新场JS2 致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究

刘 言，刘 露

1.中国石化西南油气分公司，四川 成都610041

2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041

引言

致密砂岩气资源量丰富，分布范围广泛，随着天然气在中国能源消费结构中的比重逐渐增大以及天然气供需矛盾的显现，如何经济有效地提高致密砂岩气藏采收率，成为天然气行业高效发展的首要目标[1-4]。

西南油气分公司致密砂岩气藏众多，因其储层物性差、储量丰度低、单井自然产能低、采收率低及经济效益差，规模效益开发难度大[5-7]。经过近10 a的技术攻关，通过多层合采、水平井及加密调整等手段，实现了部分气藏的有效建产和高效开发。目前，大部分气藏已经进入递减期，老井产量递减快、井口压力低，储量平面及纵向动用不均衡，剩余可采储量多以低品质、低丰度及高含水储量为主[8-11]，同时，多数气藏已进入开发中后期，提高采收率主要依靠加密调整，但前期加密调整效果差异明显，在目前效益开发情况下，加密界限不清制约了气藏经济高效开发[12-14]。

本文以典型致密砂岩气藏新场JS2气藏为例，根据已建立的气藏三维地质模型，利用Eclipse 数值模拟完成生产历史拟合，真实还原气藏实际地质特征及开发规律，找到气藏剩余储量分布区，并以经济评价为依据，研究气藏不同储量区加密调整界限，提出针对性的开发技术对策，为气藏进一步经济高效开发提供支撑[15-18]。

1 地质特征及开发特征

新场JS2气藏位于川西拗陷孝泉--丰谷北东东构造带上，为近东西向平缓鼻状构造，断裂不发育。气藏埋深2 120∼2 800 m，纵向上多气层叠置。岩芯平均孔隙度为9.83%，平均渗透率为0.337 mD，有效渗透率为0.05∼0.10 mD[19]。气藏产出流体主要为天然气，同时产出少量地层水和凝析油。气藏原始地层压力39.00∼48.33 MPa，地层压力系数1.64∼2.09，原始地层温度60.7∼78.0◦C，地温梯度1.82∼2.39◦C/hm，各储量区平均物性参数如表1所示。整体来说，新场JS2气藏属于异常高压致密砂岩气藏，具有河道叠置连片、砂体厚度大、储层致密、含水饱和度高、产能低及储量丰度低的特点[20-22]。

经过近30 a 的开发，新场JS2气藏先后经历了单层直井试采、单层压裂直井规模建产、多层压裂直井调整稳产和水平井加密调整等4 个阶段，目前，已进入递减阶段。总体来说，气藏采用直井和水平井的不规则混合井网开采[7]。前期开发特征表明，气藏单井自然产能低，层内层间差异大。平面上优质储量区气井产能相对较高，优质储量区约为差储量区的1.1∼1.6 倍；纵向上优质气层和直井平均可采量约为难动用气层和的2∼3倍[23-24]。

2 剩余储量分布

利用前期研究已有数值模型得到新场JS2气藏地层压力分布图和剩余储量丰度图，其中，新场JS2气藏数值模型网格数为326×235×7（有效储层4层），平面网格步长50 m，纵向网格步长根据气层实际有效厚度确定，气藏共计426 口生产井，生产历史拟合从1990 年到2019 年。结合地质认识可知，气藏剩余储量主要分为两大类，高含水饱和度型和井网控制差型。

高含水饱和度型剩余储量主要是由于井区含水饱和度高、砂体薄、物性差，难以建产，储量有效动用难造成的。这类剩余气主要分布在各气层边部以及气层东部条带等区域，如图1所示。共计11个井区，储量面积27.13 km2，储量27.80×108m3，储量丰度分布在（0.44∼1.82）×108m3/km2，以III 类储量区为主。

图1 新场 气层目前地层压力及剩余储量丰度图Fig.1 Current formation pressure and residual reserves abundance diagram of Gas Layer

井网控制差型分为水平井靶前未射开、井网控制差及多层合采动用不充分3 类。水平井靶前未射开型主要是因为水平井靶前300 m 左右未射孔，造成靶前区难以有效动用，如图1 所示。井网控制差型是因为井距偏大造成井区储量动用不充分，多分布于主力气层中部，如图1 和图2 所示。多层合采动用不充分区，直井穿过多套气层，未全部射开或低渗低压层生产受到抑制，多分布于多层合采井区域，如图2 所示。主要分布于20 个井区，储量面积9.02 km2，地质储量12.87×108m3，储量丰度差异大，最低丰度仅为0.39×108m3/km2，最高丰度达到3.21×108m3/km2，以III 类储量区为主。

图2 新场气层目前地层压力及剩余储量丰度图Fig.2 Current formation pressure and residual reserves abundance diagram of Xinchang Gas Layer

3 不同储量区加密调整界限研究

3.1 单井经济界限

为评价单井是否具有经济效益，利用现金流法，以单井经济界限为依据，计算在目前开发技术和经济条件下，单井经济极限可采储量[25]。在当前气价1.404 元/m3条件下，新场JS2气藏各层直井经济极限可采储量（0.217 5∼0.225 2）×108m3；水平井经济极限可采储量（0.377 0∼0.390 6）×108m3，如表2所示。

表2 新场气田沙溪庙组气藏经济界限参数表Tab.2 Economic threshold parameters of Shaximiao Formation gas reservoir in Xinchang Gas Field

3.2 储层物性界限

根据新场JS2气藏物性下限及表1 中储量区分类标准，确定各储量区孔隙度、渗透率、含水饱和度及有效厚度的极限变化范围。利用数值模拟，选取气藏不同储量区典型井区完成生产历史拟合，进行不同物性条件下不同井型数值模拟研究[26]。根据预测的单井技术可采储量，结合单井经济极限，得到不同储量区不同物性条件与不同井型的利润关系（图3）。

图3 不同储量区不同物性条件下不同井型利润对比图Fig.3 Profit comparison diagram of different well types in different reserve areas with different physical properties

从图3 可知，对于I 类储量区，即储量丰度大于4.07×108m3/km2，直井及水平井均能获得较高利润；当有效厚度大于25 m，孔隙度大于13%，含水饱和度52%∼55%，即储量丰度大于4.96×108m3/km2，水平井能获得更高的利润。II 类储量区仅当有效厚度小于10 m 时，即储量丰度小于2.20×108m3/km2，水平井利润为负，只适用于直井；其他物性条件下，即储量丰度大于2.03×108m3/km2，直井与水平井均能获得利润；特别的，当有效厚度大于15 m，孔隙度大于11%，含水饱和度55%∼58%，即储量丰度大于2.34×108m3/km2，水平井能获得更高的利润。III 类储量区当渗透率大于0.08 mD，有效厚度大于11 m，孔隙度大于9%，含水饱和度小于61%，即储量丰度大于1.30×108m3/km2，水平井能获得利润；当储量丰度小于1.30×108m3/km2，直井和水平井均不能获得利润。

3.3 地层压力界限

利用典型井区开展数值模拟，在不同储量区不同地层压力条件下分别加密直井和水平井，计算加密调整井可采储量，得到不同井型加密调整的地层压力经济界限图版及公式，如图4 及表3 所示。

图4 地层压力与加密井累产关系曲线Fig.4 Relationship between formation pressure and accumulation of infilled wells

表3 地层压力与累产关系式Tab.3 Relationship between formation pressure and accumulative production

对于水平井，当I 类储量区地层压力高于24.01 MPa，II 类储量区高于28.34 MPa，III 类储量区高于38.52 MPa，即目前地层压力为原始地层压力的59%、67%和88%，水平井加密调整能达到单井经济极限，获得效益。对于直井，当I 类储量区地层压力高于20.36 MPa，II 类储量区高于22.73 MPa，III 类储量区高于35.23 MPa，即目前地层压力为原始地层压力的47%、51%和79%，采用直井加密可获得经济效益。

所以，根据气藏各气层原始地层压力，得到不同储量区不同井型加密调整压力界限，如表4 所示。在I 类储量区进行水平井加密调整，地层压力至少大于24.33 MPa；而选择直井加密调整，地层压力可适当降低，最低到19.38 MPa 可以进行加密调整。在II 类储量区进行水平井加密调整，地层压力至少大于27.63 MPa；而选择直井加密调整，可降低到21.44 MPa。在III 类储量区进行水平井加密调整，目前地层压力至少达到36.29 MPa 以上；而选择直井加密调整，可降低到32.58 MPa。

表4 新场JS2 气藏不同气层不同储量区不同井型加密调整地层压力界限Tab.4 The formation pressure threshold of different well types in different gas layers and reserves of Xinchang JS2 Gas Reservoir for infiltration adjustment

4 加密调整对策及效果

以剩余储量潜力区、储层物性经济界限和地层压力界限为依据，落实新场JS2气藏具有加密调整潜力的11 个井区，其中，8 个井网不完善井区和3个高含水饱和度井区，部分潜力区如图1 及图2 中数字标识所示。加密调整面积9.79 km3，可动用地质储量18.20×108m3。结合不同井型的储层物性及地层压力加密界限，以及气藏水平井400∼650 m 和直井350∼500 m 井距要求[18-19]，可部署加密水平井6 口，直井5 口，预测增加可采储量4.02×108m3，提高采收率0.67%，如表5 所示。

表5 新场JS2 气藏加密调整井统计表Tab.5 Adjusted wells in Xinchang JS2 Gas Reservoir

5 结论

1）新场JS2气藏剩余储量主要分为井网不完善型及高含水饱和度型两大类，分布于31 个井区，面积36.15 km2，储量40.68×108m3，储量丰度差异大，最低丰度仅为0.39×108m3/km2，最高丰度达到3.21×108m3/km2，以III 类储量区为主。

2）新场JS2气藏加密调整物性界限，I 类储量区均符合加密调整经济界限，当储量丰度大于4.96×108m3/km2，水平井效益更高；II 类储量区仅储量丰度小于2.20×108m3/km2，不适宜水平井加密调整，其他条件下直井及水平井均可，当储量丰度大于2.34×108m3/km2，水平井效益更高；III 类储量区仅储量丰度大于1.3×108m3/km2，仅水平井能获得利润。

3）新场JS2气藏地层压力加密调整经济极限，水平井I、II 及III 类储量区目前地层压力需达到原始地层压力的59%、67%和88%；直井则需目前地层压力达到原始地层压力的47%、51%和79%。

4）新场JS2气藏具有8 个井网不完善井区和3个高含水饱和度井区，可部署加密水平井6 口，直井5 口，预测增加可采储量4.02×108m3，提高采收率0.67%。