邓 惠 彭 先 刘义成 徐 伟 陶夏妍 谈健康 高奕奕

1.国家能源高含硫气藏开采研发中心 2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地安岳气田GM 地区震旦系灯影组四段气藏埋藏深度超过5 000 m，资源潜力大[1]，但由于受到多期岩溶作用的影响，储集空间以中小溶洞为主，次为粒间（溶）孔，孔洞间连通性差，裂缝发育，非均质性强，试井解释储层渗透率多在1 mD 以下，属低孔、低渗储层。基于孔洞缝搭配关系及其成因，将灯四段气藏储层划分为裂缝—孔洞型、孔洞型、孔隙型3 种储层类型，其中裂缝—孔洞型、孔洞型两种储层为灯四段气藏优质储层，也是灯四段气藏主要开发储层[2-3]，由于气藏储层非均质性较强，渗流规律十分复杂，为了提高灯四段气藏储量动用程度和最终采收率，若井距过近可能会产生井间干扰增加投资，井距过大又不利于气藏储量的有效动用，因此，有必要在气藏开发早期开展合理开发井距的研究。

1 气藏合理开发井网的确定

四川盆地安岳气田GM 地区灯四段气藏地质储量近万亿立方米，属于典型的特大型深层岩溶风化壳碳酸盐岩气藏。根据国内外大型气藏调研的结果[4-10]，这类气藏开发多以不规则井网为主（表1）。安岳气田GM 地区灯四段气藏储层在平面上形态不规则，在纵向上厚度变化大（图1）；由于受到多期岩溶作用的影响，储层非均质性强[11~14]，气井产能差异大（图2），主要在裂缝—孔洞型、孔洞型储层发育区获得高产，气藏在开发过程中不宜均匀井网部署，反而采用不规则井网可以有效的控制储层，有利于提高储量动用率。

表1 国内外大型气田井网井距统计表

图1 MX9—MX118—MX119—GS3—GS2—GS9—GS19 储层对比剖面图

图2 安岳气田GM 地区灯四段气藏开发初期产能分布直方图

2 气井合理开发井距的确定

2.1 动态控制半径法

2.1.1 裂缝—孔洞型储层

裂缝-孔洞型储层岩性以丘翼、丘核微相藻凝块云岩、藻叠层云岩、颗粒白云岩为主，在岩心上可同时观察到溶蚀孔洞和裂缝组合的存在，表现为岩心破碎、裂缝发育、溶蚀孔洞发育（图3）；FMI 成像上高亮背景下暗色正弦线状影像和暗色斑点分布；常规测井特征表现为低电阻率，低自然伽马，高声波时差，低密度值，高中子；数字岩心分析上表现为缝洞交错发育，缝洞搭配好。这类储层气井测试产量较高，酸压改造[15]后一般在（50 ～200）×104m3/ d，可利用气井生产动态数据，先计算气井动态储量，再利用动态储量采用容积法反推算井控半径，如GS2、GS3 井在试采期间多次开展压力恢复试井测试，利用多次计算的外推地层压力，采用物质平衡法[16]计算出GS2 井动态储量为20.44×108m3，GS3井动态储量为37.08×108m3（图4）。

当气井进入边界控制流以后，同时利用生产数据，建立单井Blasingame 曲线[17]，与理论特征曲线进行拟合，选择任何一拟合点，记录实际拟合点以及相应的理论拟合点 ，采用公式（1）计算GS2、GS3 两口井的动态储量分别为19.63×108m3和38.45×108m3（图5）。采用两种方法计算动态储量很接近，取其平均值分别为20.04×108m3和37.76×108m3，再采用容积法计算出该井的井控半径为1.26 km 和1.36 km（表2）。同时也可以采用公式（2）直接计算气井井控半径。

式中G表示天然气地质储量，108m3；Ct表示地层总压缩系数，MPa-1；tca表示气井物质平衡拟时间，d；tcaDd表示Blasingame 气井无因次物质平衡拟时间，无量纲；q表示日产气量，m3/d；Δpp表示归整化拟压力差，MPa；qDd表示Blasingame 气井无因次产量，无量纲；Sw表示含水饱和度；B表示体积系数，m3/m3；h表示储层厚度，m；φ表示孔隙度；re表示井控半径，m。

图3 安岳气田GM 地区灯四段气藏储层发育特征图

图4 GS3 井物质平衡法动态储量计算图

图5 GS3 井Blasingame 法动态储量计算图

2.1.2 孔洞型储层

孔洞型储层岩性以丘翼、丘核微相的藻叠层云岩、藻凝块云岩、藻砂屑白云岩为主，岩心观察溶蚀孔洞较为发育，毫米—厘米级溶洞顺层发育，分布相对均一，孔洞分布密集（图3）；FMI 成像上高亮背景下暗色斑点顺层分布；常规测井上表现为中—低电阻率、深浅电阻率差大，低自然伽马，中低声波时差，中高密度值，高中子；在数字岩心分析上表现为溶蚀孔洞发育，裂缝欠发育。气井酸压改造后测试产量多在（20 ～50）×104m3/d，试井解释远井区渗透率明显比裂缝—孔洞型储层气井低，多在0.01 ～0.1 mD，因此可以利用试井解释模型开展生产动态预测，利用预测累计产气量和预测压力，采用物质平衡法计算其动态储量，再采用容积法计算气井的井控半径（表2）。

2.2 类比法

此外，通过调研跟GM 地区灯四段气藏相类似的气藏进行对比分析，可以看出，该气藏储层条件与磨溪雷一1亚段、檀木场石炭系气藏较类似（表3），这两个气藏的井控半径在1.0 ～1.5 km，类比结果也和通过动态控制半径法计算的井控半径1.0 ～2.0 km 接近。

表2 部分气井井控半径计算表

表3 同类气藏压力物性对比表

为了实现气藏的规模效益开发，避免气藏开发过程中发生井间干扰，必须确定气藏的经济极限井距（最小井区），然而经济极限井距又与气井井控储量息息相关。所以，可建立平均增量成本法评价模型来确定满足气井效益开发的最小可采储量[18-20]：安岳气田GM 地区灯四段气藏以大斜度井（80°左右）开发为主，同时在局部优质储层或缝洞集中发育区域可采用水平井（不低于800 m）开发，通过经济极限法对不同类型气井的经济极限井区进行论证，采用大斜度井（80°）平均经济极限井距为1.01 km，而采用水平井（水平段800 m）经济极限井距为1.15 km（表4）。

表4 经济极限评价简表

综合上述3 种方法研究，裂缝—孔洞型储层论证井控半径1.26 ～1.36 km，气藏开发初期计算动态储量一般偏大，气井合理井距控制在2.0 km 左右；孔洞型储层论证井控半径0.36 ～0.66 km，平均为0.47 km，气井合理井距控制在1.0 km 左右。考虑到GM 地区灯四段气藏以裂缝—孔洞型、孔洞型两类储层开发为主，气藏合理开发井距1.0 ～2.0 km。

3 结论

1）安岳气田GM 地区灯四段气藏优质储层为裂缝—孔洞型、孔洞型储层为主。储层非均质性强，气井产能差异大，宜采用不规则井网部署井位。

2）结合气藏实际的地质条件，采用井控半径、经济极限等方法确定GM 地区灯四段气藏合理井距为1.0 ～2.0 km，为该气藏开发技术政策的制定奠定坚实的基础，也可指导同类气藏的开发。