苏里格气田桃2区块气藏数值模拟方案及开发对策

2021-04-12孟海龙王晓明胡阳明

延安大学学报（自然科学版） 2021年1期

倪攀，孟海龙，王晓明，胡阳明

(1.天津石油职业技术学院，天津静海 301607；2.长庆油田公司第三采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300；3.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安 710018)

苏里格气田桃2区块位于苏里格气田东区南部，西侧与苏里格中区南部相邻，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗所辖。区域构造属鄂尔多斯盆地陕北斜坡，面积约790 km2，2006年起勘探开发至今，截止2018年底共有生产井714口，其中丛式井484口，水平井70口，直井190口，探井包括苏91、苏92、桃2、桃平8-27、召96井等。桃2区块目前已全面进入稳产阶段，通过多年开发，在区块地质特征及地质储量等静态资料均取得了丰富成果，但由于致密砂岩气藏气井各项生产动态指标随着生产时间延长逐步变化，在区块稳产阶段仍需对气井开发指标进行再评价，为进一步科学合理进行区块开发，采用数值模拟方法对桃2区块尽心个分析，验证了沉积微相、储层物性、储层含气饱和度及气井配产等参数是影响桃2区块开发的主要控制因素。

1 区块地质概况

苏里格气田上古生界自上而下发育二叠系上统石千峰组，下统山西组、太原组，石炭系上统本溪组[4，5]。桃2区块主要开发层系为盒8—山1段，兼顾山2段及下古生界马5段。

根据沉积序列及岩性组合自下而上分为山2段、山1段，与下伏太原组呈整合接触。山2段区内主要是一套三角洲含煤建造，一般3～5个成煤期，在含煤层系中分布着三角洲分流河道砂体，岩性以灰、深灰色或灰褐色中细、粉细砂岩为主，夹黑色泥岩，厚度40～55 m。山1段以曲流河三角洲的砂泥岩为主，砂岩主要由中-细粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩组成，厚度30～50 m左右。

石盒子组自然伽马值高，与下伏山西组地层呈整合接触。电阻率曲线呈细锯齿状起伏，电阻率值较石千峰组减小，自上而下逐渐增高[1-3]。根据沉积序列及岩性组合自下而上分为下石盒子组和上石盒子组。

2 区块储层特征

研究区盒8段储层岩石类型以岩屑石英砂岩为主，含少量长石岩屑石英砂岩；山西组以岩屑砂岩为主，其次为长石岩屑石英砂岩(图1)。研究区4口井34个样点显示，盒8段最大粒径主要分布在小于1.5 mm范围内，占比83.33%；山西组最大粒径主要大于2 mm，占比36.36%；分选性以中等为主；磨圆度以次棱状为主，其次盒8段发育次圆状，山西组发育次棱-次圆状；胶结类型盒8段以孔隙、加大-孔隙为主，山西组以孔隙为主，其次发育薄膜-孔隙类型；盒8段主要发育微孔，其次为晶间孔-溶孔，山西组主要发育微孔-粒间孔，其次为晶间孔-溶孔及微孔，发育部分晶间孔。

图1 岩石类型分布图

研究区孔隙度主要分布在5%～8%范围内，盒8段孔隙度分布相对均匀，以5%～8%为主，其次为小于5%及8%～10%；山西组孔隙度5%～8%，样品占比70%；渗透率主要分布在小于0.3 mD范围内(图2)。综合而言，研究区属于典型的低孔、低渗岩性气藏。

表1 盒8—山2段气层厚度统计表

研究区气层纵向上主要发育在2800～3600 m，354口井目的层段钻遇气层、含气层统计(表1)表明，盒8段整体气层发育好于山1段，以盒8下2小层气层发育最好，平均气层厚度5.36 m，气层钻遇率74.33%，最大气层厚度18.7 m；其次为盒8下1小层，气层厚度0.40～12.70 m，平均厚度3.21 m，钻遇率48.67%；山11小层气层厚度0.60～8.90 m，平均气层厚度3.37 m，但气层钻遇率相对较低，为24%；山12小层气层厚度最大11.5 m，平均厚度3.18 m；山13小层、山21小层平均气层厚度均大于3 m，但其钻遇率相对较低，约30%；盒8上1小层平均气层厚度2.85 m，钻遇率仅22.67%。

通过研究气藏剖面，气层东西方向多呈孤立透镜体状，井间气层连续性较差，呈岩性尖灭或泥岩遮挡，构造高低部位均有气层发育。气层南北方向连续性增强，单个气层大小差距大，纵向上气层呈叠置状，形成厚储层。平面上，气层分布主要受沉积相带控制，通常气层沿河道砂体带发育，总体上呈南北向展布，呈块状或不规则连片状分布。其中盒8上段气层主要发育在研究区中西部，铸体厚度2～5 m，东部气层发育较差，多呈孤立状；盒8下段气层连片性最好，在研究区西部、东部大面积发育，气层厚度大于5 m，研究区中部气层发育相对较差，气层厚度偏小；山1段气层在研究区西北部、东北部及西南部地区连片性发育，主体气层厚度2～5 m；山2段气层多呈小范围条带状，连片性差。

3 区块气藏数值模拟过程

3.1 建立三维地质模型和构造模型

建立研究区三维地质模型，包括构造、物性模型等，为后续模拟做好数据准备，地质模型平面采用100m×100m网格系统，平面网格数量205×385，纵向上划分为10个层位。研究区山2—盒8段构造平稳，呈东北向你西南方向的单斜构造，继承性良好，不存在断层。研究区储层参数的分布受沉积相控制明显，有效的储层参数发育在砂体内，不同沉积相控制的储层参数分布规律不同，采用相控建模方法建立研究区孔隙度、渗透率、净毛比等模型(图3)[6-9]。

图3 桃2区块属性模型

3.2 气藏数值模型

研究区自2008年6月起正式投入生产，经过10年开发，发现气井有单井井间、层间差异较大、单井产量低等特点。桃2区块盒8—山2段主要气源为石炭—二叠系煤系地层，其物理性质相对稳定。天然气相对密度约0.6g/m3，甲烷含量高于90%。压力梯度0.1985，温度梯度2.835。气藏属低压、低丰度、非均质性强的复杂岩性气藏，凝析油含量低、为干气气藏。气藏驱动类型为定容弹性驱动，采取衰竭式降压开采。

对整个研究区进行数值模拟，预测气藏开发指标，为持续开发提供借鉴。数值模型平面网格数205×385，平均网格步长100 m×100 m，垂向上考虑地质分层，网格数为10，总网格数205×385×10=78.925万个。

3.3 模拟参数选取

3.3.1 物性参数选取

根据研究区高压物性、气水物性资料，进行数值模拟时，设定原始气藏压力为30 MPa，原始气体偏差系数为0.998，地层温度为368 K，岩石压缩系数为1.25 e-6MPa-1，原始气油比为25×104m3/t，天然气密度为0.6003 g/cm3，地层水压缩系数4.51×10-4L/MPa，地层水粘度0.4 mPa·s，地层水体积系数为1，地层水密度1 g/cm3。

3.3.2 相渗曲线选取

研究区相渗曲线如图4所示，模拟过程中，研究区采用统一相渗曲线。

3.3.3 PVT参数

PVT数据是气藏数值模拟中重要输入参数，根据苏里格气田桃2区块的流体分析资料计算流体性质参数，主要有气体在不同压力下的体积系数和粘度指标(表2)。

3.4 生产指标拟合分析

历史拟合井位共354口，模拟层位为盒8—山22小层。数值模拟时，首先进行全区储量、压力、采气量等生产指标拟合，以明确油气藏的不确定参数[10]。考虑到储量拟合程度高，说明原始参数可信度高，地质模型比较可靠，其结果是相对误差控制在6%以内。从数值模拟储量可以看出，研究区的模拟储量914.46×108m3，比实际储量略低，总储量拟合误差0.27%，各小层拟合误差小于3%，在允许误差范围内(表3)。

表2 不同压力下流体的体积系数和粘度指标

给定研究区物性、渗流、PVT等参数以及研究区生产历史数据和措施数据，进行区块整体拟合，拟合率高[11，12]。另外，根据给定研究区的单井产气量、压力等指标，拟合过程中主要调整单井物性参数、渗透率、表皮系数等，拟合的353口井中，拟合较好的井达到95%以上，部分井在产气量高点拟合略差，但单井压力拟合显示结果表明，压力趋势都相同，满足预测要求。

表3 不同层位的地质储量模拟情况

区块目前模拟采出量63.29×108m3，采出程度为6.92%，整体较低，从各小层预测采出量及贡献比例(表4)可以看出，目前主要采出层位为盒8下2段，盒8段总贡献率为86.22%，山1段贡献率为10.06%。

4 开发效果影响因素分析

研究区存在大量动静分类不符合井，选取区块内300口直井，静态评价Ⅰ+Ⅱ类井258口，占比86%；动态评价Ⅰ+Ⅱ类井205口，占比68.33%。其中动静符合井160口，占比53.33%，动态差于静态井114口，占比38%，生产动态显示与静态评价相差较大。分析总体动静不符合井，实际生产过程中，存在动态生产变好井，也存在动态生产差于静态评价井。动静态差异的存在，主要取决于储层非均质性、沉积微相、物性、配产等因素。

表4 各小层采出量及贡献率汇总表

4.1 储层非均质性影响

当生产气井位于砂体边缘时，钻遇砂体较厚，物性好，静态划分为Ⅰ类井。在实际生产过程中，由于储层非均质性强，受外围低渗透阻隔带的影响，生产供气半径偏小，井控范围较小，稳产能力差，动态划分为Ⅱ或Ⅲ类井，如桃2-20-9井，射开盒8下、山1、山2段共4层，累计气层、差气层厚度24.5 m，单层厚度1.9～5.3 m，静态划分为Ⅰ类井，该井于2011年6月投入生产，生产初期日产气量0.31×104m3，当前日产气0.64×104m3，压力下降速率高，动态生产表现为Ⅱ类井。主要因为其位于砂体边缘，外围存在低渗阻隔带(图4)，供气半径小。

4.2 沉积相影响

研究区盒8段为辫状河沉积，辫状河横向摆动交错发育，平面上形成连片砂体；纵向上砂体互相叠置，形成厚砂。山西组为曲流河沉积，相对盒8段而言，河道宽度明显变小，河漫滩发育增强，河道优势沉积相态被切割，横向连通性变差，纵向叠置砂体厚度变小。生产过程中，以山西组为主力产气层的气井，生产情况相对较差，以桃2-13-1C2井为例，共射开山1组2层，累计气层、差气层厚度12.5 m，单层厚度1.8～5.9 m，静态划分为Ⅰ类井。生产过程中，初期日产气量1.26×104m3，当前日产气量0.56×104m3，平均日产气量1.11×104m3，动态划分为Ⅱ类井，其动静态差异主要受沉积微相影响。

图4 桃2-20-9井连井解释剖面及盒8下局部有效厚度图

4.3 物性影响

若气井井眼外围储层物性较好，压力改造后井筒与外围连通性增强，则生产动态表现好于井眼评价结果。如桃2-4-17井，共射开盒8下、山13层，累计气层、差气层厚度6.4 m，单层厚度2～2.3 m，静态划分为Ⅲ类井；生产动态初期日产气量1.48×104m3，平均日产气量1.06×104m3，动态划分为Ⅱ类井。其动态表现好主要控制因素为其周围物性较好，压裂后连通性增强。

桃2-9-18井，射开盒8上段一层，累计气层、差气层厚度7.7 m，单层厚度1.8～3 m，静态划分为Ⅱ类井；试气无阻流量37.98×104m3，日产气7.9×104m3，生产后初期日产气量2.41×104m3，平均日产气量1.59×104m3，动态划分为Ⅰ类井。动态生产表现好主要因为其物性好，孔隙度大于10%。

4.4 含气饱和度影响

气井静态分类受气层厚度影响较大，实际生产过程中受渗流因素影响较大，气井含气饱和度偏低时，生产表现差于静态评价。如桃2-8-10井，其射开盒8、山1段共2层，累计气层、差气层厚度12.6 m，单层厚度1.9～6.4 m，静态划分为Ⅰ类井；但其基质渗透率较低，渗透性差，影响生产(表5)。生产初期日产气量0.82×104m3，当前日产气量0.06×104m3，平均日产气0.37×104m3，动态表现为Ⅲ类井。

表5 桃2-8-10井射开层段物性表

4.5 气井配产影响

致密气藏压裂产能具有较强的时效性，试气无阻流量与气井修正时无阻流量存在较大差异，初期试采产能并不能真正反映气藏、气井的生产特征，气井配产不能仅仅依靠试气无阻流量决定，若配产过高可能导致井筒周围气藏亏空严重，井底压力下降速度过快，供不应产[13]。

5 增产措施

5.1 采取井网完善措施

研究区目前钻井井网600 m×800 m，平均单井控制半径334.08 m，单井控制半径主要分布在300～400 m，目前井网完善程度低，特别是研究区的南部急需进行井网完善。根据剩余储量分布及目前钻井情况，可针对储量控制程度相对较低地区可进行井网完善，如桃2-6-7—桃2-8-27区域，桃2-20-21—召96区域等。

5.2 采取增压措施

研究区经过多年开采后，油套压下降快，目前套压下降到6 MPa以下井140口，占总井数的38.89%，套压在4 MPa以下井78口，占总井数的21.67%，如不采取措施，压力下降可能影响气井产量及单井稳产期，需要对套压小于6MPa、4MPa井进行监测增压。

5.3 采取排水采气措施

随着开采时间的延续，气井井底压力、天然气流动速度逐步降低，导致气藏中产出水或凝析液不能被天然气流携带出井筒，使其滞留聚集于井底，形成液柱，随着液柱持续，气井可能被井筒内的液柱“压死”，导致停产[14]。针对致密砂岩气藏普遍产水特征，在合理配产的前提下，提前做好排水采气工作，预防井底积液导致停产。气井是否应采取排水采气工业，可根据Turner模型、扁平型液滴模型或椭球型液滴模型计算其携液临界流量和临界流速。当气井日产气量低于临界流量时，表明气井不能连续携液生产，反之，则说明气井可以正常生产。

现场工作时，为了更为简单快速的确定临界流速和临界流量，考虑到影响气井携液因素主要有气体密度、温度、界面张力、压力、导管直径等，将计算方法简易化，得到简化计算公式：

(1)

(2)

其中，Vg为携液临界流速，m/s；qsc为携液临界流量，104m3/d；A为油管截面积，m2；P为井口压力(油压)，MPa。

本次研究分别计算23/8油管、27/8油管对应临界流速及流量，结果表明，油管尺寸越大，临界流量越高。

以研究区其中的300口直井为例，若选取27/8油管生产时，携液临界流量(0.68～2.38)×104m3/d不等，平均0.89×104m3/d，其中当前日产气大于携液临界流量井52口，小于携液临界流量井248口。选取23/8油管生产时，携液临界流量(0.45～1.57)×104m3/d，平均0.59×104m3/d，当前日产气大于携液临界流量井95口，小于携液临界流量井205口(图5)。