低渗-致密砂岩气藏开发中后期精细调整技术

付宁海，唐海发，刘群明

中国石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083

引 言

近年来，随着中国天然气业务的快速发展，国内低渗-致密砂岩气藏储量和产量快速增长，尤其是产量所占比重越来越大，低渗透砂岩气藏是中国天然气未来增储上产最重要的领域之一[1]。据统计，2011年，致密气产量约占国内天然气产量的25%[2]，2014年，约占全国天然气总产量的32%[3]，目前，低渗-致密砂岩气藏是中国天然气开发最具规模、储量和产量贡献最大的一类气藏，其有效开发成为天然气上产稳产的重要支撑。

低渗-致密气藏具有储层非均质性强，产能差异大的特点，随着气田开发的深入，尤其是在气田开发中后期，储量动用不均衡进一步加剧，气田剩余储量难以有效动用问题日益突出。因此，开展中后期精细调整研究，总结出相应的技术方法，对于提高储量动用程度，改善气田开发效果具有重要意义，也是提高气田最终采收率的关键。随着进入开发中后期气田比例的增加，客观上也需要加强中后期气藏精细调整技术研究，进一步细化对气藏的认识，明确储量动用状况与剩余储量分布，以延长稳产期和进行后期挖潜。

国内开发中后期精细调整研究多集中于油藏[4-7]，关于气藏中后期精细调整主要以气藏描述为主，或针对某一具体气田面临的特定问题开展研究[8-13]，缺少普遍的适用性与技术流程的梳理。在前人研究基础上，通过对低渗-致密气藏开发中后期面临的关键技术问题的分析，总结提出了一套适用于低渗-致密气藏开发中后期精细调整的技术思路及流程，可较为快速准确地确定气藏加密潜力、优选井位，进行剩余气挖潜，可为同类气藏开发提供借鉴。

1 低渗-致密气藏开发中后期面临的关键技术问题

气藏进入开发中后期，开发重点由开发初期快速上产与规模开发向提高储量动用程度和提高采收率转变。开发中后期的气藏大多已进入稳产后期或递减阶段，由于储层的非均质性及井网的不完善性，导致剩余气分布相对分散。在开发早期以砂组或小层为单元所作的储层描述，已不能满足研究剩余气分布状况的需求。早期井网的不完善性需要井网的调整，同时需要根据气藏中后期生产动态特征的变化进行相应的开发调整。在地质、生产动态及开发方式等方面面临的主要问题不同于开发早期。

1.1 开发地质

气藏进入开发中后期，剩余储量的描述和预测是气藏面临的关键问题。开发初期根据井资料建立的地质模型精度较低，影响剩余储量预测的准确度。需要不断更新对气藏的认识，对剩余储量进行精细描述与评价。利用开发过程中逐渐丰富的资料，对地质储量进行复算，在此基础上，进行剩余储量评价，开展储层精细地质特征描述，有效砂体分布描述，以精细沉积微相、微构造和储渗单元为主对剩余储量进行描述和预测，研究剩余储量的分布规律，为气藏进一步的开发提供依据。

国内低渗-致密储层多属陆相沉积，单层厚度薄，横向变化大。以河流相、三角洲相储层居多。对于三角洲相储层，三角洲类型的差异、沉积特征的差异以及相组合的不同，导致储层特征的差异以及平面非均质性的差异，形成不同的剩余储量分布特征。精细研究三角洲沉积微相及其物性，对后期改善气田开发效果具有重要的意义。河流相储层在剖面上一般呈透镜状分布，横向连续性差。单砂体较小且分散，砂体平面上呈不规则带状，多以顶平底凸、两侧不对称的透镜体为主[14]。开展有效储层三维精细刻画，对有效储层及其连通性进行准确预测和评价，有利于后期提高剩余储量的动用程度。

低渗-致密气藏按储层产状，可划分为3种主要类型[1]：块状、层状和透镜状。透镜体多层叠置气藏，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表，多层状气藏以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表，块状气藏，以塔里木盆地库车拗陷迪西1井区为代表[15]，气藏类型不同，其面临的问题与中后期开发重点也不同（表1）。

表1 不同类型气藏开发中后期气藏描述重点Tab.1 Key points on the description of different kinds of gas reservoirs in the middle-later stage of development

透镜状与层状气藏，构造对气层分布控制不明显，气层连续性差，中后期对剩余储量的评价和预测，以储层连续性、连通性评价为重点。以苏里格气田为代表的透镜状气藏，辫状河发育，河道侧向迁移、改道和切割频繁，造成心滩和边滩砂体在纵向上相互叠置、交错排列[16]。储层小透镜体、多层发育，区域上富集不均，大面积复合连片分布，储层连续性、连通性差。气藏开发前期研究，苏里格大型复合砂体分级构型描述技术、富集区和井位优选技术，使富集区内I+II类直井比例保持在75%以上[15，17]，保障了建产区的优选，实现了气藏的规模开发。中后期面临如何进一步提高储量动用程度与采收率，需要以储渗单元描述为重点，开展密井网区井间精细对比，对有效砂体分布进行定量描述，建立精细地质模型，以此为基础评价储量动用程度和剩余储量分布，提高剩余储量预测的准确度。

块状气藏一般储层整体连通性好，储量动用程度相对较高。进入中后期，应以构造、裂缝、气水关系的描述为重点。需要基于新的钻井、地震资料，动静结合，加强对构造的认识，精细刻画微构造、裂缝、断层等。构造精细刻画关系到后期高效井位部署的成功率。同时，由于气水关系复杂，面临防、控、治水问题，需加强裂缝、隔夹层空间配置关系研究，深化气藏水侵模式、气水关系的认识，实现均衡开采，提高最终采收率。

1.2 生产动态

低渗-致密气藏进入开发中后期，生产动态特征的变化主要表现在：（1）压力、产量下降速度变缓，单位压降产气量增加，气井泄气半径后期因外围低渗区补给有一定扩大，在较低产量水平上可保持较长时期的稳定生产；（2）气藏产能分布不均，不同气井采气速度和采出程度差异较大，造成储量动用不均衡；（3）气井产能与初期变化较大，随着生产阶段的变化需要核实与调整，以充分发挥气井生产能力；（4）低产气井增多，少数高、中产气井对气藏整体产能贡献比例增加，气藏逐渐进入多井低产阶段。

生产动态特征的变化加上储层本身的非均质性，导致储量动用不均衡程度进一步加剧。因此，在开发中后期，面临对气藏储量动用程度进行评价问题，以此确定开发调整的重点。一方面，需要根据生产动态特征的变化对气井的产能进行核实，确定气藏合理的产能规模，生产潜力，尤其是对于产能贡献大的高中产气井，保证这部分高中产井的合理生产，对整个气藏的稳产具有重要意义；另一方面，需要确定气井的动态储量，结合生产动态特征，评价气藏开发效果，确定各小层储量平面和纵向上的动用状况，确定剩余储量的潜力区域和层位。

1.3 开发方式

低渗-致密气藏往往采用衰竭式开发，通过加密钻井弥补递减保持稳产。对于多层和透镜状气藏，由于井控储量少，单井泄气面积小，井间加密是提高采收率的关键。国内外低渗-致密气藏的开发经验表明，对于多层叠置透镜状气藏，通过加密井网，天然气的采收率可大幅度提高[17-20]。气藏初期井网对储量控制程度不够充分，现有井网存在未控制住的储量。表现在：（1）低渗-致密储层展布规模小，连通性差，单井产能低，不宜采用稀井高产的模式开发，一般采用边评价、边开发的思路，井间逐次加密，局部区域存在初期井网未控制住的储量；（2）井网平面分布不均，局部较密，局部过稀，造成储量动用不均衡；（3）井网控制住的区域，在开发过程中由于储层非均质性及气井产能的差异，泄气半径的差异，造成平面上储量动用不均衡；（4）多层生产气井，垂向上具有补孔潜力的未射孔小层，其储量尚未动用。

因此，在开发中后期面临对井网进行加密与调整的问题，以提高井网对储量的控制程度。需要开展井型与井网的适应性评价，论证现有井网对储量的控制程度与开发效果，论证合理的布井方式和井网密度，优选井型，优化井网井距。结合地质研究和生产动态特征，进行井位论证，确定开发调整井位的部署。

2 精细调整思路及流程

在开发中后期的气藏调整中，需要以剩余气分布研究为核心，以精细的小层划分与对比以及储层的定量评价为基础，充分利用各种静态和动态资料，进行精细的气藏描述，建立精细地质模型，并通过开发过程中气藏动态变化研究、剩余气分布规律研究，最终确定剩余气的空间分布情况，为开发调整与挖潜提供可靠的依据。

整体思路是针对剩余储量描述、提高储量动用程度和井网适应性评价中面临的关键问题，分别采用精细气藏描述技术、储量动用程度评价技术和井网井距优化技术，解决储量的空间分布、剩余储量潜力区层位与平面分布，以及调整井井位论证问题。具体流程分为3部分：首先，开展精细气藏描述，精细刻画小层砂体、有效砂体展布，复算小层地质储量，通过对气藏有效砂体发育规律的认识，精细刻画储层特征，落实气藏地质储量，落实调整基础；其次，应用多种气藏工程方法，论证气藏合理产量和动态储量，评价单井采出程度和小层储量动用程度，确定开发调整方向和重点；最后，综合考量地质、动态、经济3方面因素，评价开发井网适应性和开发效果，论证气田合理井网井距，制定气田调整技术对策，落实调整井位的部署（图1）。

图1 气藏开发中后期精细调整技术流程图Fig.1 Technical flow of gas reservoir fine adjustment in the middle-later stage of development

3 开发中后期精细调整技术

精细调整的前提是提高对气藏认识的深度。通过精细气藏描述技术、储量动用程度评价技术、井网井距优化技术，对气藏开发动态规律、剩余气特点以及分布规律进行深入研究，从而为下一步的调整挖潜提供依据，确定调整井位的部署，提高气藏最终采收率。

3.1 精细气藏描述技术

中后期的气藏描述，重点是提高描述精度。综合运用地质、地震、测井、测试等各方面资料，利用中后期增多的井资料，从区块到井间，通常以单砂体或流动单元为基本地层单元，与动态结合紧密，基本单元小，精细程度高。

3.1.1 精细地层结构描述

随着开发中后期资料的丰富，需要进一步细分小层，确定小层界限，落实微构造。主要包括小层精细划分与对比以及构造精细解释对比两方面内容。小层划分与对比是描述储层空间分布的前提，通过小层对比，对研究区内气井的原始地质分层数据进行复查，建立骨架对比剖面。在小层划分对比基础上，区域上结合地震资料、构造及断层解释成果，分小层编制顶面构造图。对比与前期认识上的变化，对前期认识的不足进行更新与调整。

3.1.2 沉积微相分析技术

综合区域沉积背景和单井相分析，确定沉积相类型，分析沉积特征，包括沉积环境、沉积相、沉积模式等。进行沉积微相分析，分析沉积微相类型、沉积微相垂向演化特征、沉积微相及砂体平面展布特征。

3.1.3 有效砂体描述技术

对于透镜状与层状气藏，开发中后期气藏描述重点是对有效砂体进行描述。开展密井网区精细地质解剖，刻画有效砂体的规模尺度、连通性及其分布规律。对密井网区单砂体进行解剖，通过垂直物源密井网连井剖面与顺物源密井网连井剖面，分析有效单砂体规模尺度。进而分析复合有效砂体的结构模式与规模，最后分析有效砂体在三维空间的分布特征。在此基础上，建立定量的精细的地质模型，对剩余气分布进行预测。

以C气田为例，C气田构造形态为一北北东方向展布的背斜，以发育辫状河三角洲沉积相为主，东西向剖面单砂体相变快，连通差、延伸距离短，垂向上具有砂泥岩薄互层发育的特点。气藏有效砂体规模小、多呈孤立状分散分布，局部存在富集区。有效砂体钻遇率30%～60%，平均有效厚度4.0～9.0 m。连井剖面上（图2），有效砂体分布密度小，90%以上有效砂体呈孤立状分散分布，横向范围局限，连通性差，垂向叠置模式以孤立状为主，少量垂向叠置型。平面上，小层有效砂体多呈孤立状分布。

图2 C气田W1-井W4井气藏剖面图Fig.2 W1-W4 wells sections of C Gas Field

密井网区单砂体解剖显示，单期河道砂体砂体厚度一般在3.0～8.0 m，三角洲平原相辫状分流河道宽400～700 m，三角洲前缘相水下分流河道宽350～600 m。有效单砂体厚度集中分布在2.0～4.0 m，平均厚度为3.5 m。垂直物源密井网连井剖面显示，有效单砂体宽度集中在300～400 m。顺物源密井网直井连井剖面显示，有效单砂体长度主要分布在300～450 m。

3.2 储量动用程度评价技术

在气藏地质认识与动态特征分析的基础上，进行储量动用程度评价，确定各砂组和小层储量动用程度，落实已动用储量和剩余未动用储量，确定调整挖潜的潜力区。

3.2.1 气田开发指标计算

储量动用程度评价前，首先论证气井的合理开发指标。一方面，对气井目前的产能、递减等指标进行计算，评价气井的生产能力，确定开发调整时气田的合理生产规模。另一方面，重点是计算与核实气井的动态储量，进而确定动用程度与开发潜力。不同的动态储量计算方法有其自身的适应性和局限性，针对不同生产动态特征的气井，应结合多种方法进行评价。对于有测压资料的气井，采用压降法计算动态储量较为准确；对于生产时间较长，采出程度较高，进入递减的气井，可通过产量累计法和油压递减法以及常规递减分析方法计算；气藏渗流达到或接近拟稳态，气井产量相对稳定的气井可采用流动物质平衡法[21]；产量不稳定分析方法，对于计算低渗气藏储量具有较大优势[22]，它建立在常规的生产动态资料之上，对地层压力测试点的依赖程度较低，对产量和压力数据要求低，生产数据经过处理后，采用不稳定法进行图版拟合，得到气井动态储量，目前常用的有Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI、Transient等方法。

3.2.2 储量动用程度评价

储量动用程度评价的目的是确定储量的动用状况和剩余储量的分布情况，从而确定挖潜的目标层位。在计算得到单井的动态控制储量，并对地质储量进行复核的基础上，将单井的动态储量和累产细化到小层，确定各个小层储量动用程度。目前小层产量劈分方法主要有地层系数法、产气剖面测试法、物理实验模拟法以及数值模拟方法等[23-25]。将各个单井的动态储量和累产劈分到各个小层，结合各个砂组和小层的地质储量，就可以得到各砂组及小层的储量动用程度和采出程度。计算气井在每个小层的泄流半径和动用面积。通过各小层储量动用面积与含气面积叠合图，确定储量在各小层平面上的动用情况。依此确定挖潜重点层位，明确挖潜的主力小层。

C气田自上而下，分为M2、N1、N2、N3、N4等5套砂组。根据对C气田有效砂体的描述，N1、N2砂组有效砂体发育相对较好，局部存在富集区，N3、N4砂组有效砂体零星分布。根据砂组储量动用程度和采出程度分析（图3），M2、N1砂组储量动用程度低（＜40%），采出程度低（＜25%），且剩余储量多；N2砂组储量动用程度高，但储量基数大，仍有较多的剩余储量；N3、N4砂组储量动用程度较高，且剩余储量少。因此，剩余储量潜力主要集中在M2、N1、N2砂组，是下步气田挖潜的重点层位。从小层看（图4），M22、N13地质储量动用程度低（＜35%），采出程度低（＜25%），剩余储量高，是挖潜的主力小层，其次是N23、N22小层。

图3 C气田砂组储量动用程度与采出程度分布图Fig.3 Sand groups reserves producing degree and recovery percent distribution,C Gas Field

3.3 井网井距优化与调整井位部署技术

从技术和经济方面确定合理井距，进行井网适应性论证，确定加密调整的空间和潜力，进而优选调整井位的有利目标区，确定井位及目的层。

3.3.1 井网井距优化技术

低渗-致密气藏，不适合大井距开发，需采用密井网开发，以提高储量的动用程度和最终采收率。合理井距的论证主要有地质分析、气井泄气半径折算、井间干扰分析以及经济极限井距评价等方法。

(1)地质分析

选取密井网区，进行精细地质解剖，根据密井排有效砂体连井对比，分析有效砂体的规模尺度，研究砂体的连通程度，确定有效砂体规模大小。根据砂体的长度、宽度分布范围和频率，确定井排距范围。

（2）气井泄气半径折算

泄气半径计算方法主要可分为试井探测半径方法，不稳定产能分析图版方法，动静态储量结合反算方法等[26-28]。试井探测半径方法，多采用压降或压力恢复试井进行探边测试，以压力波传播的探测半径作为气井的泄气半径。不稳定产能分析利用气井的生产数据和地质参数，通过Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI、Transient等图版拟合确定泄气半径。动静态储量结合反算方法，根据气井的动态储量，采用容积法，反算气井泄气半径。

图4 C气田小层储量动用程度与采出程度分布图Fig.4 Layers reserves producing degreeand recovery percent distribution,C Gas Field

（3）井间干扰分析

同一气层上相邻两口气井同时生产时，某一口气井改变工作制度，对相邻气井的压力、产量产生影响，或是新井投产，在存在井间干扰情况下，邻近老井产量或压力发生改变。根据相邻气井压力产量的变化判断两口井间连通和干扰情况，以此来判断井距是否合理。

（4）经济极限井距

中后期调整涉及井网加密，低渗-致密砂岩气藏一般属于边际效益气藏，经济的有效性是井网加密的重要考量因素，开发调整的井距应大于经济极限井距。根据经济极限井距计算公式[29]，得到不同气价下的极限井距，以此来作为加密调整井距的下限。

综合以上几种方法，从技术、经济两方面确定合理的井距及井网密度。通过密井网区单砂体解剖、气井泄流半径分析以及经济极限井网密度计算，确定C气田合理开发井网井距：350 m×400 m，井控面积0.14 km2/口。从井网控制程度看，目前平均井控面积约0.30 km2/口，与合理井控面积0.14 km2/口相比，具有较大的加密空间。从单井的动用面积与储层的含气面积叠合情况以及小层储量动用状况的分析看，现有井网对储量控制不充分，气藏具有进一步加密调整的空间和潜力。

3.3.2 调整井位部署技术

在气藏挖潜主力层和加密潜力区域研究基础上，结合小层沉积相、砂体、有效砂体平面及剖面分布特征和邻井生产动态，优选加密井位。

加密井位部署时，依据“十图两表”（储量动用面积与含气面积叠合图、顶面构造图、沉积相平面图、砂体厚度图、有效砂体厚度图、孔隙度、渗透率、含气饱和度分布图、邻井砂体及有效砂体连井对比剖面图、邻井生产曲线图、储量动用程度与采出程度统计表、邻井生产动态统计表），重点分析部署位置的储层静态以及邻井生产动态特征，优选有利的位置和层位。具体分为4步。

（1）根据小层储量动用面积与含气面积叠合图，结合数值模拟剩余储量和压力分布确定加密调整井位部署的潜力区域。

（2）在确定的潜力区域基础上，进一步优选加密部署的有利目标区。根据区域地质特征，分析加密井及邻井的构造及储层分布情况，加密井的部署要满足3个基本条件：①处于微构造局部高点附近；②处于有利相带内，砂体发育厚度大，分布稳定，邻井可横向对比追踪；③储集物性好，有效砂体较发育。

（3）在此基础上，结合精细气藏描述中对小层砂体的精细刻画，从邻井砂体及有效砂体对比剖面，分析纵向上含气砂体发育状况以及有效砂体横向分布情况，结合小层储量动用程度、采出程度，确定加密井的目标开采层位。

（4）根据邻井生产动态及生产现状，分析加密井周围的储层生产情况，估算加密井所处井组的储量动用状况和剩余储量情况，进而预测加密井的生产能力及可采储量，判断加密井投产效果及对邻井可能产生的影响。

最终在动、静态特征综合分析的基础上，确定加密井位及开采目的层位。

以C气田加密井J1井为例，从储层物性分布图及构造图看，构造位置有利，物性较好，小层沉积相平面图及小层有效砂体厚度图显示（图5a，图5b），该井处在水下分流河道有利相带内，砂体发育情况好，有效厚度约6～8 m。邻井砂体及有效砂体对比剖面显示（图5c），J1井N21小层砂体、有效砂体横向发育好，分布稳定。从邻井动态来看，邻井以一类井居多，生产稳定，井距大大高于合理井距，具备加密的条件且加密位置较为有利。经过“十图两表”设计优选，该井投产后，产量达到2×104m3/d以上，生产稳定。

图5 加密井及邻井沉积相与砂体分布图Fig.5 Distribution of sedimentary facies and sand bodies of the infill well and adjacent wells

通过合理井网井距及储量动用情况的论证，确定了气田整体加密调整的技术思路。根据上述加密部署流程，对气田的加密有利目标区进行了优选，确定加密井位49口，目前已全部实施并投入开发。加密井投产以来，其产量占气田产量的1/3左右，加密效果良好，有效弥补了气田老井的递减，保持了气田稳产。预计加密井最终可使气田采收率提高约6%。

4 结 语

（1）对低渗-致密气藏开发中后期面临的关键问题进行了系统分析，以具体气田为例，提出以精细气藏描述为基础，综合储量动用程度评价及井网井距优化等关键技术手段，深入认识气藏，进行有效砂体精细刻画，落实储量动用程度，明确剩余储量分布与开发潜力并进行井位部署的具体做法，为气藏开发中后期的开发调整提供了现实可行的技术思路与流程。

（2）该技术方法可快速评价开发潜力区，实施调整井位的部署，有效解决了剩余储量潜力区优选以及调整井井位论证问题，取得了较好的现场应用效果，明确了气田的开发潜力，大幅提升了气田开发效果，可为同类气田开发调整提供方法借鉴。

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