叶 超，杨万祥，曹 岩，贺瑞萱

（1.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安 710021；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

苏里格气田苏L加密区提高采收率研究

叶 超1，杨万祥1，曹 岩2，贺瑞萱1

（1.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安 710021；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

苏里格气田气井产量及压力递减率高，稳产难度大。对苏L加密区储层进行精细解剖，建立三维地质模型，复算地质储量，在储量落实的基础上，通过改变气井生产方式、优化井网井距、控制气井生产压差，达到提高气田采收率的目的，为气田下一步稳产提供思路。

苏里格气田；采收率；地质建模；井网密度；压降速率

苏L加密区位于苏里格气田中部，构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。区块自2008年开始建产，2013年完成产能建设，随着开发程度深入，气田稳产形势日趋严峻，按照目前井网井距已难以弥补区块每年的产量递减。因此，对目前井网进行加密，以提高气田采收率显得很有必要。笔者选取苏L区块密井网试验区50 km2，复算地质储量，并就如何提高气井采收率进行了重点分析，以期对区块稳产提供参考。

1 区域地质概况

苏L加密区东西长8.6 km，南北宽5.8 km，主力产层为盒8-山1段储层，自上而下划分为盒8上1、盒8上2、盒8下1、盒8下2、山11、山12、山13七个小层，构造上整体表现为北东-南西单斜构造，构造幅度小，发育多个低缓鼻状褶曲。岩性以岩屑质石英砂岩、石英砂岩为主，主要为河流相沉积[1-4]。物性上表现为低孔低渗的特点，盒8段物性整体上优于山1段（见表1）。

表1 苏L加密区储层物性统计表

小层有效砂体平均厚度盒8段为3.8 m，山1段平均2.7 m。钻遇率方面，盒8上1层钻遇率较低，其余小层均达到40%以上；砂体长度主要分布在900 m～1 200 m，宽度在500 m～800 m。

2 三维地质建模

2.1 建模思路及方法

在对储层精细解剖的基础上建立地层-构造模型，应用基于目标的随机建模方法，以各小层的沉积微相平面图为控制条件，结合储层动态约束条件、砂体展布方向及规模大小，进行岩相分布模拟，利用序贯高斯模拟算法进行储层参数的随机模拟，最终建立能精细刻画砂体及有效砂体的空间展布规律，客观反映气藏特征的三维地质模型。

2.2 三维地质模型

平面上以50 m×50 m、垂向上1 m为精度建立储层三维模型，分别得到沉积相模型（见图1）、物性模型（见图2）。

图1 苏L加密区盒8-山1段储层沉积相栅状模型

2.3 模型验证

对物性参数连续的测井数据进行离散化处理，与建立的储层地质模型进行验证，以苏L-J20井为例（见图3），通过模型对比与概率分布一致性检验，二者在垂直方向上网格属性包络线与原始曲线基本吻合，孔隙度、渗透率、含气饱和度模拟数据体的分布区间和峰值形态与离散化数据、原始测井曲线参数基本相似，该地质模型精度满足实际需求。

2.4 储量计算

在地质模型的基础上，建立研究区NTG模型。根据测井综合解释，以孔隙度4.0%、渗透率0.3 mD、含气饱和度40%为研究区气层物性下限，利用容积法复

算研究区可采地质储量为62.8×108m3，其中盒8下2段储量最高，为22.4×108m3，所占比例达到35.7%，盒8上1段储量最小，为1.1×108m3（见表2）。

图2 苏L加密区盒8-山1段储层物性三维模型

图3 苏L-20井属性模型与测井曲线对比

表2 苏L加密区盒8-山1储量统计表

3 采收率影响因素

3.1 生产方式

在放压生产条件下，地层压力下降较快，降幅分别达到Ⅰ类井78%、Ⅱ类井65%、Ⅲ类井57%（苏里格气井分类标准:Ⅰ类井，qAOF≥10×104m3/d；Ⅱ类井，4× 104m3/d≤qAOF＜10×104m3/d；Ⅲ类井，qAOF＜4×104m3/d），而在控压生产方式下，地层压力及渗透率均下降较慢。通过控压生产与放压生产对比发现，储层存在压敏现象，渗透率随地层压力下降而下降，且过程不可逆（见图4）。分别对井历年渗透率及生产压差进行幂函数回归分析，得到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类压敏系数分别为0.686、0.768、0.913，考虑压敏效应情况下气井产能平均降低约18%，Ⅰ类井影响最大，平均降低25%，Ⅲ类井影响最小，平均降低14%。通过历史拟合修正地质模型，考虑应力敏感对开采效果的影响，采收率可提高2.46%左右。

图4 地层压力-渗透率关系图

3.2 井网密度

根据干扰试验确定井网密度。苏L加密区在加密前，井网井距为800 m×1 200 m，加密后井网井距为（400～500）m×（600～700）m，根据12组加密井试验结果，当井网密度大于3.5口/平方千米时，约60%的井产生压力波动，井间有干扰；当井网密度小于3.0口/平方千米时，10%的井产生压力波动，有井间干扰（见图5）；利用产量递减分析与数值模拟方法[5]，确定单井累计产量与井网密度关系，井网密度越大单井累计产量越低（见图6）。老井加密后井均累计产气量减少459× 104m3，产量减少14.8%，但由于研究区气井数量增加，因此总体上累计产气量增加1.39×108m3，采收率由29.6%提高到31.8%。

图5 井网密度与干扰情况关系

图6 干扰情况下井网密度与单井累计产气量

3.3 压降速率

对苏L区块2006年投产的28口直井跟踪分析，在生产后期平均年压降速率Ⅰ类井为0.26 MPa，Ⅱ类井为0.41 MPa，Ⅲ类井为0.44 MPa。综合分析得出28口井生产后期平均年压降为0.37 MPa。通过模拟单位压降产气量与地层压力的关系，气井投产初期地层压力下降快，单位压降产气量快速增大，生产2年后，地层压力、单位压降产气量变化逐渐趋于稳定。根据气井生产动态，分别制定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井不同生产时间段合理压降速率范围（见表3），预测研究区最终累计采气量为31.25×108m3，预测最终采收率为49.7%。

表3 气井不同生产时间合理压降速率

4 结论

（1）研究区河道呈近南北走向，沉积微相以心滩及河道砂体为主，盒8下段有效砂体发育厚度最大，山1段储层较盒8段更致密。盒8下段储层天然气可采地质储量所占比例最大，储量丰度高，生产过程中应优先开发盒8段储层。

（2）气井生产过程中存在压敏现象，在计算气井产能时，应考虑压敏效应。

（3）气井采收率主要受生产方式、井网密度和压降速率影响，相同地质条件下，控压生产方式有利于延长气井生产年限，提高单井累计产气量。通过加密井网井距，可有效提高区块天然气采收率。

［1］王少飞，安文宏，等.苏里格气田致密气藏特征与开发技术［J］.天然气地球科学，2013，24（1）:138-145.

［2］杨华，付金华，等.苏里格大型致密砂岩气藏形成条件及勘探技术［J］.石油学报，2012，33（增1）:27-36.

［3］何自新，付金华，等.苏里格大气田成藏地质特征［J］.石油学报，2003，24（2）:6-12.

［4］李建奇，杨显贵.苏里格气田36-11井区气藏地质特征研究［J］.石油天然气学报，2009，31（4）:62-65.

［5］李建奇，杨志伦，等.苏6加密井区井网井距优化数值模拟研究［J］.石油天然气学报，2010，32（6）:119-121.

Study on enhanced oil recovery in Su L area of Sulige gasfield

YE Chao1，YANG Wanxiang1，CAO Yan2，HE Ruixuan1
（1.Gas Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；2.College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

The yield and pressure of the Sulige gasfield decline rate is high,stable and difficult.The Su L encryption reservoir fine anatomy,the establishment of three-dimensional geological model,calculate complex geological reserves,basic reserves in the implementation of the wells,by changing the mode of production,optimizing well spacing,controlling well production pressure difference,to improve the gas recovery to provide ideas for the next step of the stable gasfield.

Sulige gasfield；recovery；geological modeling；well pattern density；pressure drop rate

TE377

A

1673-5285（2017）04-0072-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.019

2017－02-12

叶超，男（1987-），工程师，从事天然气开发工作，邮箱:yechao0602@126.com。