大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

2022-07-15李华昌黎华继

西南石油大学学报(自然科学版) 2022年3期

李华昌，黎华继，李峰，许鑫

中国石化西南油气分公司采气三厂，四川德阳618000

引言

中国经济进入高质量发展阶段，在油气安全与“双碳”战略下[1]，必将大力推进天然气大发展。自“十三五”以来，国内天然气需求量保持中高速增长[2-3]，预计2030 年，天然气需求量在一次能源消费结构中的占比将达到15%[4]。在此背景下，中国石化提出高速、持续、跨越式发展目标[5]，大力提升天然气开发力度，计划天然气产量在“十四五”末增至460×108m3，西南油气分公司“十四五”末天然气产量将达到130×108m3。“十四五”前，西南油气分公司产量主要由致密气和海相气构成，致密气产量占比40%～95%，长期占据产量构成的主要地位，如图1 所示。

图1 西南油气分公司产量构成图Fig.1 Production composition diagram of Southwest Petroleum Branch

按照发展规划，致密砂岩气藏高质量开发依然是中国石化西南油气分公司的重要工作。

致密砂岩气藏因储层物性差、自然产能低，动用程度及采收率双低，经济效益开发难度大。国内外提高气藏采收率的主要手段都是井网加密，对于致密砂岩气藏来说，储层薄、储量丰度低，采收率不仅受储层本身地质条件影响，更受工艺技术水平、经济环境及开发政策等多种因素影响。井网井型选择、水平井优化以及加密界限等都直接影响气藏采收率提高程度。中国石化西南油气分公司经过近30 a 的地质、工程工艺及开发技术一体化攻关，实现了部分致密砂岩气藏有效动用及高效开发。如致密砂岩气藏开发典范的新场沙溪庙组气藏，15 a 内采收率从24%提高到56%[6-7]，突破了国内致密砂岩气藏预测采收率50%的界限。以该气藏为例，详细论述致密砂岩气藏提高采收率的主要思路、具体对策及其取得的实际成果，总结经验助力川西致密砂岩气藏进一步提高采收率，也为同类型气藏高效开发提供借鉴。

1 气藏特征

新场气田侏罗系沙溪庙组气藏是三角洲平原--前缘分流河道沉积下的大型整装致密砂岩气藏。埋深2 120～2 800 m，纵向上多气层叠置，叠置程度达58.37%。岩石矿物成分多样，次生孔隙发育；岩石孔喉细小，以小于0.1 μm 的小微孔隙为主；储层物性差，主要含气砂体孔隙度1.08%～17.07%，平均9.89%，渗透率0.01～3.00 mD，平均0.16 mD；属于典型的低--特低孔、低渗致密储层。

气藏产出流体主要为天然气，同时产出少量地层水和凝析油。原始地层压力39.00～48.33 MPa，地层压力系数1.64～2.09；原始地层温度60.7～78.0°C，地温梯度1.82～2.39°C/hm。整体上，新场沙溪庙组气藏属于异常高压定容封闭干气气藏。

2 提高采收率主体技术

影响致密砂岩气藏采收率的因素主要有地质和开发两大类。地质因素主要包括储层类型、气水分布、渗流条件和流体性质等，开发因素主要包括井网密度、井型及配产制度等。以此延伸出气藏精细描述、水平井开发、压裂改造、井网加密、增压开采及排水采气等提高采收率对策[8-10]。

对于特定气藏而言，地质因素是气藏本身所固有的，是客观存在的，准确认识气藏的地质特征是提高采收率的基础，对后续提高采收率对策的选择至关重要[11]。致密砂岩气藏储层物性差、渗流能力弱，依靠单一技术对于采收率的提高非常有限，需要多种技术联合攻关才能达到最大限度提高采收率目的。同时受构造、沉积和成藏等因素影响，不同类型的致密砂岩气藏提高采收率的技术也存在差别[12]。如苏里格致密砂岩气藏，井网加密是该气藏提高采收率的主体技术，同时配套了生产制度优化、排水采气以及降低废弃产量等辅助技术[8]。新场沙溪庙组致密砂岩气藏则是以气藏精细描述及分类评价作为基础，以建模-数模一体化的剩余气分布规律定量描述和以利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心，井网立体开发及差异化对策优化为手段，形成的提高采收率联合攻关主体技术。

2.1 致密砂岩气藏精细描述及分类评价

气藏描述的精细及准确程度决定了气藏采收率提高的程度，多轮次的气藏精细描述对于后续提高采收率的方式和技术的选择至关重要[13]。

新场沙溪庙组气藏自开发以来，经历了5 次全气藏精细描述。

（1）2000 年以前，为解决储渗体展布问题开展了以三维地震资料应用为核心的气藏描述。

（2）2005 年，为落实储层有效展布，开展了以地质、测井和动态资料为基础的精细描述。

（3）2006 年，新场沙溪庙组气藏开发方案实施后，单层井网基本成型，面临平面压降不均衡、纵向气层采出程度差异大的问题。为此，开展了以储层非均质性及储量动用研究为主的全气藏精细描述，在气藏构造、沉积、储集岩特征研究和储层参数二次解释基础上，以地震属性和测井资料为约束，首次建立全气藏储层精细地质模型，包括构造、岩相、储层参数模型，实现了储层参数精确表征和储量的精细分类评价。

（4）2010 年，为解决纵向气层采出程度差异大的问题，利用新增200 余口多层合采井资料，开展以难采储量及含水饱和度精细刻画为主的气藏精细描述，落实了砂体含气面积并复算地质储量。此次，复算储量较原探明储量减少77×108m3，此后历次复算储量误差率在2%以内，确定了新场沙溪庙组气藏储量规模。根据精细三维地质模型建立了以储能系数为核心的储量分类评价标准，平面上I、II 类储量区在当前经济技术条件下可效益开发，为优质储量；III、IV 类储量区单独开采无法获得经济效益，为难采储量区。纵向上气层以I、II 类储量区为主，是开发主力气层；气层以III、IV 类储量区为主[14]，是当前开发的难采层，如图2 所示。后期多层合采井动态特征表明，主力气层东部生产效果未达预期，与地质认识符合度较低。

图2 新场沙溪庙组气藏储量分类评价图Fig.2 Classification and evaluation diagram of gas reserves in Xinchang Shaximiao Formation

（5）2013 年，开展了以Js2气层为主的精细描述，气层砂体厚度高达25～60 m，呈东厚西薄展布，东部区域存在砂体厚度5～10 m 局部夹层，原开发井网在原工艺情况下只打开其中一层，东部区域纵向上储量动用不充分，此次描述将气层细分为气层。至此，新场沙溪庙组气藏地质特征基本认识清楚，后期仅对气藏局部扩边区域进行修正完善。

2.2 建模-数模一体化的剩余气定量描述

剩余气分布规律直接影响井网部署及开发对策选择。部分学者认为致密砂岩气藏剩余气分布与地层压力成正相关关系；地层压力保持程度高的区域，剩余气相对富集；地层压力保持程度较低的区域，剩余气相对较少[15-18]。前期研究剩余气分布规律主要通过描述地层压力分布，后期逐步增加含气饱和度、有效厚度等储层参数共同描述剩余气分布规律[16]。近年来则主要以地层压力和剩余储量丰度综合描述剩余气分布规律。新场沙溪庙组气藏剩余气分布规律的研究经历了从单一参数定性描述到多参数综合定量描述，形成了建模-数模一体化的剩余气定量描述技术。

在2010 年，明确储量规模后，首次利用数值模拟技术完成了新场沙溪庙组全气藏300 余井20 a的生产历史拟合，得到地层压力和含水饱和度分布图，结合地质认识及动态特征，明确了剩余气分布规律。新场沙溪庙组气藏剩余气主要分为沉积微相控制型、非均质型以及井网不完善型，如图3a 所示。

图3 新场沙溪庙组气藏剩余气压力分布图Fig.3 Distribution of pressure of residual gas in Shaximiao Formation,Xinchang

沉积微相控制型，因储层物性较差、含水饱和度较高、气相相对渗透率低、气体流动困难，该区域天然气长期得不到有效开发而形成的剩余气，主要分布在各气层边部及III、IV 类储量区，通过工程工艺技术的进步可有效动用。

非均质型剩余气又分层间非均质型及层内非均质型，因储层层间层内物性差异大，主力气层或合采井物性较好层采出程度高，而非主力气层及合采井物性较差层采出程度低，由此，形成了剩余气。这些剩余气主要分布于非均质变异系数高达0.945和0.714 的气层的多层合采区以及新场气层东部。这些剩余气区域在开发后期可通过水平井调整、侧钻或者转层挖潜进一步挖掘。

井网不完善型剩余气主要是目前开发井距偏大，井网未能完全控制所造成。气藏前期开发井网密度0.60～1.34 口/km2，井距1 000～1 400 m；经过2006--2010 年的多层合采调整井网，井网密度增大到1.60～2.50 口/km2，井距700～900 m，生产主力区井距约为600～700 m；但地层压力监测数据及数值模拟研究表明，气藏单井泄气半径主要分布在180～260 m，远小于实际井网密度，井网控制程度差。该类型剩余储量主要分布在各气层开发主体部位。可通过加密调整，完善井网，有效开发。

2019 年，在前期研究基础上，建立了建模-数模一体化的数值模型。通过定量描述地层压力和剩余储量丰度分布规律，落实了剩余气分布、规模及成因。目前，剩余气主要为高含水饱和度型和井网控制差型两大类，如图3b 所示。高含水饱和度型剩余气即前期沉积微相控制型剩余气中因含水饱和度过高、砂体薄、物性差，目前技术条件难以建产留下的剩余气，主要分布在各气层边部以及Js2气层东部条带等区域，储量丰度低但地层压力保持程度高，占此次剩余储量的68%。对于高含水饱和度型剩余气目前依靠传统技术难以经济效益开发，有待工程改造和排水采气工艺的进步才能实现效益开发。

井网控制差型剩余气主要是非均质型及井网不完善型剩余气进一步开发后的剩余气，因储量规模较小，合并为一类表述。2011--2017 年，通过细分层系、水平井多段压裂、老井挖潜等对策调整，前期非均质型剩余气及井网不完善型剩余气约67%的储量被动用，该类剩余气包含了水平井靶前300 m左右未射孔区域中难以有效动用的剩余气；井距偏大造成井区储量动用不充分的剩余气；直井穿过多套气层，未全部射开或低渗低压层生产受到抑制的剩余气。储量丰度较高但地层压力保持程度较低，约占此次剩余储量的32%。该类剩余气通过明确经济开发界限，在确保提高采收率的同时也能获得效益的前提下可有效开发。

2.3 利润为约束的剩余储量开发潜力评价

剩余气开发潜力评价多考虑地层压力下降程度、储层物性及含气性等，只要技术可行，初期预测日产气量能达到经济极限日产气量即评价为潜力区。此种方法对于采出程度较高且低储量丰度气藏适应性较差，经济可行性论证不够全面。新场沙溪庙组气藏经过多层直井合采及水平井调整后，68%以上的剩余气都是高含水饱和度型，直井难以有效建产，水平井又面临水淹风险。提高采收率的重点在于该类剩余气能否有效动用并效益开发。新场沙溪庙组气藏剩余储量潜力的评价需从定性转为定量[17]，并以获得经济利益作为评价标准，形成了以利润为约束的剩余储量潜力评价技术。

2016 年，川西致密砂岩气藏首次进行了不同气藏不同储层水平井开发经济极限研究，利用现金流法建立了不同气价下经济极限宽度、经济极限孔隙度、经济极限有效厚度、经济极限含水饱和度及经济极限水平段长度图版[18]。

经济极限系列图版明确了剩余气效益开发的储层参数下限，达到下限值的剩余气储量即为效益开发剩余储量。以II 类储量区为例，水平井效益开发的经济极限含水饱和度及经济极限水平段长度图版如图4 所示。

图4 II 类储量区不同井深水平井经济极限含水饱和度及水平段长度Fig.4 Economic limit water saturation and horizontal section length of horizontal wells at different depths in Class II reserves area

由图4 可见，当气价为1.291 元/m3时，II 类储量区经济极限含水饱和度为59.65%，经济极限水平段长度为700 m。表明对于含水饱和度上限55.00%的II 类储量区，利用水平段长度达到700 m 以上的水平井可效益开发该类储量区的所有剩余气。当气价上涨到1.400 元/m3时，II 类储量区经济极限含水饱和度增加到62.81%，水平段长度仅需大于676 m即可效益开发。气价上涨有利于高含水饱和度储量区的经济有效动用。

随着开发进行，新场沙溪庙组气藏经过细分层系及水平井加密调整，井网高度完善，2018 年底开发井网密度2.26～2.99 口/km2，井距650～750 m，主力区井距缩小到200～350 m。剩余储量出现保持原始地层压力的区域剩余气储量丰度低，储量丰度高的区域地层压力偏低。若坚持保持原始地层压力才能加密调整，气藏提高采收率空间极小。实际生产中发现，部署在地层压力下降区的部分井可采储量依然能达到经济极限，同时多方法也证实致密砂岩气藏获得最高采收率时井间干扰约为30%。在经济评价许可的情况下，接受一定程度的井间干扰，利用密井网来实现采收率的提高。为保证经济效益，剩余储量潜力评价从前期的单一物性参数转变为综合参数，经济约束条件从经济可采储量转变为净利润。利用典型井区数值模拟方法与现金流法相结合，得到不同井型部署在不同地层压力、不同储量丰度下所获的净利润，建立了剩余储量效益开发地层压力与储量丰度界限图版。在气价1.404 元/m3、内部收益率8%条件下，潜力评价及对策表见表1。

由表1 可见，I 类储量区剩余储量满足地层压力大于原始地层压力的47% 及储量丰度大于4.07×108m3/km2，II 类储量区剩余储量满足地层压力大于原始地层压力的51% 及剩余储量丰度大于2.20×108m3/km2，III 类储量区剩余储量需满足地层压力大于原始地层压力的88% 且储量丰度大于1.60×108m3/km2，可评价为具有效益开发的潜力区。通过该方法，落实可效益开发剩余储量21.30×108m3，提高气藏采收率4.30%。

表1 潜力评价及对策表Tab.1 Potential evaluation and countermeasures

2.4 井网立体优化及差异化开发对策

随着对气藏地质的深入认识，致密气藏开发方式与井网优化研究不断深化。通过气藏精细描述与分类评价明确不同储层、储量空间叠置关系，采用气藏工程及数值模拟方法优化不同开发方式下井网、井距、合理配产、采气速度等[19-20]，建立了“多层组混合井网立体化开发”模式，形成了以“多层压裂合采技术+水平井优化设计技术”为特色的开发关键技术[21]。部署多层合采直井130 余口，采收率提高15.96%，水平井100 余口，采收率提高7.47%。

2.4.1 多层组混合井网立体化开发

2006 年前，新场沙溪庙组气藏利用单层直井均匀面积布井开采，仅气层为主产开发气层，平均井距800～1 500 m，主力产区平均井距700～900 m。

2006 年后，为解决气藏稳产困难及井控程度低的问题，气藏开发模式发生了巨大转变。从单层直井开采变为多层直井合采，从单层纵向接替变为多层多类的平面接替。多层合采解决了和主产层I 类和II 类储量区动用程度不高的问题并兼顾动用难产气层的储量，实现了主产层井网完善及难采层的储量动用。调整后气藏井网密度从2005 年底的0.60～1.34 口/km2增加到2010 年底的1.60～2.50 口/km2，主力产区平均井距600～700 m，气藏的平均井距缩小了近一倍，但相对于利用单井动态储量控制面积计算的井网密度3.53～5.07 口/km2，井网控制程度依然较低。

2010 年底，气藏平面及纵向储量动用不均衡，非主产层产量贡献低。生产测井显示80%以上的多层合采井在难采层的产量贡献率小于20%，泄气半径小于100 m，难采层储量动用程度仅10%左右。

2011--2014 年，利用水平井生产压差小、流动阻力小、泄流面积大等特点解决难采层的储量动用问题[22]。考虑水平井井轨迹以及分段压裂工艺对其方位的特殊要求，新场沙溪庙组气藏采用了NESW 向的平行水平井网，局部辅以“一台多井”及“丛式井网”进行开发，在气层叠置程度较高的区域采用多层合采直井和水平井组成的不规则混合型井网进行加密调整开发，如图5 所示。

图5 新场沙溪庙组气藏开发模式示意图Fig.5 Schematic diagram of gas reservoir development mode in Xinchang Shaximiao Formation

多层组混合井网解决了难采层的II、III 类储量区及主力层边部III、IV 类储量区的动用问题，实现难采层整体开发。调整后，气藏井网密度2.30～3.30 口/km2，主力产区平均井距500～600 m，井网控制程度高，仅气层边部及高含水饱和度区域井网控制程度较低。

2.4.2 多层合采井对策优化

新场沙溪庙组气藏非均质性严重，多层合采时产层物性差异大将导致物性较差气层产能受到限制，影响气井正常生产[23]。特别是当上产层产量贡献不足50%且地层压力偏低，可能导致下产层采出气倒灌进入上产层。为保证多层合采井生产效果，利用典型井区建立不同渗透率比值模型。根据不同渗透率比值模型，得到不同地层压力上产层的产量贡献率变化趋势图，明确多层合采技术界限，如表2及图6 所示。

表2 多层合采界限及经济极限井距Tab.2 Multi-layer co-production limit and economic limit well spacing

图6 不同渗透率比、地层压力比下合采井上产层的产量贡献率图Fig.6 Contribution of upper production at different permeability and formation pressure ratios of co-production wells

合采井上产层产量贡献率随上下产层渗透率比及地层压力比的增加而增大，地层压力比对产量贡献的影响大于渗透率比。当上下产层地层压力比大于1.20，即使上产层渗透率极低，仅为下产层的10%，上产层产量贡献依然大于50%，合采井不受影响。上产层地层压力降低，与下产层比值为0.96～1.20 时，上产层渗透率为下产层2.10 倍以上，上产层依然不受干扰。当上产层压力继续降低，上下产层压力比小于0.96，即使上产层渗透率为下产层的5.00 倍以上，产量贡献率依然低于50%。新场沙溪庙组气藏上下产层渗透率比约为0.13～3.30，原始地层压力比0.93～0.99，确定气层和气层合采以及气层和气层合采不产生干扰，上产层产量贡献率较高。

利用现金流法计算多层合采时的单层经济极限井距，结果显示，两层合采时的单层经济极限井距比单层开采所需经济极限井距缩小约20%。如气层的单层开采所需经济极限井距约580 m，与气层合采经济极限井距385 m，与气层合采经济极限井距449 m气层合采经济极限井距439 m，井距缩短20%～35%。若气层与和气层进行3 层合采，单层井距可缩短到320 m；气层与气层进行4 层合采，则单层井距仅为280 m。多层合采技术界限的确定为部署合采井提供了依据，在此基础上，进一步完善了井网，提高了气藏采收率。

2.4.3 水平井优化设计

水平井对策优化不仅要考虑气藏地质特征、剩余储量分布特征以及水平井压裂施工等工艺要求，还要考虑经济效益。前期常使用的综合优化法侧重于技术最优化，即通过气藏工程方法以及经济评价分别进行水平井井距、合理产量、合理采速和水平段参数优化设计研究[24-29]，综合各方法限定合理范围，从而确定满足最低经济极限的最优参数。随着气藏开发要求从前期要产能要规模到如今高质量开发的转变，新场沙溪庙组气藏水平井优化也转为利润最优的对策优化，结果如表3 所示。

表3 新场沙溪庙组气藏对策优化表Tab.3 Gas reservoir strategy optimization table of Xinchang Shaximiao Formation

（1）水平井井距

水平井井距优化常采用单井控制储量法、经济极限合理井网密度法和单井经济极限控制储量法分别确定各方法的合理井距，综合各方法确定的合理井距范围确定开发井距。如新场沙溪庙组气藏I、II 类储量区利用单井控制法计算的合理井距600 和700 m，经济极限合理井网密度法则为680 和870 m，单井经济极限控制储量法为450 和550 m，综合确定I、II 类储量区合理井距为600 和700 m。经济-技术一体化的对策优化，利用数值模拟选取典型井区预测不同井距下水平井可采储量，利用现金流法计算其利润，建立井距与利润的直接关系图，选取拐点值前后范围作为水平井最优井距，得到I、II 和III 类储量区合理井距分别为550～650、400～500 及300～400 m。两种优化方法对于I 类储量区最优井距的确定差异较小；对于II、III 类储量区，经济-技术一体化的最优井距比综合法的最优井距降低约30%～50%，这与实际情况中II、III 类储量区150～200 m 的泄气半径更为匹配，充分考虑了井网的完善及经济效益的最优化。

（2）合理产量

致密砂岩气藏合理产量确定需满足3 个条件：生产需要、经济需要及携液量需要。综合优化法采用节点分析法、试采动态法、临界携液流量确定新场沙溪庙组气藏I、II 和III 类储量区水平井合理产量分别为（3.0～4.0）×104、（1.5～2.5）×104和（0.8～1.5）×104m3/d。对于确定气藏，经济极限合理产量不会根据储量品质的降低而降低，只会根据井深的增加而增大，所以I、II 和III 类储量区水平井经济极限合理产量均为（1.8～2.2）×104m3/d。利用综合法确定的II 类和III 类储量区合理产量达不到经济极限产量。与水平井合理井距优化方法相同，依然利用经济-技术一体化建立井距与利润的关系图，得到新场沙溪庙组气藏I、II 和III类储量区合理产量分别为（4.0～5.0）×104、（3.0～4.0）×104及（1.5～2.5）×104m3/d。

（3）合理采气速度

新场沙溪庙组气藏储层致密，应力敏感性强，异常高压，生产动态表明气井初期产量下降快。其原因主要是投产初期，主要供气通道为微裂缝，随着生产进行，地层压力下降导致部分裂缝闭合，被裂缝沟通的部分孔隙形成死气区，供气能力不足，产量快速下降。投产初期应尽量降低气井的采气速度，前期类比同类型气藏合理采速约为3%。综合考虑储层应力敏感性、合理产量、合理井网井距研究成果，得到I、II 和III 类储量区水平井合理采速分别为3.0%～4.0%、2.0%～3.0%和1.5%～2.0%。

（4）水平段长度

水平段的长度直接影响气井产量及可采储量，合理水平井长度对气藏采收率、及开发效果至关重要。水平段长度的选择需要充分考虑储层物性、井网井距、气井产能等地质及气藏工程指标，还需要考虑钻井施工、完井工程等现场因素。通过理论公式法、经验法及经济法确定的新场沙溪庙组气藏I、II 类储量区水平井合理水平段长度分别为600～800 和800～1 000 m。经济-技术一体化优化后，I、II 和III 类储量区水平井合理水平段长度分别为400～600、700～800 以及1 000～1100 m。相比综合优化，I 类储量区水平井长度缩短了约30%，主要是气藏I 类储量区砂体厚、物性好，在压裂规模偏小的情况下，长水平段改造不充分，更适宜短水平段开发。