引用本文
孙永亮, 陈琦, 张泽, 李国良, 房金伟, 南雪芬. 苏里格气田苏X区块剩余气分布及井网加密方案研究[J]. 录井工程, 2022,33(4): 140-144.
SUN Yongliang, CHEN Qi, ZHANG Ze, LI Guoliang, FANG Jiwei, NAN Xuefen. Study on remaining gas distribution and well pattern thickening program in Su X block of Sulige Gas Field[J]. Mud Logging Engineering, 2022,33(4): 140-144.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2022.04.023  
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苏里格气田苏X区块剩余气分布及井网加密方案研究
孙永亮①, 陈琦②, 张泽①, 李国良①, 房金伟①, 南雪芬①
①中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司
②中国石油冀东油田公司陆上作业区

作者简介：孙永亮 高级工程师,1987年生,2009年毕业于中国石油大学（北京）勘查技术与工程专业,现在中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司从事开发地质和气藏工程工作。通信地址：300457 天津市滨海新区第二大街83号。电话：（022）66332702。E-mail：sunyongliang@cnpc.com.cn

收稿日期: 2022-09-23
摘要

苏里格气田苏X区块已开发富集区内井网逐渐完善,由于外围区域地质条件差,为了保持区块稳产,需要进行富集区剩余气分布及井网加密方案研究。基于致密气藏低渗透、压裂生产的特点,对常规数值模拟方法进行优化,采用毛管力标定平衡初始化、储层分类相渗控制、局部调整渗透率和传导率的方法模拟压裂生产,精细拟合气井产量和井底流压,旨在通过模拟地层压力和储量丰度的变化,定量表征剩余气分布,优选剩余富集区。在从地质和开发两方面分析剩余气分布影响因素的基础上,综合现有井网、有效储层和剩余储量的分布特征,将剩余储量类型定性划分为4种（井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型）,进而针对不同类型剩余储量分别进行加密方式论证和加密井位优选,制定加密方案,预测开发指标。在SX-11-11S试验井区实施了8口加密井,综合评价Ⅰ类井占比为87.5%,预测采收率提高8.2%,效果良好。

关键词: 苏里格气田; 数值模拟; 剩余气; 井网加密; 采收率
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Study on remaining gas distribution and well pattern thickening program in Su X block of Sulige Gas Field
SUN Yongliang①, CHEN Qi②, ZHANG Ze①, LI Guoliang①, FANG Jiwei①, NAN Xuefen①
①OIL & Gas Cooperation and Development Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300457, China
②Onshore Operation Area of PetroChina Jidong Oilfield Company, Tangshan, Hebei 063200,China
Abstract

The well pattern in the developed enrichment areas of Su X block of Sulige Gas Field is gradually improving. Due to the poor geologic conditions in the peripheral areas, it is necessary to study the distribution of remaining gas in the enrichment areas and well pattern thickening programs in order to keep stable production in the block. Based on the characteristics of tight gas reservoir with low permeability and fracturing production, the conventional numerical simulation method is optimized. The method of capillary pressure scaling and balance initialization, reservoir classification and phase-permeability control, local adjustment of permeability and conductivity to simulate fracturing production and fine fit gas well production and flowing bottom hole pressure, is designed to quantitatively characterize the distribution of remaining gas and optimize the remaining enrichment areas by simulating the changes of formation pressure and reserve abundance. Based on analyzing the factors affecting the remaining gas distribution from the aspects of geology and development, and integrating the distribution characteristics of the existing well patterns, effective reservoirs and remaining reserves, the remaining reserves are qualitatively divided into four types： well pattern uncontrollable, blocking zone in composite sandbodies, loss circulation in horizontal wells and imperfect perforation. Then, for different types of remaining reserves, the infill modes are demonstrated and the infill wellsites are optimized, the infill programs are established, and the development indices are predicted. Eight infill wells were implemented in SX-11-11S test well area, the comprehensive evaluation showed that classⅠwells accounted for 87.5%, and the predicted recovery factor increased by 8.2%, with good results.

Keyword: Sulige Gas Field; numerical simulation; remaining gas; well pattern thickening; recovery factor
0 引言

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地, 是一个低压、低孔、低渗透、低丰度, 以河流砂体为主体储层的大面积分布的岩性气藏, 储层非均质性强, 气井能量衰竭快, 有效波及范围小、储量动用程度低。苏X区块经过多年开发, 目前已开发富集区内井网逐渐完善, 可供钻探的目标很少。外围区地质条件差, 属于低品位储量区, 储量丰度低, 储层横向相变快, 可动水饱和度高, 气井产量普遍较低, 开发效果差。国内外开发实践表明, 井网加密是致密气藏提高采收率的有效手段之一。本文围绕苏X区块富集区提高采收率的生产需求, 采用数值模拟技术手段, 论述剩余气分布、井网加密方案及现场应用的研究成果。

1 地质特征

苏X区块位于苏里格气田中部, 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北侧, 总体为一区域性西倾大单斜, 局部发育一些鼻状隆起的小型构造。平面上广覆式生烃、上古生界储集岩大面积分布, 源下储上配置关系较好, 在二叠系石盒子组和山西组形成了大面积含气区[1]。盒8段、山1段沉积为缓坡型三角洲沉积体系, 具有典型的河流相沉积特征, 河道砂体纵向叠置, 横向复合连片, 砂体厚40~60 m, 气层厚平均9 m; 储层非均质性较强, 有效砂体规模小, 含气性横向变化快[1]。该区块为典型“ 三低” 致密气藏。低渗：孔隙度5%~14%, 渗透率0.01~0.1 mD, 裂缝不发育。低压：主力层埋深2 800~3 700 m, 压力系数0.70~0.98。低丰度：（1.1~1.5）× 108 m3/km2。储层孔喉结构复杂, 气体充注程度低, 地层水以自由水、滞留水和束缚水的状态赋存, 含水饱和度相对较大, 平均40%, 气井产量普遍较低。

2 数值模拟

数值模拟的研究目标是在地质模型的基础上, 利用气藏静态及动态数据, 优化数值模拟模型, 通过拟合气井各个生产阶段的产出特征, 模拟气水运动规律, 预测剩余气的定量分布, 为下一步气藏开发调整方案提供依据。

2.1 气藏模型

研究区位置：数值模拟研究区位于苏X工区中东部, 面积76.7 km2, 地质储量气井158口。

网格尺寸及数量：以盒8段、山1段及山2段为模拟对象, 模型采用角点网格, 平面网格大小为50 m× 50 m, 数量164× 187个。纵向上, 盒8段以单砂体作为一个网格单元, 山1段和山2段以小层作为一个网格单元, 共划分14个单元格, 网格总数为429 352个。

储层参数场模型：对三维地质建模提供的净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度模型进行粗化, 粗化后的模型作为数值模拟的储层参数场输入模型。以开发方案中的原始静压数据和回归公式为依据, 分别建立盒8段、山1段和山2段的初始地层压力模型。

流体和高压物性参数参考开发方案研究成果, 主要流体参数包括：地面条件下天然气相对密度为0.613, 地面条件下水的密度为1.008 g/cm3, 地层水的体积系数为1.029, 地层水的压缩系数为3.05× 10-5 MPa-1, 原始油藏条件下地层水的粘度为0.283 mPa· s, 岩石压缩系数为4.4× 10-5 MPa-1。PVT曲线由数值模拟软件提供的PVT模块生成, 该模块能够根据天然气的相对密度, 自动生成不同地层压力下的天然气膨胀系数、天然气粘度等。

相渗曲线：针对石盒子组和山西组采用不同的相渗曲线, 由于不同物性区域相渗数据的不确定性, 实际生产拟合时会有所调整。精细计算砂体含气面积和净毛比, 可使模型储量接近地质储量, 误差率小于3%。

2.2 生产动态拟合

油藏生产动态数据中, 气井产气量数据相对齐全, 在历史拟合阶段, 通常用产气量作为工作制度参与模拟计算, 而将井底压力等作为拟合指标。在分析整理该气田生产井历年来的开发综合数据、单井生产数据、测压资料的基础上, 在模拟软件中建立油藏动态模拟模型。苏X区块从2006年12月投产至今, 气井生产历史较长, 历史拟合以1个月为计算时间步长, 气藏不存在边底水且无产水计量, 主要对气井产量和井底压力进行拟合。

模型初始化：常规初始化方法有2种, 平衡初始化和非平衡初始化。平衡初始化受相渗曲线限制, 与地质模型初始饱和度场数据有差异; 非平衡初始化直接加载地质模型初始饱和度场, 模型不稳定且收敛性差。本次模拟采用了毛管力标定地质模型饱和度场、平衡启动初始化方法。首先为模型加载地质模型提供的饱和度场数据, 然后应用Eclipse软件的端点标定功能, 计算每个网格标定的最大毛管力。这样既保证了每个网格的初始饱和度为指定数值, 又采用了平衡法启动, 通过标定保证了重力和毛管力的平衡[2]。

产气量拟合：气藏因压裂等工程因素破坏了气井射开层段周围的储层, 增大了储层的实际渗透能力。产气量拟合时参考压裂结果, 增大气井射开层段的地层系数, 同时调整气井渗流半径区域的渗透率和传导率, 通过模拟压裂生产, 使模拟产气量接近实际产气量。采用储层分类相渗控制的方法, 对不同层段不同类型储层进行分区, 分别设置对应相渗曲线, 提高了拟合精度。目前研究区日产气59.8× 104 m3, 已累计产气36.5× 108 m3。

压力拟合：气藏压力主要与压缩系数、产气和产水量有关。地层水压缩系数和岩石压缩系数可调范围不大。由于致密气藏低渗透特征和压裂生产方式, 压力拟合过程中, 除了常规修改储层相渗曲线、井的完善系数等参数, 还需要结合动态分析和试井解释结果, 调整气井渗流半径区域的传导率和表皮因子, 反复修改参数, 使单井压力得到较好拟合（图1）。

图1 SX-10-11井产量与压力拟合

偏差分析：研究区气井生产历史拟合符合率为81.6%。拟合偏差的原因包括：节流器失效或计量不准确导致气井采气曲线产生陡峭尖峰, 数模软件由于时间步长等参数设置因素, 无法完全反映这种非线性流动; 由于气井产量低、携液不足等原因, 存在不同程度的井筒积液, 导致井底压力波动幅度大, 不能真实反映地层能量。

3 剩余气分布

目前国内外研究剩余气分布的常用方法主要有以下5种：取心井岩心分析法、剩余气饱和度测井法、油藏数值模拟法、开发地质与动态综合分析法、水动力学法。本文采用地质研究和数值模拟相结合、定性研究与定量表征相结合的方法研究剩余气分布。

3.1 影响因素

苏里格气田剩余气分布主要受地质和开发两大因素的影响。地质因素主要指沉积微相、储层特性、微型构造、流体性质等, 表现为对剩余气分布的控制; 开发因素主要指采气速度、井网分布等, 影响剩余气储量的动态变化[3]。

沉积因素：沉积微相决定储集砂体的外部形态、内部结构、平面和垂向非均质性, 控制着气、水的运动方向, 从而导致剩余气沿一定的相带分布。心滩、边滩微相砂岩厚度较大, 泥质含量少, 剩余气饱和度较低; 河道微相砂岩厚度相对小, 泥质含量较少, 剩余气饱和度较高, 但是其剩余储量丰度和剩余可采储量较小[4]。

储层因素：储层平面非均质性强、物性差异大, 渗透率大的储层导流能力强, 气藏压降快, 剩余储量变小; 纵向上多砂体合采, 非主力薄层低渗砂体产量受到抑制, 剩余储量较大; 砂体分布范围小, 气层对应性差, 剩余储量分布比较分散且丰度较高。

开发因素：剩余气分布与井网分布、采气速度有直接关系。平面上井网不完善的部位, 储量动用程度低, 是剩余气的相对富集区; 采气速度越快, 剩余储量越小。

3.2 定量表征

应用剩余地质储量丰度描述地下剩余气的分布, 综合考虑了有效厚度、孔隙度、含气饱和度、天然气体积系数等多参数对计算地质储量的影响, 克服了应用剩余气饱和度描述剩余气的片面性, 可以反映出地下剩余储量分布状况。纵向上, 将每一小层的剩余地质储量丰度相加, 可得到整个气藏地下剩余地质储量的分布, 为今后的开发调整提供可靠依据。本次研究采用数值模拟和动态分析相结合的方法, 计算含气饱和度、地层压力、储量丰度的变化情况, 定量表征剩余气分布。

数值模拟计算研究区剩余地质储量为74.83× 108 m3, 盒8段、山1段、山2段剩余储量分别为39.43× 108 m3、21.81× 108 m3、13.59× 108 m3。剩余储量富集区有5个, 分别位于北部、中部、南西部、南中部、南东部（图2）, 其中：北部富集区面积3.60 km2, 剩余储量5.10× 108 m3; 中部富集区面积3.56 km2, 剩余储量4.77× 108 m3; 南西部富集区面积7.23 km2, 剩余储量13.10× 108 m3; 南中部富集区面积4.12 km2, 剩余储量6.73× 108 m3; 南东部富集区面积8.70 km2, 剩余储量11.65× 108 m3。

图2 研究区剩余储量丰度分布

3.3 剩余气类型

综合现有井网分布、剩余气分布、有效储层展布, 定性划分剩余气类型主要为4种：井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型[5]。

井网未控制型：有效砂体规模小, 横向连通性差, 纵向发育频率低, 平面上以孤立分布为主。

复合砂体内阻流带型：有效砂体规模较大, 横向气藏连通性强, 纵向发育频率高, 平面连片分布, 复合砂体内部不连通, 垂直水流方向发育多个“ 阻流带” , 影响砂体渗流能力和储量动用程度, 形成一定规模的剩余气。

水平井漏失型：水平井利用多段压裂改造技术提升了有效砂体的储量动用程度, 但多层含气的地质特点使其不可避免地遗漏纵向上部分层段的储量。

射孔不完善型：受开发早期直井分层压裂技术限制, 部分差气层射孔不完善或压裂改造不完善形成了剩余气[6]。

4 井网加密

苏X区块含气富集区目前井网井距为600 m× 1 000 m, 且已基本完善, 区块中北部和西南部气水关系复杂。随着苏X区块进一步开发, 区块井位部署难度逐年增大。为了保持区块稳产, 有必要开展苏X区块富集区井网加密地质技术研究, 为区块保持稳产提供技术支撑。

4.1 加密方案设计对比

井距、排距：加密井网井距、排距可借鉴苏里格气田其他区块干扰试验结果。井距≤ 400 m, 干扰概率为71%, 井距> 600 m, 基本无干扰, 故井距应设置在500 m左右。排距≤ 700 m, 干扰概率为38.5%, 排距≤ 600 m, 干扰概率为44.4%, 故排距应大于600 m。目前苏X区块基础井网600 m× 1 000 m, 且已较完善, 根据目前现有井网形势, 采用平行四边形加密方式在排距间加密。

井网未控制型：试验区位于工区中东部SX-11-11S 井区, 地质储量13.57× 108 m3, 采出程度25.8%。加密试验区砂体分布范围小, 气层对应性差, 剩余储量分布分散, 适合开展井网加密[7]。井区加密井位部署见图3, 部署加密直井8口, 井网600 m× 550 m, 井网密度2.80口/km2。设置数值模拟限制条件为年有效生产天数330 d, 井底流压2.9 MPa, 经济极限产气量1 000 m3/d, 模拟计算采收率为39.4%, 比不加密方案提高了8.2%（图4）。

图3 SX-11-11S井区加密井位部署

图4 SX-11-11S井区两种方案模拟预测采收率对比

复合砂体内阻流带型：试验区位于工区南东部, 地质储量12.85× 108 m3, 采出程度26.3%。针对盒8段复合连片含气砂体部署加密直井7口, 井网600 m× （550~650）m, 井网密度2.56口/km2。模拟计算采收率为37.9%, 比不加密方案提高了7%。

水平井漏失型：试验区位于工区南东部, 针对水平井开发井网。预测气层厚度20 m, 水平井动用8 m, 部署加密直丛井4口, 采收率预测提高了6.0%。

4.2 实施效果评价

SX-11-11S井区位于苏X区块中东部富集区, 目的层盒8段及山西组处于有利沉积相带且分布基本稳定, 有效砂体分布范围有限, 有效储层物性好、厚度大, 纵向气层分散。该井区已钻直井15口, 动用地质储量8.26× 108 m3, 剩余地质储量5.31× 108 m3。各气井投产时间均为2007年, 单井累产气量均超过1 000× 104 m3, 整体生产效果较好。2020年该井区实施了8口加密井, 动用地质储量4.36× 108 m3。单井气层厚度7.2~32.0 m, 平均15.3 m, 单井无阻流量（10.14~37.74）× 104 m3/d, 平均13.5× 104 m3/d, 单井初期产量平均1.0× 104 m3/d, 动静态综合评价Ⅰ 类井比例87.5%。其中7口井效果良好（表1）。

表1 SX-11-11S井区加密井实施效果统计
5 结论

针对苏里格气田苏X区块致密储层低渗透特征和压裂生产方式, 优化了数值模拟方法, 采用毛管力标定平衡初始化、储层分段分类相渗控制的方法, 调整渗透率、传导率、表皮因子等模型参数, 精细拟合气井产量和井底流压, 进而模拟地层压力和剩余储量丰度变化, 定量表征剩余气分布, 定性划分剩余储量类型为井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型4种。针对不同类型剩余储量, 分别制定加密方案, 预测采收率提高了6.0%~8.2%。优选SX-11-11S试验井区实施8口加密井, 综合评价Ⅰ 类井占比为87.5%, 效果良好。

（编辑 王丽娟）

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