新场气田致密砂岩气藏采收率影响因素分析

高 伟，曹廷宽，李 凤

(1.中国石化西南油气分公司采气三厂，四川德阳 618000；2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041)

天然气作为一种清洁能源，对社会经济发展的支撑作用越来越大，其开采也越来越受重视。提高采收率是气藏开发的重要目标，不同类型的气藏采收率差异较大，低渗透致密砂岩气藏采收率多在30%～80%[1-3]。石油可采用二次、三次开采技术提高采收率，但常规气藏主要采用衰竭式开采，提高采收率的技术方法有限。因此，搞清影响致密砂岩气藏采收率的主要因素，并制定相应的开发技术对策，对提高气藏采收率十分重要[4-8]。以新场气田J2s2气藏为例，通过分析明确影响该致密砂岩气藏采收率的主要因素，并结合气藏实际开采特征提出相应的开发调整对策，为提高气藏采收率奠定了基础。

1 气藏概况

新场气田位于四川盆地川西凹陷中段的新场构造，呈鼻状发育，整体上西高东低、南陡北缓，呈不对称分布。沙溪庙组隶属中侏罗统地层，埋深2 100～2 800 m，地层厚度约700 m，共划分为九个砂层组，其中J2s1气藏分为J2s11和J2s12两个砂层组，J2s2气藏分为J2s21、J2s22、J2s23和J2s24四个砂层组，J2s3气藏分为J2s31、J2s32和J2s33三个砂层组。主要产气层J2s2气藏纵向上发育的四套砂体均呈宽带状或毯状分布，储层平均孔隙度为9.7%，渗透率为0.02×10-3～0.63×10-3μm2，无统一的气水界面，气水分布规律复杂[9-11]。J2s2气藏原始地层压力为40～45 MPa，压力系数为1.5～2.0，属典型异常高压层状致密砂岩气藏。

新场气田J2s2气藏先后经历了高速建产和综合调整两大阶段，年产量大于1.0×108m3稳产8年，目前处于开发中后期，需进一步提高气藏采收率，保证气藏的持续高效开发。

2 气藏采收率影响因素

地质条件是决定气藏开发效果的基础，工程工艺是提高采收率的关键。因此，影响气藏采收率的因素可以分为地质因素和开发因素。地质因素主要包括气藏类型、构造断裂、储层特征、储层物性、储层应力敏感性、孔隙结构、流体分布及流体性质等方面；开发因素主要包括井网密度、工艺技术、生产制度等方面[12-14]。针对新场气田J2s2气藏，结合气藏开发历程与实践，对采收率的主要影响因素进行分析总结。

2.1 地质因素

2.1.1 储层渗流能力

(1)岩心实验。从新场气田J2s2气藏生产情况来看，储层物性是影响气藏开发效果的重要因素，决定了开发技术对策的选取。为此，选取典型储层岩心，开展岩心实验模拟弹性降压开采过程中物性对采收率的影响。

首先，对岩心进行烘干处理，通过抽真空的方式使岩心含水饱和度达到原始含水饱和度。然后，将岩心放入高温高压岩心室，在内外压差为2.5 MPa条件下将岩心饱和高压气体，将上覆压力、温度和孔隙压力调节至模拟值，维持至系统平衡以达到模拟条件。模拟条件稳定后，按预先设定的压降速度和采气速度模拟降压开采，计量阶段采气量(岩心孔隙压力每次下降0.5 MPa)和累计采气量(岩心孔隙压力总压降5.0 MPa)，从而计算阶段采出程度和达到废弃压力时天然气采收率。

根据8组物性不同的岩心实验，建立渗透率与岩样采收率的相关性曲线(图1)。岩心实验表明，新场气田J2s2气藏采收率可达47%～63%，岩心渗透率与采收率相关性较好，采收率随储层岩石渗透率的减小而降低，并在0.10×10-3μm2时出现明显的拐点。当岩心渗透率从0.42×10-3μm2减小到0.15×10-3μm2时，采收率由55.24%降低至24.64%，采收率下降幅度较缓；当岩心渗透率从0.09×10-3μm2减小到0.06×10-3μm2时，采收率由16.99%迅速降低至9.07%，说明渗透率低于0.10×10-3μm2时，渗透率的减小对采收率影响更明显。

图1 岩心衰竭实验模拟采收率与岩样物性的关系

(2)数值模拟。在目标气藏中选择典型井区采用单因素分析的方法，模拟分析不同渗透率对致密砂岩气藏采收率的影响，数值模拟与岩心实验结果的趋势基本一致(图2)。当渗透率从0.95×10-3μm2减小到0.16×10-3μm2时，采收率由63.15%降低到36.72%，下降幅度较缓；而渗透率从0.16×10-3μm2减小到0.01×10-3μm2时，采收率随渗透率的减小迅速降低到14.43%。

图2 数值模拟采收率与渗透率的关系曲线

综合岩心衰竭实验和数值模拟结果可以看出，储层渗流能力变差，采收率也随之降低，当储层渗透率小于0.10×10-3μm2后，对采收率影响更强。致密砂岩气藏储层渗透性的变化引起采收率差异较大，在新场气田开发中也得到了证实。J2s2气藏的4个砂层组中，J2s21和J2s23气层渗透性较差，岩心平均渗透率分别为0.11×10-3μm2和0.13×10-3μm2，而主力层J2s22和J2s24气层平均渗透率分别为0.19×10-3μm2和0.23×10-3μm2，物性相对较好；根据采收率预测结果，J2s22、J2s24气层采收率分别达50.48%和54.08%，而J2s21、J2s23气层预测的采收率为31.08%和40.04%。

2.1.2 储层含气性

由于新场气田J2s2气藏为致密砂岩气藏，储层岩石孔喉狭小且分布不均匀，小孔喉毛管压力大，造成束缚水饱和度偏高，气藏主力层含水饱和度为30%～65%，平均含水饱和度为52%，对采收率影响较大。岩心实验表明，采收率随着含水饱和度的增加而降低，二者大致呈线性的负相关性。当岩样含水饱和度从30%增加到65%时，采收率从65%降低至30%，下降35%，说明含水饱和度对采收率影响比较明显(图3)。

图3 岩心实验模拟采收率与含水饱和度的关系

典型井区的数值模拟也表明储层采收率与含水饱和度相关性与岩心实验结果基本一致(图4)。从数值模拟结果来看，当储层含水饱和度从30%上升至65%时，采收率从85%降低至35%，下降50%，比岩心实验的降幅更大。

图4 数值模拟采收率与含水饱和度的关系

岩心实验和数值模拟证明，致密砂岩储层含水饱和度是影响采收率的重要因素，采收率随着含水饱和度的增加而降低。

2.1.3 应力敏感性

气藏开发过程中，随着地层压力下降，岩石有效应力不断变化，造成储层物性发生改变，从而引起气井产能的变化。新场气田J2s2气藏的气井主要采用水力压裂后投产，因此，对岩样进行人工造缝，并开展含裂缝的岩样应力敏感性实验，建立围压与岩样有效渗透率的相关性曲线(图5)。岩样的应力敏感性实验表明，随着围压升高，裂缝应力敏感性逐渐增强，渗透率大幅下降，岩样的采收率也随之降低。

图5 典型井区人工裂缝岩样应力敏感性分析

为了尽可能减小物性、含气性等因素的干扰，优选气藏储层条件和含气性均较好的井区开展数值模拟，分析应力敏感性对致密砂岩储层采收率的影响。如表1所示，考虑应力敏感性的致密砂岩储层的采收率明显比不考虑应力敏感性的储层的采收率低，采收率降低4.3%～13.0%。

表1 应力敏感对储层采收率的影响

2.2 开发因素

开发因素对采收率的影响与气田的开发管理和工程工艺密不可分，随着开发工作不断深入，新场J2s2气藏采出程度不断提高，影响采收率的因素主要包括井网密度、废弃地层压力及开采工艺技术等方面。

2.2.1 井网密度

井网完善程度对于低渗致密砂岩气藏的开发有重要影响。新场J2s2气藏初期部署采用近似均匀的正方形井网布井，后期井网部署则根据储层储量类型和储量丰度采用非均匀布井方式，井距700～800 m。受储层非均质性、压裂改造规模等因素影响，局部井区储量动用不充分，需要进一步完善井网以提高气藏采收率和储量动用程度。综合考虑新场J2s2气藏储层的启动压力梯度、应力敏感和裂缝闭合等因素，并结合储层渗透率、含水饱和以及地层压力差异，对各气层储量动用程度、气井泄气半径、经济极限井距等参数进行了综合研究，主要认识包括以下几个方面。

(1)与主力层J2s22、J2s24气层相比，J2s21、J2s23气层物性更差，直井单层动用程度低，单井泄气半径为110～130 m。

(2)对于多层合采井，当气层渗透率和含水饱和度差异较大时，低渗透、高含水气层对产量贡献较小，储量动用率较低。

(3)结合经济评价结果，新场J2s2气藏3层合采经济极限井距约为350 m，而2层合采经济极限井距为400 m。

从新场J2s2气藏剩余气富集区选择典型井组开展数值模拟，预测部署不同加密井数对气藏采收率的影响，结果见表2。由于新场J2s2气藏储层渗流能力差，单井控制半径小，井间剩余储量丰富，每加密1口井，井组采收率可提高3%～5%，部署3口加密井，典型井区采收率可提高10%以上，井网密度对采收率影响较大。

表2 典型井区加密前后预测采收率对比

2.2.2 废弃地层压力

废弃地层压力是影响气藏采收率的另一重要因素，通过储层改造、增压工艺、排液采气等降低气藏的废弃地层压力，能够明显提高气藏采收率。选取2个典型井组开展数值模拟，预测气藏废弃地层压力从17 MPa降低至8 MPa时，D、E两个井区的采收率最大增幅分别为27.64%和13.48%(表3)。

表3 不同废弃压力下预测采收率

新场J2s2气藏大部分老井低压低产，通过优化实施增压开采，进一步降低老井废弃压力，可有效延长老井生产时间、维持生产平稳，并提高气藏采收率。

新场J2s2气藏A井组包含10口气井，增压前日产气量仅3.1×104m3，产量年综合递减率8.04%，增压初期日产气量最高增加至3.6×104m3，60 d后恢复到增压前的日产气量，但产量递减变缓。通过增压开采，井组的废弃地层压力可降低0.6 MPa，采收率提高1.80%(图6)。

图6 新场J2s2气藏A井组增压开采递减关系

2.2.3 开采工艺技术

对于低渗致密气藏中的难动用储量，仅依靠直井单层开采，水力压裂后也很难获得工业产量。开发实践表明，水平井结合分段压裂工艺对提高薄层致密砂岩储层的采收率效果较好[15-18]。水平井可增大井筒与储层的接触面积，从而增加单井泄流面积、增大控制储量，提高气藏采收率；分段压裂技术可通过增加渗流通道改善储层渗流条件，提高气藏采收率。

新场J2s2气藏2010年后采用水平井开发，先后经历了水平井试验阶段(笼统压裂)、难采层试开发阶段(多种压裂方式)和推广应用阶段(多级多缝压裂)，水平井平均无阻流量逐步从2.1×104m3/d增加到10.3×104m3/d，无阻流量不断提高，动用储量不断增加，特别是突破了J2s21、J2s23气层单层开发难的困局，气藏采收率逐年提高，仅2011—2013年间，新场J2s2气藏采收率提高了6.24%。

3 结论与建议

(1)根据新场J2s2气藏的开发实践，影响致密砂岩气藏采收率因素包括含水饱和度、渗透率等地质因素以及井网密度、工程工艺技术等工程因素。

(2)对于低渗致密砂岩气藏，通过优化合理井网井距、采用先进工程工艺技术及开采技术克服低渗致密砂岩气藏储层低孔致密、含水饱和度高等不利因素的影响，尽可能地降低废弃地层压力以提高气藏采收率。