苏里格气田产能影响因素分析

2015-08-15王静王涛李兵刚姚欣欣许益凤中国石油长庆油田分公司第五采气厂陕西西安710021

化工管理 2015年11期

王静王涛李兵刚姚欣欣许益凤(中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710021)

苏里格气田是我国最大的气田，苏里格气田地处鄂尔多斯盆地，属于低压、低渗透岩性气田。目前我国勘探队伍对苏里格气田已经有了基本的认识：苏里格气田中区属于石英砂储层，天然气富含高，比较容易开发；苏里格气田东区属于岩屑砂岩储层，储气层分散，相对较难开发；苏里格西区储层烃源岩发育差，并且局部储层含水。西区、中区、东区虽同属于苏里格气田区域内，但由于储层的成藏特性不同导致储层的开发难易程度也不同。总体上看，苏里格气田的天然气资源相当丰富，但由于其开发困难，我们应针对苏里格气田的地质特性采用适合的技术。

1 苏里格气田的地理位置

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内，该区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，油气储存层是下二叠统山西组山1段—中二叠统下石盒子组盒8段，主要受三角洲平原分流河道砂体控制。

2 苏里格气田区域的地质特征及开发问题

2.1 低丰度气田

鄂尔多斯盆地晚古生代盆地属于海陆交互及陆相碎屑岩合，其发育于气源岩上游的三角洲河域，上古生界的主要储存层是砂体。苏里格气田区域的上古生界正好处于烃类生成的中心地带，由于三角洲砂体使得气田区域覆盖条件较好，是岩性气藏的形成、聚集的良好条件。因此，苏里格地区形成了我国最大天然气田，2001年至2011年期间，已发现天然气储存量为2×1012 m3以上。苏里格气田的丰度为(0.8-1.5)×108 m3/km2，与其他气田相比属于典型的低丰度气田，气田开发的难度很大。

2.2 非均质性气田

苏里格气田的天然气大部分集中于二叠统山西组山1段—中二叠统下石盒子组盒8段，三角洲河域结构复杂，隔夹层条件使得非均质性很强。经过对气田区域内93口取心井气层段岩心分析进行计算分析，得出以下结论：孔隙度分布在5%-12%范围内，平均值为8.69%；渗透率分布在0.1-2mD范围内，平均为0.733 mD。通过对西、中、东三区相比，中区最好、东区其次、西区最差。

2.3 产量低、稳定性差

根据苏里格气田单井试验，该气田大部分气井的无阻气体流量在4×104 m3/d以下，得出苏里格气田属于低产气藏[1]。

3 苏里格气田产能影响因素

3.1 储层砂体分散

苏里格气田的丰富储层是砂岩中的粗岩相，粗岩相的分布规律主要受沉积微相的分布影响。

通过对沉积微相的研究，粗岩相大部分位于高能水道心滩、平流水道心滩下部等。高能水道的窄条状分布特性决定了储层的分布，因此形成气田的有效砂体也呈现独立状或者分散状分布，砂体的连通性很差。这样就使得单井的产能低、不能实现长期开采。

3.2 修正系数

针对气水两相渗流及其应用研究现状，建立了考虑滑脱效应下的气水两相低渗透渗流模型，计算修正系数对产能的影响程度研究得出以下结果：在在地层压力较高的条件下，修正系数对产能的最大影响是5%；相反的条件下，虽然随着地层压力的降低，修正系数有利于产能的提高，但整个气田的总体压力的降低之后，气井的产能也会随之下降。

3.3 应力敏感性

由于苏里格气田属于低渗透气藏，其有较强的应力敏感性。在气田开发过程中，随着地层整体压力的降低，储层下的渗透率和孔隙度都会降低，但降低的程度不同，渗透率的降低程度很大，而孔隙度的降低程度却很低，从储层开采压力到废井压力时，渗透率和孔隙度分别下降22.2%-50.7%和1.9%-3.9%。这说明苏里格气田储层的渗透率随着应力敏感性的变化远远超过孔隙度，有效压力使孔隙度的一个微小变化都会极大程度的影响渗透率。另外，低渗透气藏的孔隙度和渗透率不仅仅单方向变化，在储层有效压力较低后，储层的孔隙度和渗透率会上升，但不能恢复至原来数据，渗透率会有一些损失[2]。

4 储层含水

通过地层水对苏里格气田产能的研究表明，气井附近储层含水时，会对气井的产能有很大的影响。根据含水层处于气井的深度不同，对气井的产能影响也不同。在储层中部含水时，储层中的水层会对气层的流动形成一种阻力，影响气层整体的流动性，并且气层的渗透性也同样受到了限制。对气井产能的影响最大；在储层底部对气井产能的其次，主要原因是井底的压力低于地层内部，使井底含水层的含水饱和度很大程度的降低。在储层远端存在含水层时，压力下降幅度相同的情况下，在地层中部存在含水层影响最大[3]。