胡纳川，何东博，郭建林，孟凡坤，李忠诚，张国一

(1.中国石油勘探开发研究院 气田开发所，北京 海淀 100083； 2.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100； 3.中国石油吉林油田分公司 勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

引 言

长岭气田登娄库组气藏为典型致密砂岩气藏，目前已进入开发中后期，面临着气井产能、气量低，采出程度低，递减速率高的问题，亟需提出合理的开发调整策略，提高气藏采收率。

针对致密砂岩气藏剩余气分布，根据其成因，从地质上可划分为井网未控制型、水平井遗漏型、射孔压裂不完善型和复合砂体内阻流带型4种类型[1-6]，但从开发的角度分析，剩余气分布模式及其类型不够明确。目前，对于直井开发致密砂岩气藏，已形成了基于定量地质模型法、动态泄气范围法、井间干扰率法、数值模拟动态反演法、经济极限井距等方法的井网加密提高采收率技术[7-14]，而对于水平井整体开发致密砂岩气藏，虽已提出老井侧钻、混合开发井网等提高采收率方法[15-23]；但大都处于矿场试验或概念设计阶段，未能在现场大规模应用，仍缺乏针对矿场实例的应用评价。

考虑上述研究中存在的不足，以长岭气田登娄库组气藏为例，综合运用三维地质建模、气藏数值模拟技术，描述剩余气分布类型，基于现有井网形式优化加密井型，从气藏实际出发，制定多组开发调整方案，以气藏采出程度为评价指标，筛选最优的调整方案，指导气藏未来的有效开发。

1 气藏地质概况与地质建模

1.1 气藏地质概况

长岭气田登娄库组气藏埋深3 400 m～3 900 m，储层综合评价结果显示，储层平均孔隙度6.35%，平均含气饱和度51.86%，平均渗透率0.15×10-3μm2。纵向上，平均单井储层厚度38.19 m，其中，D3、D4砂组平均储层厚度为26.47m，占比达69.3%，且两砂组净毛比大于60%，是气藏主力开发层位。D1、D2、D5和D6砂组净毛比相对较低，有效储层局部发育，D7、D8砂组不发育有效储层。气藏压力系数为1.15，为正常压力系统，气体组成以CH4为主，微含CO2和N2，气藏探明地质储量为93.87×108m3。综合认为，气藏类型为构造控制下的岩性致密砂岩气藏。

1.2 三维地质建模

通过前期地质研究，获取地层分层数据、沉积微相平面展布图、有效砂体厚度与含气饱和度平面分布等值线图，综合钻井、录井、测井及地震解释资料数据，运用确定性建模和随机建模相结合方法，应用Petrel地质建模软件，建立气藏的三维构造模型、属性模型和储层物性模型(图1)。

图1 登娄库组气藏三维地质模型Fig.1 3D geological model of gas reservoir in Denglouku Formation

2 剩余气分布描述

2.1 数值模拟模型建立

基于建立的气藏地质模型，考虑到模拟精度的要求和实际计算能力的限制，平面网格大小粗化为50 m×50 m，纵向上根据各小层层厚的差异，共划分为22层，区块网格数为155×199×49，模拟面积64.29 km2。地层压力、温度(37.6 MPa，129.7℃)条件下,气体体积系数为0.004 2，黏度为0.022 mPa·s，地层水体积系数为1.04，压缩系数为5.03×10-4MPa-1，黏度为0.25 mPa·s，岩石压缩系数为8.46×10-6MPa-1；地面标况条件下气体密度为0.775 8 kg/m3，地层水密度为1 000 kg/m3。

2.2 产量劈分

由于登娄库组气藏在高部位地层缺失，造成部分气井压裂开采过程中，与营城组气藏沟通，因此，必须对气井产量进行劈分。登娄库组砂岩气藏产出气CO2体积分数分别为0.34%，营城组火山岩气藏天然气CO2体积分数分别为27.2%，统计发现与营城组气藏沟通气井共有16口，产出气CO2体积分数1.5%～24.0%，远高于登娄库组气藏实际CO2含量，但受沟通程度影响，CO2含量低于营城组气藏气井。因此，可根据CO2含量的差异进行产量劈分，确定登娄库组气藏实际产量。考虑到营城组气藏CO2含量分布在平面上存在非均质性，为此，提出基于临近气井的登娄库组产量劈分公式

Qdlk=Qt(Cyc-Ct)/(Cyc-Cdlk)。

(1)

式中：Qdlk、Qt为登娄库组气藏产气量和气井总产气量，104m3/月；Cyc、Ct分别为临近营城组气井、登娄库组气井产出气中CO2体积分数，%；Cdlk为登娄库组气藏CO2平均体积分数，取0.34%。

2.3 历史拟合

(1)储量拟合

登娄库组气藏投产初期提交探明储量172.8×108m3，重新核算后地质储量为93.87×108m3，数模计算动态储量为93.75×108m3，绝对误差为0.12×108m3，相对误差为0.13%，符合精度要求。

(2)区块拟合

应用提出的产量劈分方法，对高含CO2气井产量进行劈分，而后进行区块历史生产数据的拟合，拟合指标包括日产气、日产水、累产气和累产水等。由于营城组气藏和登娄库组气藏地层水矿化度没有统一的稳定值，且地层水矿化度测试数据较少，因此，难以对气井产出水进行准确的劈分。观察区块生产数据历史拟合结果(图2)，发现实际与模拟日产气和累产气整体拟合较好，2017年前实际与模拟日产水、累产水拟合较好，但2017年后拟合变差。分析认为营城组气藏含水量较大，由于登娄库组与营城组沟通程度不断增大，沟通气井实际产水量增加，导致实际与模拟结果差距变大。拟合期末生产数据显示，登娄库组15口高含CO2气井平均水气比为1.1 m3/104m3，虽高于登娄库组气藏初始水气比(0.5 m3/104m3)，但仍相对较低，对数值模拟剩余气分布和压力分布影响相对较小。

图2 登娄库组气藏日产气、水与累产气、水数据拟合Fig.2History fitting curves of daily gas/water production and cumulative gas/water production of gas reservoir in Denglouku Formation

(3)单井拟合

对于致密砂岩气藏，单井压力(井底流压、井口压力)拟合是评价历史拟合效果的主要指标之一。考虑产水的影响，采用哈格多恩-布朗方法计算气井井底流压。分别拟合每口井的井底流压，两口典型气井拟合结果如图3所示。统计结果表明，单井井底流压拟合符合率达到66%，满足矿场实际要求。

图3 气井井底流压拟合结果Fig.3 Fitting of bottom hole fluid pressure of gas wells

2.4 剩余气分布类型

综合分析各小层剩余气丰度、地层压力平面分布情况，根据剩余储量分布区域、规模大小、成因类型等分布特征，可将剩余气分为边部分散型、点状局部富集型和连片集中展布型3种类型(图4)。

图4登娄库组气藏叠加剩余气丰度和压力分布Fig.4 Residual gas abundance distribution and formation pressure distribution of Denglouku gas reservoir

(1)边部分散型。主要分布在气藏边部区域，砂体分布较为分散，且有效厚度小，储层物性较差，储量丰度低，一般低于2.57×108m3/km2，剩余储量占比15.5%。由于储层品质较差，布井较为稀少，井网控制程度低，地层压力较高，一般高于29 MPa，区域内水平气井产能普遍较低，目前开发技术条件下不具经济效益。从分布层系来看，主要分布在D1、D2砂组和D3-1、D3-2小层。对于该类剩余气，不应作为主要的挖潜对象，宜采取老井侧钻、补孔等兼顾措施进行开发。

(2)点状局部富集型。在气藏中呈点状分布，分布规模较小，难以形成连续性聚集，但储层厚度较大，物性较好，储量丰度极高，大于(7.71～10.28)×108m3km2，地层压力大于29 MPa，剩余储量占比4.2%。初期对储层展布认识程度低，现有井网难以控制。该类剩余气主要分布在非主力开发砂体和小层，如D2、D3-1、D3-2、D5-2，应充分评价分布区域大小，部署直井、水平井或进行老井侧钻开发。

(3)连片集中展布型。在气藏主体区连片展布，呈连续分布特征，储层厚度及物性平面分布及延展较为稳定，储量丰度在(2.57～5.14)×108m3km2，由于井网控制程度较高，经过长期开采，区域地层压力相对较低，在19.7 MPa左右。剩余储量占比80.3%，为剩余储量的主体。主要分布在D3-3、D3-4、D5-2小层和D4、D6砂组。作为重点挖潜对象，应考虑已有井的分布状况，优化加密井型，进行直井或水平井井网加密。

3 加密井型优化

根据水平井网部署方式的差异， 可将登娄库组气藏开发井网分为两种类型， 即正对式和交错式井网， 其中， 交错式又可分为排状交错和列状交错式井网。为了对比各类井网加密效果， 依据登娄库组气藏实际储层地质特征及开采工艺， 选取典型井组， 确立3类井网形式数值模拟模型统一的基础参数(表1)。 对于压裂裂缝， 采用局部网格加密形成的最小网格作为裂缝， 模拟压裂后流体渗流状况[22]。区块自2012年投入生产， 平均生产时间为6 a年， 因此， 在第6年末采取井网加密， 预测期为10 a年。

表1 模型基础参数Tab.1 Basic Parameters of model

3.1 正对式水平井网

正对式井网中水平井呈排状部署，且相互对齐。在水平井井排之间存在井网未控制区，剩余气较为富集，压力较高(图5)，因此，可以部署直井或水平井进行井网加密。对比直井、水平井加密后压力分布、日产气与累产气变化(图5、图6)，发现加密水平井对剩余气富集区控制程度更高，短期内可显著提高日产气量，但递减速率较快，最终低于加密直井日产气量，生产期末两种加密方案下增产气量趋于相同。考虑到经济效益的影响，推荐运用直井井网加密，提高气藏采收率。

图5 正对式井网压力分布Fig.5 Pressure distribution of parallel well pattern

图6 正对式井网未加密和直井、水平井加密后 日产气与累产气对比Fig.6 Comparison of daily and cumulative gas production of parallel horizontal well pattern with that infilled by vertical wells or horizontal wells

3.2 交错式水平井网

为提高井网控制程度，现场多采用交错式水平井网，根据水平井排布方式的差异，又可细分为排状交错式和列状交错式井网。由于井控程度较高，仅可进行直井加密，对比两类交错式井网加密后压力分布及生产动态(图7、图8)，可发现加密后井网控制程度明显增加，而列状交错式水平井网剩余气相对较少，累积产气量较高，开发效果较好，但加密增产气量较少，加密潜力小于排状交错式井网。

图7 排状交错式未加密和直井加密井网与列状交错式未加密和直井加密井网压力分布Fig.7 Pressure distributions of row interleaved well pattern and column interleaved well pattern and those infilled by vertical wells

图8 交错式井网未加密和加密后日产气与累产气对比Fig.8 Comparison of daily and cumulative gas production of row interleaved well pattern and column interleaved well pattern with those infilled by vertical wells

4 开发调整方案制定与优选

4.1 开发调整方案制定

依据剩余气分布类型及不同井网形式加密优化结果，将点状局部富集型和连片集中展布型剩余气作为主要挖潜对象，优选直井进行井网加密，综合储层地质及周围井开发动态，确定加密井位(图9)。通过统计各气井射孔层位，同时，分析剩余气纵向分布状况及气井生产现状， 确定补孔或侧钻井号及相应的层位。考虑矿场实际情况，制定8组开发调整方案(表2)。其中，方案2中对低含CO2气井和高含CO2气井分别增压，使得井口压力降至1.5 MPa、4.5 MPa；方案3中对11口气井进行21井次的补孔和3口井侧钻， 具体措施井及层位如表3所示；方案4为新钻8口井进行井网加密， 而不对已有井采取措施；方案5综合了方案2和方案3；方案6综合了方案3和方案4；方案7综合了方案2和方案4；方案8则为方案2、方案3和方案4的综合。

表2 登娄库组气藏挖潜调整方案Tab.2 Potential tapping schemes of Denglouku gas reservoir

表3 措施潜力气井及措施层位统计Tab.3 Potential tapping gas wells and their potential tapping layers

图9 气藏加密井位设计Fig.9 Position design of infilling wells in gas reservoir

目前，区块气井采用增压开采，低含CO2、高含CO2气井井口压力分别约为2.5 MPa、5.5 MPa，通过更换大功率压缩机，可进一步给气井增压。同时根据各方案所需采取的调整挖潜措施，计算各方案投资额，其中，方案1作为基础对比方案，不做调整。预测期设定为20 a。

4.2 开发调整方案对比与优选

依据制定的开发调整方案，分别建立各方案的数值模拟模型，对比分析各方案日产气和累产气随生产时间的变化规律(图10)。从图中可看出，调整后，各方案日产气均会出现快速增长，但难以实现长期稳产；采取包含直井加密方案的日产气明显高于其他方案，其中，方案8加密+补孔侧钻+增压日产气量及累积产气量最高，但与方案7加密+补孔侧钻差别不大；方案1和方案2日产气与累积产气量差距较小，表明在现有增压开采条件下，再采取进一步增压措施，对提高气藏采收率影响较小。

图10 加密调整方案日产气及累产气随时间变化Fig.10 Daily and cumulative gas production prediction of infilling potential tapping schemes

为更加直观对比各方案的开发调整效果，根据生产期末累积产气量，计算各方案的采出程度，以基础方案为基准，求取各开发调整方案的采出程度增加量(图11)。从图中可看出生产期末基础方案采出程度约为19.5%，加密可极大提高气藏采出程度(提高4%以上)，同时采取增压、补孔侧钻和加密，采出程度可提高约6%；增压对提高气藏采出程度作用有限，侧钻补孔次之。

图11 各方案采出程度及采出程度增加量Fig.11 Recovery degree and its increment of every schemes

根据气藏采收率较高的筛选原则，综合气藏开发效果(图10、11)，最终选定方案6“补孔侧钻+加密”为最终开发调整方案，生产期末累积产气量达23.44×108m3，采出程度为25%，较未调整方案提高约5.5%。

5 结 论

(1)在气藏数值模拟的基础上，根据剩余储量分布区域和规模大小、成因类型等，可将剩余气分为边部分散型、点状局部富集型和连片集中展布型3种类型，其占比分别为15.5%、4.2%和80.3%，连片集中展布型为剩余储量的主体，为主要的挖潜对象。

(2)排状交错式和正对式井网剩余气分布状况类似，开发效果趋同，加密潜力较大，两者开发效果均差于列状交错式井网，但加密潜力较小，优选直井为最佳的加密调整井型。

(3)选定“补孔侧钻+加密”为登娄库组气藏开发调整方案，生产期末采出程度可达到25.4%，较未调整方案提高约5.5%。