和縱向上的分布特征，將蘇里格氣田致密砂巖氣藏天然氣剩余儲(chǔ)量分布劃分為井網(wǎng)未控制型、層內(nèi)非均質(zhì)型及層間非均質(zhì)型3 種模式（圖4）。通過充分調(diào)研蘇里格氣田致密砂巖氣藏關(guān)于井網(wǎng)優(yōu)化部署、水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)的研究成果[9-12]，針對剩余氣挖潛區(qū)確定了側(cè)鉆水平井、側(cè)鉆井、調(diào)層井選井選層的技術(shù)界限，為保障措施井的實(shí)施效果提供支撐。針對井網(wǎng)未控制型優(yōu)先考慮側(cè)鉆水平井，針對層內(nèi)非均質(zhì)型優(yōu)先考慮側(cè)鉆井，針對層間非均質(zhì)型則優(yōu)先考慮部署調(diào)層井。

若天然氣剩余儲(chǔ)量分布模式屬于井網(wǎng)未控制型，優(yōu)先利用已有老井側(cè)鉆水平井，并且盡可能延長水平段長度，增大氣井與有效儲(chǔ)層的接觸面積，進(jìn)而最大程度地動(dòng)用井間剩余氣。通過對比同類型氣藏的開發(fā)特點(diǎn)，研究確定了側(cè)鉆水平井選區(qū)選井選層的技術(shù)界限（表3）。

在設(shè)計(jì)側(cè)鉆水平井時(shí)還需根據(jù)具體的地質(zhì)工程條件，確定水平段的最佳方位、長度等參數(shù)。此次在蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)優(yōu)化部署了5 口側(cè)鉆水平井。側(cè)鉆水平井的水平段方位為北西—南東向，水平段長度介于600～900 m，縱向優(yōu)先射開4～9 小層，預(yù)計(jì)單井累計(jì)產(chǎn)氣量可以達(dá)到（3 567～5 007）×104m3，5 口井的累計(jì)產(chǎn)氣量可達(dá)2.1×108m3。

圖4 不同類型天然氣剩余儲(chǔ)量分布模式圖

表3 側(cè)鉆水平井選區(qū)選井選層技術(shù)界限表

若天然氣剩余儲(chǔ)量分布模式屬于層內(nèi)非均質(zhì)型，優(yōu)先考慮利用側(cè)鉆井進(jìn)行挖潛，井底位移大于150 m，以動(dòng)用井間和層間剩余氣。側(cè)鉆井選井選層技術(shù)界限如表4 所示。針對具體地質(zhì)工程情況優(yōu)化側(cè)鉆井靶點(diǎn)參數(shù)，部署了8 口井，預(yù)計(jì)單井累計(jì)產(chǎn)氣量可以達(dá)到（1 700～2 500）×104m3，8 口井的累計(jì)產(chǎn)氣量可達(dá)1.54×108m3。

表4 側(cè)鉆井選井選層技術(shù)界限表

目前，現(xiàn)場已實(shí)施側(cè)鉆水平井1 口，側(cè)鉆井2 口。其中，su11-29-33CH 井是現(xiàn)場實(shí)施的第一口側(cè)鉆水平井，單井控制天然氣剩余儲(chǔ)量為0.94×108m3。現(xiàn)場實(shí)鉆結(jié)果證實(shí)，該井有效儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)到100%。投產(chǎn)初期套壓為20 MPa，日產(chǎn)氣3.5×104m3，目前已累計(jì)產(chǎn)氣907.7×104m3，取得了良好的開發(fā)效果。

隨著蘇里格氣田開發(fā)的持續(xù)進(jìn)行，低產(chǎn)低效井逐漸增多，開井時(shí)率持續(xù)降低。其中調(diào)、補(bǔ)層是在充分調(diào)研、分析單層潛力之后，提高開井時(shí)率最有效的措施[13-15]。若天然氣剩余儲(chǔ)量分布模式屬于層間非均質(zhì)型，優(yōu)先考慮利用調(diào)層井進(jìn)行挖潛，按照“一井一策”的原則對射孔和試氣情況進(jìn)行綜合分析，優(yōu)選出潛力層。調(diào)層井選井選層技術(shù)界限如表5 所示。根據(jù)具體地質(zhì)工程情況優(yōu)選出目前具備實(shí)施條件的調(diào)層井79 口，相應(yīng)動(dòng)用有效儲(chǔ)層235 層，預(yù)計(jì)單井平均累計(jì)增產(chǎn)氣量為825×104m3，79 口井的累計(jì)增產(chǎn)氣量可達(dá)6.52×108m3。目前，現(xiàn)場已實(shí)施調(diào)層井13 口，單井累計(jì)增產(chǎn)氣量介于（205.7～1 066.0）×104m3，平均為733.0×104m3，措施有效率達(dá)100%。

表5 調(diào)層井選井選層技術(shù)界限表

綜上所述，運(yùn)用本文的研究成果在蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)已累計(jì)部署了側(cè)鉆水平井5 口、側(cè)鉆井8 口、調(diào)層井79 口。截至目前，措施有效率達(dá)100%，累計(jì)增產(chǎn)天然氣1.01×108m3，取得了較好開發(fā)效果。該技術(shù)已推廣應(yīng)用到鄰近蘇10、蘇53 區(qū)塊，并且初見成效。研究形成的復(fù)雜河流相砂巖儲(chǔ)層精細(xì)刻畫技術(shù)和“動(dòng)態(tài)法＋數(shù)值模擬法”天然氣剩余儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)及提出的側(cè)鉆水平井、側(cè)鉆井、調(diào)層井的選區(qū)選井選層技術(shù)界限，為致密砂巖氣藏采出程度的提高提供了參考。

5 結(jié)論

1）針對蘇11 區(qū)塊北部基本地質(zhì)特征，研究形成了一套復(fù)雜河流相砂巖儲(chǔ)層精細(xì)刻畫技術(shù)。在開展小層精細(xì)劃分與對比基礎(chǔ)之上，進(jìn)行測井精細(xì)二次解釋，劃分出優(yōu)勢儲(chǔ)層。基于地震波形和反演技術(shù)進(jìn)行河道砂體的地震識(shí)別，應(yīng)用儲(chǔ)層構(gòu)型技術(shù)研究河道砂體的組合配置關(guān)系。從而實(shí)現(xiàn)了單砂體級(jí)別的精細(xì)刻畫，對優(yōu)勢儲(chǔ)層進(jìn)行定量描述，為復(fù)雜河流相儲(chǔ)層地質(zhì)研究提供了模式指導(dǎo)。

2）根據(jù)老區(qū)目前的開發(fā)歷史和現(xiàn)狀，研究形成了“動(dòng)態(tài)分析法＋數(shù)值模擬法”天然氣剩余儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)。在氣藏精細(xì)描述基礎(chǔ)之上，采用高精度歷史擬合和后處理技術(shù)，綜合應(yīng)用數(shù)值模擬和氣藏工程研究方法，建立了單砂體級(jí)別的三維地質(zhì)模型和數(shù)值模型，精準(zhǔn)描述了剩余氣的平面和縱向分布特征，為下一步挖潛指明了方向。

3）明確了蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)剩余儲(chǔ)量的三種分布模式，并針對性提出不同挖潛對策。蘇里格氣田致密砂巖氣藏天然氣剩余儲(chǔ)量可劃分為井網(wǎng)未控制型、層內(nèi)非均質(zhì)型及層間非均質(zhì)型三種模式。針對井網(wǎng)未控制型優(yōu)先考慮側(cè)鉆水平井挖潛，針對層內(nèi)非均質(zhì)型優(yōu)先考慮側(cè)鉆井挖潛，針對層間非均質(zhì)型則優(yōu)先考慮部署調(diào)層井挖潛。

4）確定了側(cè)鉆水平井、側(cè)鉆井、調(diào)層井選區(qū)選井選層技術(shù)界限，結(jié)合優(yōu)勢砂巖儲(chǔ)層定量描述技術(shù)、剩余氣精準(zhǔn)描述技術(shù)的應(yīng)用，在蘇11 區(qū)塊北部老區(qū)已累計(jì)部署側(cè)鉆水平井5 口、側(cè)鉆井8 口、調(diào)層井79 口。截至目前，現(xiàn)場措施井有效率達(dá)100%，累計(jì)增產(chǎn)天然氣1.01×108m3，取得了較好開發(fā)效果。