致密砂岩气藏产能评价和井网井距研究

焦廷奎 ，孙素芳 ，史婵媛 ，王 晔

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

致密砂岩气藏产能评价和井网井距研究

焦廷奎1，2，孙素芳1，2，史婵媛1，2，王 晔1，2

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

米脂气田上古发育多套含气层，整体属于致密储层，在米脂气田现有地质认识基础上，重点对生产动态、气井产能、井网井距开展初步论证，并与邻近类似的神木气田进行对比研究，深化气藏认识。研究成果直接指导近年气田产能建设，实施效果较好，为尽快大规模开发米脂气田提供重要理论支撑。

致密气藏；生产动态；大丛式井组；产能评价；井网井距

米脂气田位于鄂尔多斯盆地东部，北接神木气田，南邻子洲气田，探明地质储量近400×108m3，层位为下石盒子组盒8、盒7、盒6。米脂气田勘探始于1985年，属于典型的低孔、低渗、非均质性强气田。2006年米脂气田进入产能建设实施阶段，完钻开发井17口。此后每年完钻2～3口开发井，由于储层致密、产能低，气田未得到大规模开发[1-5]。

为了使致密砂岩气藏得到有效开发，有必要加强对气井动态、气井产能、井网井距的深化研究，为气田尽快开发及相关科研工作奠定基础[6，7]。

1 气田基本地质特征

1.1 沉积特点

山2沉积期间，米脂气田为三角洲平原～三角洲前缘亚相，存在支自北而南的辫状河分流河道。单支分流河道间基本被泛滥平原所分隔，独立分布；南部井区两支分流河道交汇，形成相对较大面积的分流河道微相。复合叠置的河道在米脂气田含气面积内分布相对局限，主要分布在米脂气田中部河道交汇处。

下石盒子组在盆地东部主要为河流～三角洲相沉积，米脂气田处于三角洲平原～三角洲前缘环境，盒8段砂体受分流河道亚相控制，主砂体呈南北向带状分布，东西宽4 km～10 km，南北长达100 km，复合砂体厚度一般15 m～30 m。单砂体主要为点砂坝及心滩砂，横断面呈底凸顶平的透镜状、板状，二元结构清楚，厚3 m～10 m。受网状水系中沉降速率和沉积速率的影响，在河道交汇处，沉积物快速堆积造成砂体厚度局部明显增厚。

盒7段为干旱气候下的湖泊三角洲沉积，在鱼1～镇川5～榆5井一线的北东面以三角洲平原亚相为主，其西南面则主要发育三角洲前缘沉积。与该区盒8段相比，三角洲平原的分布范围缩小，砂体变窄变薄。

盒6段三角洲平原分布范围进一步缩小，三角洲前缘规模扩大，发育朵状砂体。在麒2～麒参1、榆10～镇川3、镇川8～洲5井、镇川11～铺2井等区带最为发育，复合砂体宽4 km～8 km，厚度5 m～15 m。

1.2 砂体展布

太原储层北部连片发育，相对南部更发育；山2段砂体发育南北向及北西-南东向，有效砂体局部发育；盒8段砂体整体厚度较大（5 m～30 m），有效砂体发育，但平面非均质性强。

1.3 储层物性特征

山2砂岩主要岩石类型为石英砂岩及岩屑石英砂岩，岩性明显不如相邻的子洲气田，孔隙度主要分布在2%～8%，渗透率主要分布在0.01 mD～0.5 mD。盒8砂岩主要岩石类型为岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，孔隙度主要分布在4%～6%，渗透率主要分布在0.01 mD～0.4 mD，表现出低孔、低渗特征。

2 气田生产动态

米脂气田2007年8月投产，截至目前投产气井16口，投产井主要是2006年完钻开发井，生产过程中大部分井为间歇生产，目前平均套压9.0 MPa，单井产量在0.5×104m3/d左右，气田累计产气1.6×108m3。

2.1 试气

采用一点法试气求产。完试井68口，试气无阻流量在 0.22×104m3/d～23.84×104m3/d，平均无阻流量 4.63×104m3/d，最高23.84×104m3/d。其中10口针对太原试气，平均无阻流量2.46×104m3/d。26口针对山2试气，平均无阻流量3.25×104m3/d。25口针对盒8试气，平均无阻流量2.66×104m3/d。显示出多层含气特征（见图1）。

图1 试气结果统计图

参考神木东侧气井分类评价标准，结合米脂气田的储层物性和气井生产动态，对米脂气田气井分类。68口试气井Ⅰ+Ⅱ类井比例69%（见表1）。

表1 分类标准及分类结果

试气结果表明米脂气田整体产能较低，但个别井产能较好。同时区域试气效果差异大，也表明米脂气田储层物性平面分布非均质性强。

2.2 试采

本区域进行过1口井试采。米X1井层位为太原、盒8、盒7，合试无阻流量8.2×104m3/d。2015年10月开始单点法试采，原始地层压力24.7 MPa，开井前套压20.88 MPa，以 2.0×104m3/d 连续生产 46 d，试采期间累产气 91.6×104m3，累产水 53.7 m3，水气比 0.58 m3/104m3。预计该井合理配产初步1.0×104m3/d（见图2）。

该井压恢测试45 d，测试过程中压力从9.0 MPa恢复至19.1 MPa，压力恢复程度78%，由于急于投产、时间较紧原因结束压恢阶段，测试后期平均压力恢复速率为0.031 2 MPa/d，压力恢复没有达到稳定状态。试井模型采用平行边界均值模型，结果显示该井位于狭长的河道中，河道宽度约为90 m，导致该井控制储量低，稳产能力差；该井对应储层物性差，解释渗透率为0.011 6 mD，为超低渗透气藏，表明均属特低渗气藏，需要经过压裂或酸化等措施才能获得工业气流。

图2 米X1井试采曲线

2.3 动储量评价

针对米脂气田已投产井生产情况，主要采用压降法、产量不稳定法，对米脂气田的生产井进行动储量计算，结果 0.05×108m3～0.83×108m3，单井平均动储量0.31×108m3（见图3）。

图3 生产井动储量柱状图

2.4 气井合理产量评价

气井配产水平直接反映了气井的生产能力和开发潜力。这里主要采用经验法、采气指示曲线法、类比法等方法论证气井合理产量。

2.4.1 经验法 借鉴苏里格致密气藏单井配产标准。其中qAOF≥5×104m3/d的井，可以按试气无阻流量的1/5～1/4 配产；2×104m3/d≤qAOF＜5×104m3/d 的井，可以按试气无阻流量的 1/4～1/3 配产；qAOF＜2×104m3/d 的井，可以按试气无阻流量的1/3～1/2配产。根据此方法确定气井合理配产为 0.92×104m3/d（见表 2）。

表2 气井经验法配产表

2.4.2 采气指示曲线法 根据地层静压、试气稳定流压、产量及无阻流量，确定二项式产能方程系数A、B的值；然后依据产能方程，可以计算不同压差下的产量，绘制采气指示曲线，确定合理产量。根据此方法确定米X1井合理配产为1.0×104m3/d（见图4）。

图4 压差与产量关系曲线

2.4.3 类比法 选择储层特征相近的神木气田进行类比。通过物性参数、试气成果等参数对比，本区块差于神木气田。根据此方法确定气井合理配产为0.9×104m3/d（见表3）。

综合以上3种方法的研究结果，确定米脂气田单井合理初始配产为0.9×104m3/d。

3 井网井排距确定

3.1 井网

沿砂体展布方向，在砂体发育中心采用非均匀布井，砂体两侧适当布井。应优选储层发育好、产能尽可能大、各气层尽量重叠的部位，便于开采后期的层间调整。本区域砂体展布特征表明，有效砂体呈透镜状、条带状展布，以孤立式和多边多层式为主，总体具有“纵向发育多层、平面复合连片”特征。根据砂体规模及走向，优选南北向排距大于东西向井距四边形井网形态。

3.2 井距

井距问题是低渗气田开发中的关键。对于低渗、低丰度的大面积气层，采用大井距开采，所需井数少，投入少。但井数少，不利于形成较大的产能规模；同时，大井距导致单井控制可采储量过多，在气井经济寿命期内难以基本采出，使采收率降低。因此，合理的井距应兼顾经济效益和开发效果。本文主要采用经济极限井网密度法、类比法开展井网井距研究。

3.2.1 经济极限井网密度法 一口井的总收入为累计采气量与天然气价格的乘积，而一口井从钻井到废弃时支出的总费用包括：钻井、场站建设、支气管线、储层改造、采气成本等几方面。对于一口井来说，其钻井费用、平均每口井的油建费用与平均年采气操作费用之和，至少应大于或等于每年的天然气的销售额，这就必须有足够的储量，即单井控制经济极限储量，将它作为一个选择合理井距的重要经济指标。

其中：Gp－气井极限累计采气量，104m3；Gmin－气井最小控制储量，104m3；f－天然气商品率；P-天然气价格，元/千立方米；L-单位成本与费用，元/千立方米；L1-各种税金，元/千立方米；I-单井投资总计，万元；R-采收率，%。

根据上述经济指标，经计算可得单井经济极限累计采气量为1 289×104m3，采收率取值50%，则气井最小控制储量 2 578×104m3，储量丰度 0.75×108m3/km2，可知该气田单井经济极限井距587.3 m。

3.2.2 类比法 经过研究，米脂与相邻的神木气田东侧具有相似的沉积背景及储层特征。

南部的子洲气田山2为优势储层，连续性较好。适合直井、水平井开发；米脂与神木气田东侧气藏发育规模类似，较子洲气田本部小，连通性较差，适合丛式井组开发。通过气田砂体规模对比（见表4），同时借鉴神木气田东侧模式，米脂气田以丛式大井组多层系开发，井排距为800 m×1 000 m。

根据神木气田（多层系含气）低成本开发经验，同时考虑米脂气田复杂的地貌特征，推荐实施5～6井组。

4 实施效果

研究成果能够指导现场生产支撑。近年来，在米脂气田镇川地区实施丛式大井组开发，先后完钻3个井组13口开发井，储层钻遇及试气效果好，其中米X1井多层段（盒 6、盒8、山2、太原、本溪）试气获得 40.8×104m3/d无阻流量（见图5、图6）。

表3 气田参数对比表

表4 气田砂体规模对比表

图5 镇川区块开发井钻遇储层参数

图6 镇川地区与米1井区开发井试气对比图

下一步建产区可以考虑在镇川区块和北部双118区块。两区域的砂体厚度、孔渗条件均较好。镇川区块已完钻开发井13口，钻遇砂体和试气效果较好，建议扩大产建规模；其次是北部双118区块，已完钻探井试气显示本溪层产量高，为本溪层局部发育甜点区，可先部署评价井，待实施效果决定下一步开发方向。

［1］张厚福，等.石油地质学［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］王允诚，等.气藏地质［M］.北京：石油工业出版社，2004.

［3］陈元千.油气藏工程计算方法［M］.北京：工业出版社，1990.

［4］文开丰.子洲气田产能落实与评价［J］.石油化工应用，2010，29（10）:38-41.

［5］李士伦.气田开发方案设计［M］.北京:石油工业出版社，2004：98-107.

［6］唐玉林，唐光平.川东石炭系气藏台理井网密度的探讨［J］.天然气工业，2000，20（5）：57-60.

［7］汪周华,郭平,黄全华,等.大牛地低渗透气田试采井网井距研究［J］.西南石油学院学报，2004，26（4）：18-20.

TE332

A

1673-5285（2017）11-0087-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.021

2017-10-17

焦廷奎，男（1981-），重庆忠县人，工程师，从事油气田开发工作，邮箱：jtk_cq@petrochina.com.cn。