大牛地气田太2段致密砂岩气藏提高采收率对策

姜 超

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低孔隙度、低渗透率、低丰度气藏，储层非均质性强，自下而上发育障壁砂坝、三角洲、辫状河三大沉积体系，纵向上发育7套含气层系。大牛地气田的开发工作始于2001 年，通过2001—2004 年的前期研究准备，于2005 年开始规模化建产，主要以直井单层开发为主，当年建成10 × 108m3产能。2006—2011 年底，该气田以直井多层开发为主。2012 年，大牛地气田实现了水平井规模化开发，推动了直井无效益的Ⅱ、Ⅲ类储量的有效动用，2012—2014年连续3年每年建成10×108m3产能。2015年开始进入混合井网调整阶段。由于没有大规模的新建产能，气藏产量处于递减阶段。下二叠统太原组太2段作为水平井开发的主力层位，障壁砂坝连续稳定发育，储层厚度大，气井初期产量高，开发效果好，是下一步加密调整的重点对象。国内外开发实践表明，井网加密是提高采收率的有效方法［1］。因此，笔者围绕采收率影响因素、剩余气分布位置、井网加密等方面开展研究，以期实现太2段的高效加密调整，提高气藏采收率。

1 气藏地质特征

大牛地气田是典型的无边底水定容弹性驱动孔隙型致密砂岩气藏。水平井主力开发层位是太2 段，属于海相障壁砂坝沉积，气田中部主砂坝储层厚度较大，连续稳定发育，砂体厚度介于20～40 m，有利储层的宽度介于4～6 km。太2 段石英含量较高，平均为90.5%，整体岩性较纯。储层孔隙类型主要为残余粒间孔及粒间溶孔，平均孔隙度为8.75%，平均渗透率为0.65 mD，平均孔喉半径为0.34 μm，属于微喉道，储层排驱压力值较低，平均为0.88 MPa，中值压力较高，平均为4.98 MPa。太2段气藏开发主要分为水平井评价与规模建产、混合井网调整两个阶段。截至2021年12月，投产井84口，累计产气量为24.83×108m3，油压2.6 MPa，套压4.6 MPa，目前单井日产量为0.89 × 104m3，液气比为1.1 m3／104m3，采出程度为14.3%，采气速度为1.0%，预计采收率为31.6%。较之于苏里格气田50%［2］和川西新场气田沙溪庙组气藏53%［3］的采收率，仍然具有提升空间。因此需要对采收率影响因素进行研究，为提高气藏采收率提供指导。

2 采收率影响因素

从宏观有效砂体规模、压裂改造关系以及微观流动对开发的影响角度来说，可将障壁砂坝气藏采收率影响因素划分为以下3个：储层非均质性强，砂体连通性差，井网对储量控制不够；储层渗透率低，物性差，渗流能力弱；气水两相渗流，渗流阻力大，存在水锁现象。

2.1 储层非均质性

太2段障壁砂坝内部砂岩、泥岩、煤层组合类型及发育模式多样。障壁砂坝内部发育障壁滩、障壁坪、沙丘3 种类型的砂体：①障壁滩在砂坝侧翼面向海洋一侧，位于高潮线至低潮线之间，由于水动力相对较强，经过海水反复淘洗，泥质含量低，以灰白色粗砂岩或含砾粗砂岩为主；②障壁坪在砂坝侧翼背水面，主要位于平均浪基面以上，由于水动力相对较弱，海水淘洗不充分，以细砂岩为主，泥质含量高，储层物性差；③沙丘位于砂坝主体部位，在障壁滩与障壁坪之间，泥质含量较低，内部为多期砂体叠置，砂体厚度大，砂体内局部发育泥岩夹层［4］（图1）。垂向可划分为3套砂体，由于受泥岩夹层遮挡影响，储层纵向连通性差，储量未充分动用。

图1 大牛地气田太2段障壁砂坝沉积类型图

2.2 储层渗透率

致密气储层压力传导能力弱，远远弱于常规气藏。在相同渗流时间下，储层渗透率不同，渗流距离差异大。当储层渗透率为0.5 mD时，4年的渗流距离为62 m，而储层渗透率为0.001 mD时，4年的渗流距离仅为2 m（图2）。因此致密气完钻后几乎没有自然产能，必须依靠压裂才能获得产能［5］。通过压裂改造，扩大改造体积，增加泄流面积，可以大幅度地提高单井产量［6］。“十二五”期间，大牛地气田水平井主要采用裸眼封隔器分段压裂工艺，压裂缝间距介于100～130 m，排量介于4.0～4.5 m3／min，加砂规模为40 m3，常规压裂对心滩砂体的控制程度不够［7］。而且压裂后水平段非全通径，压后只能冲砂至A 靶点附近，无法冲砂至井底，无法进行产出剖面测试、重复压裂等后续二次作业。通过水力压裂模拟，结合压裂缝监测、微地震裂缝监测和试井等手段，表明强非均质储层裂缝扩展受限，主裂缝明显，难以形成复杂缝网，压裂沟通范围有限［8］。压力恢复测试解释47 井次，平均有效裂缝半长42 m。微地震监测半缝长105～165 m，未达到压裂设计要求。而且随着生产时间的延长，部分裂缝闭合，部分储量动用不充分，影响采收率［9］。

图2 不同储层渗透率条件下渗流距离图（压差为7 MPa）

2.3 气水两相渗流

储层岩石孔隙空间中赋存有多相流体时的流动称为多相渗流。对于致密砂岩气藏来说，岩石孔隙中包含的流体主要为天然气和地层水。渗流过程中孔隙空间被气水两相流体所占据，每一相流体所占据的孔隙体积有所减小，并且各相间会发生相互作用和干扰，使流动阻力增大，相渗透率减小［10］。根据气水两相渗流实验结果表明，太2段气藏气水两相渗流具有气水两相共渗区较窄，水相相对渗透率随着含气饱和度的下降而缓慢上升，气相相对渗透率随着含气饱和度的下降而迅速下降至0的特征（图3），出现水锁现象，即气藏中的水渗流界面阻力大，大量的水被捕集在孔喉中很难流动，因此气体渗流通道减少，气被水锁圈闭在地层当中，导致气井产量快速下降，甚至停产。

水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏中，是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一，严重地影响了油气藏的勘探开发效果［11］。通过室内岩心实验开展水锁伤害评价，选取太2段的3块岩心进行基质及裂缝岩心渗透率损害实验，分别测定反向注入0.1 PV、0.2 PV、0.5 PV 地层水后岩心的渗透率，并计算渗透率损害率（图4）。实验表明：太2段岩心初期渗透率损害率较低，为20%；长期损害后，渗透率损害率突然升高，直至稳定在50%。

图4 太2段气藏水锁伤害评价图

3 剩余气分布类型

动静比是评价开发区井网对储量整体动用程度的指标，按评价单元，从宏观上评价未动用储量富集区块。太2段气藏井网控制程度为90%，动静比为37%，存在大量未动用储量。利用气藏工程方法计算气井泄气范围，评价井间、层间储量动用情况［12］。采用泄气范围评价法，水平井泄气半径集中在250～380 m，基础井网介于800～1 000 m，储量动用较差。而且有效砂体长度介于100～400 m，基础井网井距过大，造成井间剩余气［13］。

通过典型井组数值模拟定量描述剩余气分布及类型。油气藏数值模拟研究总体可分为建立数值模拟模型、进行气井生产历史拟合及开发指标预测3部分。以典型井组为例，通过应力敏感表征、水锁表征、裂缝模拟、多维约束历史拟合方法建立了致密砂岩气藏数值模拟模型。根据地质模型导出井的井轨迹、完井射孔等静态数据，同时将各井的生产历史数据进行整理，导入井的生产动态数据，综合相渗曲线、储层物性和气藏压力等参数，采用垂向重力平衡方程计算得出油气藏初始含气饱和度场及压力分布场。开展生产动态历史拟合，通过给定模型产气量，重点拟合实测井底流压，参考拟合实际产水量、水气比。通过典型井组数值模拟，研究剩余气分布及类型［14-15］。通过数值模拟研究表明，太2段气藏剩余气以靶点间和大井距井间未控型为主。

4 剩余气挖潜对策

4.1 加密井部署

针对靶点间的剩余气，采取靶点间斜插的方式部署加密井动用。针对大井距井网未控型剩余气采取排间错位加密和排间平行加密两种方式动用井间剩余气。近几年，共部署加密井14 口，加密后井距450～900 m。加密井平均单井日产气量为2.0×104m3，初期压力为10 MPa。加密井邻井初期日产气量为3.5×104m3，油压为14 MPa。在钻遇率提高、压裂规模增大的情况下，与老井相比，加密井产量低，压力低。通过分析，部分井存在井间干扰的现象，从而影响了加密井的产出效果（表1），由表1可知，靶点间斜插井均未见干扰，证实了靶点间剩余气富集。但是由于水平段方向与主应力夹角小，导致压裂改造效果差，气井产量受到一定的影响，单井天然气可采储量为（3 200～5 075）× 104m3，邻井天然气可采储量为（4 800～7 200）×104m3。

表1 加密井井间干扰情况表

采用Blasiingame 和FMB 等方法计算加密井的可采储量来评价受干扰后加密井是否有效益，是否能继续进行加密。未受干扰的加密井单井可采储量为6 987 × 104m3，受干扰的加密井单井可采储量为3 357 × 104m3，受干扰井相比邻井可采储量下降20%～60%，且井距越小，可采储量降幅越严重。加密后井距500 m时可采储量降幅为50%。按照经济累计产量计算模板计算可知，水平井投资为1 960万元，储量丰度为1.41 × 108m3／km2，内部收益率为8%时，经济极限累计产量为3 200×104m3。加密后井距大于500 m 时，加密井可采储量仍能实现经济效益。通过对典型井组的分析，通过加密采收率可提高5%。

4.2 典型井组举例

加密前井组井数3口，井组控面积为4.8 km2，井组控储量为7.3×108m3，可采储量为2.59×108m3，采收率为35.5%。加密后井组井数4 口，加密井可采储量为2.98×108m3，采收率为40.8%。加密后，新井受到干扰，可采储量为3 864×104m3，邻井可采储量为7 305 × 104m3，井组采收率由35.5%提高到40.8%，采收率提高了5.3%。

5 结论

1）大牛地气田太2 段障壁砂坝剩余气主要以靶点间和大井距井间未控型为主。

2）通过采取靶点间斜插的方式挖潜井间剩余气，加密井未发生干扰，但是由于水平段与主应力夹角小，导致压裂改造效果差。

3）井间剩余气采取排间平行加密和排间错位加密两种方式挖潜，排间平行加密井距小于600 m 时，干扰井数在总井数的占比为75%，排间错位加密井距400～800 m时，干扰井数在总井数的占比为75%。加密后井距为500 m时，干扰严重，加密井可采储量降幅达50%，但仍能实现经济效益，井组采收率可提高5%。