强非均质致密砂岩气藏剩余气分布定量描述与挖潜对策——以苏里格气田苏11 区块北部老区为例

中国石油集团长城钻探工程有限公司

0 引言

鄂尔多斯盆地苏里格气田是中国首个天然气探明储量超万亿立方米的大气田[1]。苏11 区块位于该气田的西北部，区域构造属于伊陕斜坡北部中带，含气面积为620 km2，提交天然气探明地质储量为814.47×108m3，其中北部老区为229.85×108m3。该区块针对一套层系采用600 m×1 200 m 的菱形井网进行衰竭式开采，并且于2010 年建成10×108m3/a 的天然气生产能力。截至2020 年8 月15 日，苏11 区块累计投产气井563 口，目前开井408 口，该区块日产气量合计为205.64×104m3，平均单井日产气量为0.50×104m3，目前套压平均为4.3 MPa，压降速率为0.023 MPa/d，天然气年产量达4.65×108m3，已累计采出天然气131.81×108m3，采出程度为16.2%，绝大多数气井已进入产量递减阶段。其中，苏11 区块北部老区作为天然气主产区，面积占区块总面积的19.4%，天然气储量约占该区块总储量的28.2%，完钻井356口。

随着苏11 区块开发的持续进行，逐步暴露出了一系列的问题。集中体现在平面和纵向上储量动用不均衡、剩余气分布复杂并且低产低压井逐年增多。尤其是北部老区，单井天然气产量逐年降低，其采出程度已经超过40%，剩余气分布复杂。由于Ⅰ类储层储量已基本动用，而Ⅱ类储层的储量规模相对较小且预测难度增大，给老井稳产和井位优化部署带来了极大的挑战。同时，复杂河流相砂体多期叠置、纵横向变化快、非均质性强，经过压裂改造后天然气储量并非全部有效动用，由此导致对天然气剩余储量分布规律的认识不清，老区挖潜难度增大。

要改善苏11 区块北部老区的天然气开发效果，迫切需要解决河流相砂岩储层有利区准确预测、致密砂岩气藏气水分布及剩余气分布定量表征等技术难题。通过调研和借鉴同类型气藏的开发经验[2-3]发现，目前的研究技术偏定性描述的多，而实现定量描述的少；同时小层级别对比的多，而对单砂体级别进行精细刻画的少[4-5]。

为此，笔者在形成复杂河流相砂岩储层精细刻画技术和“动态分析法＋数值模拟法”天然气剩余储量评价技术的基础上，针对苏11 区块北部老区，建立了单砂体级别的三维地质模型，通过生产历史拟合，准确描述了井间和层间剩余气分布；然后在明确侧钻水平井、侧钻井和调层井选区选井选层技术界限的基础上，制订挖潜对策，以期为提高致密砂岩气藏采出程度提供参考。

1 区块地质概况

苏11 区块上古生界地层自下而上发育着石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组。该区块开发目的层位为上古生界二叠系石盒子组盒8段和山西组山1 段，整体为一个向西南方向倾斜的单斜构造，山西组储层顶部埋深介于3 150～3 500 m。苏11 区块沉积类型属于河流相沉积，有效储层为河道亚相沉积中的粗岩相带，岩性以岩屑砂岩为主，次为石英砂岩、岩屑石英砂岩。单井平均有效储层厚度为9.35 m；盒8 段储层平均孔隙度为9.0%，平均渗透率为0.87 mD；山1 段储层平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.77 mD。该区块初始含气饱和度平均为63%，初始储量丰度平均为1.1×108m3/km2，地层温度梯度为2.88 ℃/100 m，气层段温度介于100～110 ℃，压力系数约为0.87。

2 河流相砂岩储层精细刻画技术

为了实现对苏11 北部老区优势砂岩的定量描述，进而为河流相储层地质研究提供指导，此次研究集成了5 项技术来精细刻画复杂河流相砂岩储层，具体包括：①开展测井精细二次解释，建立河道的测井识别标志；②基于地震波形和反演技术进行河道砂体的地震识别；③应用储层构型技术研究河道砂体的组合配置关系；④应用动态监测技术，对单砂体间的连通性进行验证；⑤应用地质建模和数模一体化技术，建立单砂体级别的三维地质模型，为后期数值模拟历史拟合，描述剩余气分布规律奠定基础。

针对工区地层沉积特征，以层序地层学、沉积学、石油地质学理论为指导，综合应用地震、测井、钻井、录井等资料开展小层精细划分与对比。研究形成如下对比原则：旋回对比，分级控制；井震结合，钻井分层与地震反射特征统一；落实标志层的岩性、电性特征及其平面分布的稳定性，以标志层控制进行层组划分与对比。通过研究储层的四性关系，分析储层测井曲线特征，结合试气、生产数据，对测井解释标准进行修正，得到了与苏11 区块地质特征相适应的测井解释新标准（表1）。基于新标准和储层参数评价模型，开展测井精细二次解释，在明确优势储层下限值的基础上，划分出优势储层。

由于常规地震反射对致密砂岩没有特定的响应，从而使预测多解性强，通过常规叠后反演只能获得波阻抗一种参数，信息单一，无法满足对致密砂岩气藏储层预测的精度要求。而叠前地震数据保留了地震振幅随偏移距变化（AVO）信息，因此通过叠前反演能够获得更多的岩石物理参数。在进行储层岩性反演的基础上，还可以进行含油气性反演，进而预测含油气储层的分布。为此，制订了“地质地震紧密结合，地震处理解释以叠后地震反演方法为主，叠前为辅”的技术思路，结合AVO 信息预测储层含气性，对气层进行地震识别。运用地震解释成果进行宏观控制，细化分层，精细刻画出河道砂体的空间展布。

表1 苏11 区块测井解释结论统计表

基于已完钻井的地质分层数据，发现苏11 区块盒8 段4、5、6 小层与山1 段7、8、9 小层发育3个单砂体的频率较高。地质地震综合研究结果表明，该区块目的层为下二叠统石盒子组盒8 段及山西组山l 段砂岩储层。受河流相沉积控制，河道砂体纵向上多期叠置，横向上复合连片分布，天然气主要富集在主河道中心部位、储层厚度较大及孔隙度、渗透率相对较高的石英砂岩中。虽然砂层可能是连续的，但有效砂体是孤立、分散的，砂体厚度也相对较薄。

对应不同的测井响应方式，通过界面识别标志对单砂体垂向叠置模式进行了识别。按照“垂向分期、侧向划界”的技术理念，提出3 种单砂体垂向叠置模式，即孤立型、叠加型和切割型（表2）。在此基础上，结合动态监测技术，明确单砂体间的连通性。

表2 砂体发育模式类型统计表

在前面研究的基础上，通过点—线—面详细解剖，对比沿河道方向和垂直河道方向上的气藏剖面，发现单砂体宽度厚度比介于50～200，砂体沿河道方向可延伸3 km（图1），与河道方向垂直的多数砂体宽度小于1.2 km。通过建立三维地质模型，实现对砂体、有利储层三维空间展布特征的表征。通过调研同类型气藏的地质建模成果[6-8]，结合苏11 区块具体情况，基于序贯指示模拟和序贯高斯模拟两种随机建模方法预测砂体的空间展布情况。针对河流相砂岩储层非均质性强的特征，纵向上网格步长设置为0.5 m。数值模拟历史拟合结果显示生产动态数据的拟合误差低于3%，证实所建立的地质模型准确、可靠。数值模拟结果显示，苏11 区块北部老区盒8 段4、5、6 小层优势储层主要发育在中部区域，山1 段7、8、9 小层的优势储层主要发育在东西两侧。

3 “动态分析法＋数值模拟法”天然气剩余储量评价技术

采用物质平衡法、产量不稳定法等动态分析方法，预测气井控制储量，落实了储量动用情况。结合气井累计产气量的统计，明确剩余气富集区的分布情况，结果显示部分区域的Ⅱ、Ⅲ类井区剩余气较富集（图2）。根据废弃地层压力的理论计算公式，结合油气藏动态分析软件FAST RTA 的预测结果，当废弃产量为0.1×104m3/d 时，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井废弃压力分别为3.2 MPa、4.6 MPa、5.9 MPa。可以看出，Ⅱ、Ⅲ类井的废弃压力偏高，该类井区具备一定的挖潜潜力。

图1 苏11 区块沿河道方向气藏剖面图

图2 苏11 区块北部天然气剩余储量丰度分布图

针对苏11 区块北部老区，在建立数值模拟模型的基础上进行气井生产历史拟合，进而获得天然气剩余储量分布。该区域初始地层压力介于28.0～29.5 MPa，由于投产时间较早，天然气采出程度高，地层压力最低，向东西两侧地层压力逐渐增高，目前老区中部整体地层压力介于18～23 MPa；同时，该区域天然气饱和度较之初始状态整体减小，目前介于50%～62%；老区天然气剩余储量丰度介于0.8×108～1.2×108m3/km2，平面上剩余气主要分布在苏11 区块北部老区东、西两侧和中部局部区域。落实4 个剩余气富集区，其天然气剩余储量平均为7.3×108m3，可动用储量对应储层厚度达437 m。纵向上看，苏11 区块北部老区4～9 小层为主力开发层，平均每层初始储量为35.7×108m3，纵向上4～9 小层剩余储量相对较多（图3），平均每层剩余储量为9.2×108m3，具有较大挖潜潜力。

图3 苏11 区块北部纵向各小层天然气储量统计图

4 挖潜对策

基于剩余气平面和纵向上的分布特征，将苏里格气田致密砂岩气藏天然气剩余储量分布划分为井网未控制型、层内非均质型及层间非均质型3 种模式（图4）。通过充分调研苏里格气田致密砂岩气藏关于井网优化部署、水平井优化设计的研究成果[9-12]，针对剩余气挖潜区确定了侧钻水平井、侧钻井、调层井选井选层的技术界限，为保障措施井的实施效果提供支撑。针对井网未控制型优先考虑侧钻水平井，针对层内非均质型优先考虑侧钻井，针对层间非均质型则优先考虑部署调层井。

若天然气剩余储量分布模式属于井网未控制型，优先利用已有老井侧钻水平井，并且尽可能延长水平段长度，增大气井与有效储层的接触面积，进而最大程度地动用井间剩余气。通过对比同类型气藏的开发特点，研究确定了侧钻水平井选区选井选层的技术界限（表3）。

在设计侧钻水平井时还需根据具体的地质工程条件，确定水平段的最佳方位、长度等参数。此次在苏11 区块北部老区优化部署了5 口侧钻水平井。侧钻水平井的水平段方位为北西—南东向，水平段长度介于600～900 m，纵向优先射开4～9 小层，预计单井累计产气量可以达到（3 567～5 007）×104m3，5 口井的累计产气量可达2.1×108m3。

图4 不同类型天然气剩余储量分布模式图

表3 侧钻水平井选区选井选层技术界限表

若天然气剩余储量分布模式属于层内非均质型，优先考虑利用侧钻井进行挖潜，井底位移大于150 m，以动用井间和层间剩余气。侧钻井选井选层技术界限如表4 所示。针对具体地质工程情况优化侧钻井靶点参数，部署了8 口井，预计单井累计产气量可以达到（1 700～2 500）×104m3，8 口井的累计产气量可达1.54×108m3。

表4 侧钻井选井选层技术界限表

目前，现场已实施侧钻水平井1 口，侧钻井2 口。其中，su11-29-33CH 井是现场实施的第一口侧钻水平井，单井控制天然气剩余储量为0.94×108m3。现场实钻结果证实，该井有效储层钻遇率达到100%。投产初期套压为20 MPa，日产气3.5×104m3，目前已累计产气907.7×104m3，取得了良好的开发效果。

随着苏里格气田开发的持续进行，低产低效井逐渐增多，开井时率持续降低。其中调、补层是在充分调研、分析单层潜力之后，提高开井时率最有效的措施[13-15]。若天然气剩余储量分布模式属于层间非均质型，优先考虑利用调层井进行挖潜，按照“一井一策”的原则对射孔和试气情况进行综合分析，优选出潜力层。调层井选井选层技术界限如表5 所示。根据具体地质工程情况优选出目前具备实施条件的调层井79 口，相应动用有效储层235 层，预计单井平均累计增产气量为825×104m3，79 口井的累计增产气量可达6.52×108m3。目前，现场已实施调层井13 口，单井累计增产气量介于（205.7～1 066.0）×104m3，平均为733.0×104m3，措施有效率达100%。

表5 调层井选井选层技术界限表

综上所述，运用本文的研究成果在苏11 区块北部老区已累计部署了侧钻水平井5 口、侧钻井8 口、调层井79 口。截至目前，措施有效率达100%，累计增产天然气1.01×108m3，取得了较好开发效果。该技术已推广应用到邻近苏10、苏53 区块，并且初见成效。研究形成的复杂河流相砂岩储层精细刻画技术和“动态法＋数值模拟法”天然气剩余储量评价技术及提出的侧钻水平井、侧钻井、调层井的选区选井选层技术界限，为致密砂岩气藏采出程度的提高提供了参考。

5 结论

1）针对苏11 区块北部基本地质特征，研究形成了一套复杂河流相砂岩储层精细刻画技术。在开展小层精细划分与对比基础之上，进行测井精细二次解释，划分出优势储层。基于地震波形和反演技术进行河道砂体的地震识别，应用储层构型技术研究河道砂体的组合配置关系。从而实现了单砂体级别的精细刻画，对优势储层进行定量描述，为复杂河流相储层地质研究提供了模式指导。

2）根据老区目前的开发历史和现状，研究形成了“动态分析法＋数值模拟法”天然气剩余储量评价技术。在气藏精细描述基础之上，采用高精度历史拟合和后处理技术，综合应用数值模拟和气藏工程研究方法，建立了单砂体级别的三维地质模型和数值模型，精准描述了剩余气的平面和纵向分布特征，为下一步挖潜指明了方向。

3）明确了苏11 区块北部老区剩余储量的三种分布模式，并针对性提出不同挖潜对策。苏里格气田致密砂岩气藏天然气剩余储量可划分为井网未控制型、层内非均质型及层间非均质型三种模式。针对井网未控制型优先考虑侧钻水平井挖潜，针对层内非均质型优先考虑侧钻井挖潜，针对层间非均质型则优先考虑部署调层井挖潜。

4）确定了侧钻水平井、侧钻井、调层井选区选井选层技术界限，结合优势砂岩储层定量描述技术、剩余气精准描述技术的应用，在苏11 区块北部老区已累计部署侧钻水平井5 口、侧钻井8 口、调层井79 口。截至目前，现场措施井有效率达100%，累计增产天然气1.01×108m3，取得了较好开发效果。