蘇里格氣田桃2區(qū)塊氣藏?cái)?shù)值模擬方案及開發(fā)對(duì)策

倪 攀，孟海龍，王曉明，胡陽(yáng)明

(1.天津石油職業(yè)技術(shù)學(xué)院，天津 靜海 301607；2.長(zhǎng)慶油田公司 第三采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017300；3.長(zhǎng)慶油田公司 油氣工藝研究院，陜西 西安 710018)

蘇里格氣田桃2區(qū)塊位于蘇里格氣田東區(qū)南部，西側(cè)與蘇里格中區(qū)南部相鄰，行政區(qū)屬內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市烏審旗所轄。區(qū)域構(gòu)造屬鄂爾多斯盆地陜北斜坡，面積約790 km2，2006年起勘探開發(fā)至今，截止2018年底共有生產(chǎn)井714口，其中叢式井484口，水平井70口，直井190口，探井包括蘇91、蘇92、桃2、桃平8-27、召96井等。桃2區(qū)塊目前已全面進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段，通過多年開發(fā)，在區(qū)塊地質(zhì)特征及地質(zhì)儲(chǔ)量等靜態(tài)資料均取得了豐富成果，但由于致密砂巖氣藏氣井各項(xiàng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)指標(biāo)隨著生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)逐步變化，在區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)階段仍需對(duì)氣井開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行再評(píng)價(jià)，為進(jìn)一步科學(xué)合理進(jìn)行區(qū)塊開發(fā)，采用數(shù)值模擬方法對(duì)桃2區(qū)塊盡心個(gè)分析，驗(yàn)證了沉積微相、儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)層含氣飽和度及氣井配產(chǎn)等參數(shù)是影響桃2區(qū)塊開發(fā)的主要控制因素。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

蘇里格氣田上古生界自上而下發(fā)育二疊系上統(tǒng)石千峰組，下統(tǒng)山西組、太原組，石炭系上統(tǒng)本溪組[4，5]。桃2區(qū)塊主要開發(fā)層系為盒8—山1段，兼顧山2段及下古生界馬5段。

根據(jù)沉積序列及巖性組合自下而上分為山2段、山1段，與下伏太原組呈整合接觸。山2段區(qū)內(nèi)主要是一套三角洲含煤建造，一般3～5個(gè)成煤期，在含煤層系中分布著三角洲分流河道砂體，巖性以灰、深灰色或灰褐色中細(xì)、粉細(xì)砂巖為主，夾黑色泥巖，厚度40～55 m。山1段以曲流河三角洲的砂泥巖為主，砂巖主要由中-細(xì)粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖組成，厚度30～50 m左右。

石盒子組自然伽馬值高，與下伏山西組地層呈整合接觸。電阻率曲線呈細(xì)鋸齒狀起伏，電阻率值較石千峰組減小，自上而下逐漸增高[1-3]。根據(jù)沉積序列及巖性組合自下而上分為下石盒子組和上石盒子組。

2 區(qū)塊儲(chǔ)層特征

研究區(qū)盒8段儲(chǔ)層巖石類型以巖屑石英砂巖為主，含少量長(zhǎng)石巖屑石英砂巖；山西組以巖屑砂巖為主，其次為長(zhǎng)石巖屑石英砂巖(圖1)。研究區(qū)4口井34個(gè)樣點(diǎn)顯示，盒8段最大粒徑主要分布在小于1.5 mm范圍內(nèi)，占比83.33%；山西組最大粒徑主要大于2 mm，占比36.36%；分選性以中等為主；磨圓度以次棱狀為主，其次盒8段發(fā)育次圓狀，山西組發(fā)育次棱-次圓狀；膠結(jié)類型盒8段以孔隙、加大-孔隙為主，山西組以孔隙為主，其次發(fā)育薄膜-孔隙類型；盒8段主要發(fā)育微孔，其次為晶間孔-溶孔，山西組主要發(fā)育微孔-粒間孔，其次為晶間孔-溶孔及微孔，發(fā)育部分晶間孔。

圖1 巖石類型分布圖

研究區(qū)孔隙度主要分布在5%～8%范圍內(nèi)，盒8段孔隙度分布相對(duì)均勻，以5%～8%為主，其次為小于5%及8%～10%；山西組孔隙度5%～8%，樣品占比70%；滲透率主要分布在小于0.3 mD范圍內(nèi)(圖2)。綜合而言，研究區(qū)屬于典型的低孔、低滲巖性氣藏。

表1 盒8—山2段氣層厚度統(tǒng)計(jì)表

研究區(qū)氣層縱向上主要發(fā)育在2800～3600 m，354口井目的層段鉆遇氣層、含氣層統(tǒng)計(jì)(表1)表明，盒8段整體氣層發(fā)育好于山1段，以盒8下2小層氣層發(fā)育最好，平均氣層厚度5.36 m，氣層鉆遇率74.33%，最大氣層厚度18.7 m；其次為盒8下1小層，氣層厚度0.40～12.70 m，平均厚度3.21 m，鉆遇率48.67%；山11小層氣層厚度0.60～8.90 m，平均氣層厚度3.37 m，但氣層鉆遇率相對(duì)較低，為24%；山12小層氣層厚度最大11.5 m，平均厚度3.18 m；山13小層、山21小層平均氣層厚度均大于3 m，但其鉆遇率相對(duì)較低，約30%；盒8上1小層平均氣層厚度2.85 m，鉆遇率僅22.67%。

通過研究氣藏剖面，氣層?xùn)|西方向多呈孤立透鏡體狀，井間氣層連續(xù)性較差，呈巖性尖滅或泥巖遮擋，構(gòu)造高低部位均有氣層發(fā)育。氣層南北方向連續(xù)性增強(qiáng)，單個(gè)氣層大小差距大，縱向上氣層呈疊置狀，形成厚儲(chǔ)層。平面上，氣層分布主要受沉積相帶控制，通常氣層沿河道砂體帶發(fā)育，總體上呈南北向展布，呈塊狀或不規(guī)則連片狀分布。其中盒8上段氣層主要發(fā)育在研究區(qū)中西部，鑄體厚度2～5 m，東部氣層發(fā)育較差，多呈孤立狀；盒8下段氣層連片性最好，在研究區(qū)西部、東部大面積發(fā)育，氣層厚度大于5 m，研究區(qū)中部氣層發(fā)育相對(duì)較差，氣層厚度偏??；山1段氣層在研究區(qū)西北部、東北部及西南部地區(qū)連片性發(fā)育，主體氣層厚度2～5 m；山2段氣層多呈小范圍條帶狀，連片性差。

3 區(qū)塊氣藏?cái)?shù)值模擬過程

3.1 建立三維地質(zhì)模型和構(gòu)造模型

建立研究區(qū)三維地質(zhì)模型，包括構(gòu)造、物性模型等，為后續(xù)模擬做好數(shù)據(jù)準(zhǔn)備，地質(zhì)模型平面采用100m×100m網(wǎng)格系統(tǒng)，平面網(wǎng)格數(shù)量205×385，縱向上劃分為10個(gè)層位。研究區(qū)山2—盒8段構(gòu)造平穩(wěn)，呈東北向你西南方向的單斜構(gòu)造，繼承性良好，不存在斷層。研究區(qū)儲(chǔ)層參數(shù)的分布受沉積相控制明顯，有效的儲(chǔ)層參數(shù)發(fā)育在砂體內(nèi)，不同沉積相控制的儲(chǔ)層參數(shù)分布規(guī)律不同，采用相控建模方法建立研究區(qū)孔隙度、滲透率、凈毛比等模型(圖3)[6-9]。

圖3 桃2區(qū)塊屬性模型

3.2 氣藏?cái)?shù)值模型

研究區(qū)自2008年6月起正式投入生產(chǎn)，經(jīng)過10年開發(fā)，發(fā)現(xiàn)氣井有單井井間、層間差異較大、單井產(chǎn)量低等特點(diǎn)。桃2區(qū)塊盒8—山2段主要?dú)庠礊槭俊B系煤系地層，其物理性質(zhì)相對(duì)穩(wěn)定。天然氣相對(duì)密度約0.6g/m3，甲烷含量高于90%。壓力梯度0.1985，溫度梯度2.835。氣藏屬低壓、低豐度、非均質(zhì)性強(qiáng)的復(fù)雜巖性氣藏，凝析油含量低、為干氣氣藏。氣藏驅(qū)動(dòng)類型為定容彈性驅(qū)動(dòng)，采取衰竭式降壓開采。

對(duì)整個(gè)研究區(qū)進(jìn)行數(shù)值模擬，預(yù)測(cè)氣藏開發(fā)指標(biāo)，為持續(xù)開發(fā)提供借鑒。數(shù)值模型平面網(wǎng)格數(shù)205×385，平均網(wǎng)格步長(zhǎng)100 m×100 m，垂向上考慮地質(zhì)分層，網(wǎng)格數(shù)為10，總網(wǎng)格數(shù)205×385×10=78.925萬個(gè)。

3.3 模擬參數(shù)選取

3.3.1 物性參數(shù)選取

根據(jù)研究區(qū)高壓物性、氣水物性資料，進(jìn)行數(shù)值模擬時(shí)，設(shè)定原始?xì)獠貕毫?0 MPa，原始?xì)怏w偏差系數(shù)為0.998，地層溫度為368 K，巖石壓縮系數(shù)為1.25 e-6MPa-1，原始?xì)庥捅葹?5×104m3/t，天然氣密度為0.6003 g/cm3，地層水壓縮系數(shù)4.51×10-4L/MPa，地層水粘度0.4 mPa·s，地層水體積系數(shù)為1，地層水密度1 g/cm3。

3.3.2 相滲曲線選取

研究區(qū)相滲曲線如圖4所示，模擬過程中，研究區(qū)采用統(tǒng)一相滲曲線。

3.3.3 PVT參數(shù)

PVT數(shù)據(jù)是氣藏?cái)?shù)值模擬中重要輸入?yún)?shù)，根據(jù)蘇里格氣田桃2區(qū)塊的流體分析資料計(jì)算流體性質(zhì)參數(shù)，主要有氣體在不同壓力下的體積系數(shù)和粘度指標(biāo)(表2)。

3.4 生產(chǎn)指標(biāo)擬合分析

歷史擬合井位共354口，模擬層位為盒8—山22小層。數(shù)值模擬時(shí)，首先進(jìn)行全區(qū)儲(chǔ)量、壓力、采氣量等生產(chǎn)指標(biāo)擬合，以明確油氣藏的不確定參數(shù)[10]。考慮到儲(chǔ)量擬合程度高，說明原始參數(shù)可信度高，地質(zhì)模型比較可靠，其結(jié)果是相對(duì)誤差控制在6%以內(nèi)。從數(shù)值模擬儲(chǔ)量可以看出，研究區(qū)的模擬儲(chǔ)量914.46×108m3，比實(shí)際儲(chǔ)量略低，總儲(chǔ)量擬合誤差0.27%，各小層擬合誤差小于3%，在允許誤差范圍內(nèi)(表3)。

表2 不同壓力下流體的體積系數(shù)和粘度指標(biāo)

給定研究區(qū)物性、滲流、PVT等參數(shù)以及研究區(qū)生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)和措施數(shù)據(jù)，進(jìn)行區(qū)塊整體擬合，擬合率高[11，12]。另外，根據(jù)給定研究區(qū)的單井產(chǎn)氣量、壓力等指標(biāo)，擬合過程中主要調(diào)整單井物性參數(shù)、滲透率、表皮系數(shù)等，擬合的353口井中，擬合較好的井達(dá)到95%以上，部分井在產(chǎn)氣量高點(diǎn)擬合略差，但單井壓力擬合顯示結(jié)果表明，壓力趨勢(shì)都相同，滿足預(yù)測(cè)要求。

表3 不同層位的地質(zhì)儲(chǔ)量模擬情況

區(qū)塊目前模擬采出量63.29×108m3，采出程度為6.92%，整體較低，從各小層預(yù)測(cè)采出量及貢獻(xiàn)比例(表4)可以看出，目前主要采出層位為盒8下2段，盒8段總貢獻(xiàn)率為86.22%，山1段貢獻(xiàn)率為10.06%。

4 開發(fā)效果影響因素分析

研究區(qū)存在大量動(dòng)靜分類不符合井，選取區(qū)塊內(nèi)300口直井，靜態(tài)評(píng)價(jià)Ⅰ+Ⅱ類井258口，占比86%；動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)Ⅰ+Ⅱ類井205口，占比68.33%。其中動(dòng)靜符合井160口，占比53.33%，動(dòng)態(tài)差于靜態(tài)井114口，占比38%，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)顯示與靜態(tài)評(píng)價(jià)相差較大。分析總體動(dòng)靜不符合井，實(shí)際生產(chǎn)過程中，存在動(dòng)態(tài)生產(chǎn)變好井，也存在動(dòng)態(tài)生產(chǎn)差于靜態(tài)評(píng)價(jià)井。動(dòng)靜態(tài)差異的存在，主要取決于儲(chǔ)層非均質(zhì)性、沉積微相、物性、配產(chǎn)等因素。

表4 各小層采出量及貢獻(xiàn)率匯總表

4.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響

當(dāng)生產(chǎn)氣井位于砂體邊緣時(shí)，鉆遇砂體較厚，物性好，靜態(tài)劃分為Ⅰ類井。在實(shí)際生產(chǎn)過程中，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，受外圍低滲透阻隔帶的影響，生產(chǎn)供氣半徑偏小，井控范圍較小，穩(wěn)產(chǎn)能力差，動(dòng)態(tài)劃分為Ⅱ或Ⅲ類井，如桃2-20-9井，射開盒8下、山1、山2段共4層，累計(jì)氣層、差氣層厚度24.5 m，單層厚度1.9～5.3 m，靜態(tài)劃分為Ⅰ類井，該井于2011年6月投入生產(chǎn)，生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量0.31×104m3，當(dāng)前日產(chǎn)氣0.64×104m3，壓力下降速率高，動(dòng)態(tài)生產(chǎn)表現(xiàn)為Ⅱ類井。主要因?yàn)槠湮挥谏绑w邊緣，外圍存在低滲阻隔帶(圖4)，供氣半徑小。

4.2 沉積相影響

研究區(qū)盒8段為辮狀河沉積，辮狀河橫向擺動(dòng)交錯(cuò)發(fā)育，平面上形成連片砂體；縱向上砂體互相疊置，形成厚砂。山西組為曲流河沉積，相對(duì)盒8段而言，河道寬度明顯變小，河漫灘發(fā)育增強(qiáng)，河道優(yōu)勢(shì)沉積相態(tài)被切割，橫向連通性變差，縱向疊置砂體厚度變小。生產(chǎn)過程中，以山西組為主力產(chǎn)氣層的氣井，生產(chǎn)情況相對(duì)較差，以桃2-13-1C2井為例，共射開山1組2層，累計(jì)氣層、差氣層厚度12.5 m，單層厚度1.8～5.9 m，靜態(tài)劃分為Ⅰ類井。生產(chǎn)過程中，初期日產(chǎn)氣量1.26×104m3，當(dāng)前日產(chǎn)氣量0.56×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.11×104m3，動(dòng)態(tài)劃分為Ⅱ類井，其動(dòng)靜態(tài)差異主要受沉積微相影響。

圖4 桃2-20-9井連井解釋剖面及盒8下局部有效厚度圖

4.3 物性影響

若氣井井眼外圍儲(chǔ)層物性較好，壓力改造后井筒與外圍連通性增強(qiáng)，則生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)好于井眼評(píng)價(jià)結(jié)果。如桃2-4-17井，共射開盒8下、山13層，累計(jì)氣層、差氣層厚度6.4 m，單層厚度2～2.3 m，靜態(tài)劃分為Ⅲ類井；生產(chǎn)動(dòng)態(tài)初期日產(chǎn)氣量1.48×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.06×104m3，動(dòng)態(tài)劃分為Ⅱ類井。其動(dòng)態(tài)表現(xiàn)好主要控制因素為其周圍物性較好，壓裂后連通性增強(qiáng)。

桃2-9-18井，射開盒8上段一層，累計(jì)氣層、差氣層厚度7.7 m，單層厚度1.8～3 m，靜態(tài)劃分為Ⅱ類井；試氣無阻流量37.98×104m3，日產(chǎn)氣7.9×104m3，生產(chǎn)后初期日產(chǎn)氣量2.41×104m3，平均日產(chǎn)氣量1.59×104m3，動(dòng)態(tài)劃分為Ⅰ類井。動(dòng)態(tài)生產(chǎn)表現(xiàn)好主要因?yàn)槠湮镄院?，孔隙度大?0%。

4.4 含氣飽和度影響

氣井靜態(tài)分類受氣層厚度影響較大，實(shí)際生產(chǎn)過程中受滲流因素影響較大，氣井含氣飽和度偏低時(shí)，生產(chǎn)表現(xiàn)差于靜態(tài)評(píng)價(jià)。如桃2-8-10井，其射開盒8、山1段共2層，累計(jì)氣層、差氣層厚度12.6 m，單層厚度1.9～6.4 m，靜態(tài)劃分為Ⅰ類井；但其基質(zhì)滲透率較低，滲透性差，影響生產(chǎn)(表5)。生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量0.82×104m3，當(dāng)前日產(chǎn)氣量0.06×104m3，平均日產(chǎn)氣0.37×104m3，動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為Ⅲ類井。

表5 桃2-8-10井射開層段物性表

4.5 氣井配產(chǎn)影響

致密氣藏壓裂產(chǎn)能具有較強(qiáng)的時(shí)效性，試氣無阻流量與氣井修正時(shí)無阻流量存在較大差異，初期試采產(chǎn)能并不能真正反映氣藏、氣井的生產(chǎn)特征，氣井配產(chǎn)不能僅僅依靠試氣無阻流量決定，若配產(chǎn)過高可能導(dǎo)致井筒周圍氣藏虧空嚴(yán)重，井底壓力下降速度過快，供不應(yīng)產(chǎn)[13]。

5 增產(chǎn)措施

5.1 采取井網(wǎng)完善措施

研究區(qū)目前鉆井井網(wǎng)600 m×800 m，平均單井控制半徑334.08 m，單井控制半徑主要分布在300～400 m，目前井網(wǎng)完善程度低，特別是研究區(qū)的南部急需進(jìn)行井網(wǎng)完善。根據(jù)剩余儲(chǔ)量分布及目前鉆井情況，可針對(duì)儲(chǔ)量控制程度相對(duì)較低地區(qū)可進(jìn)行井網(wǎng)完善，如桃2-6-7—桃2-8-27區(qū)域，桃2-20-21—召96區(qū)域等。

5.2 采取增壓措施

研究區(qū)經(jīng)過多年開采后，油套壓下降快，目前套壓下降到6 MPa以下井140口，占總井?dāng)?shù)的38.89%，套壓在4 MPa以下井78口，占總井?dāng)?shù)的21.67%，如不采取措施，壓力下降可能影響氣井產(chǎn)量及單井穩(wěn)產(chǎn)期，需要對(duì)套壓小于6MPa、4MPa井進(jìn)行監(jiān)測(cè)增壓。

5.3 采取排水采氣措施

隨著開采時(shí)間的延續(xù)，氣井井底壓力、天然氣流動(dòng)速度逐步降低，導(dǎo)致氣藏中產(chǎn)出水或凝析液不能被天然氣流攜帶出井筒，使其滯留聚集于井底，形成液柱，隨著液柱持續(xù)，氣井可能被井筒內(nèi)的液柱“壓死”，導(dǎo)致停產(chǎn)[14]。針對(duì)致密砂巖氣藏普遍產(chǎn)水特征，在合理配產(chǎn)的前提下，提前做好排水采氣工作，預(yù)防井底積液導(dǎo)致停產(chǎn)。氣井是否應(yīng)采取排水采氣工業(yè)，可根據(jù)Turner模型、扁平型液滴模型或橢球型液滴模型計(jì)算其攜液臨界流量和臨界流速。當(dāng)氣井日產(chǎn)氣量低于臨界流量時(shí)，表明氣井不能連續(xù)攜液生產(chǎn)，反之，則說明氣井可以正常生產(chǎn)。

現(xiàn)場(chǎng)工作時(shí)，為了更為簡(jiǎn)單快速的確定臨界流速和臨界流量，考慮到影響氣井?dāng)y液因素主要有氣體密度、溫度、界面張力、壓力、導(dǎo)管直徑等，將計(jì)算方法簡(jiǎn)易化，得到簡(jiǎn)化計(jì)算公式：

(1)

(2)

其中，Vg為攜液臨界流速，m/s；qsc為攜液臨界流量，104m3/d；A為油管截面積，m2；P為井口壓力(油壓)，MPa。

本次研究分別計(jì)算23/8油管、27/8油管對(duì)應(yīng)臨界流速及流量，結(jié)果表明，油管尺寸越大，臨界流量越高。

以研究區(qū)其中的300口直井為例，若選取27/8油管生產(chǎn)時(shí)，攜液臨界流量(0.68～2.38)×104m3/d不等，平均0.89×104m3/d，其中當(dāng)前日產(chǎn)氣大于攜液臨界流量井52口，小于攜液臨界流量井248口。選取23/8油管生產(chǎn)時(shí)，攜液臨界流量(0.45～1.57)×104m3/d，平均0.59×104m3/d，當(dāng)前日產(chǎn)氣大于攜液臨界流量井95口，小于攜液臨界流量井205口(圖5)。

圖5 不同油管尺寸攜液臨界流量與目前日產(chǎn)圖

以目前生產(chǎn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線為基礎(chǔ)，以油套壓差、油套壓曲線變化為主要參考因素，參考攜液臨界流量，選取了56口井建議采取排水采氣措施(表6)。

表6 建議排水采氣井位表(部分)

5.4 潛力層位開發(fā)

對(duì)研究區(qū)300口直井統(tǒng)計(jì)(圖6)發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)目前鉆遇氣層全部打開井93口，占比只有33.2%，打開程度低于1/2的井55口，占比19.65%，打開程度低于0.7的井137口，占比48.9%，儲(chǔ)量總體縱向打開程度較低。

鑒于目前單井縱向打開程度低，增產(chǎn)潛力大，篩選出潛力井21口，潛力層段30個(gè)，累計(jì)氣層厚度43.9 m，差氣層89.7 m。

圖6 儲(chǔ)量縱向打開程度統(tǒng)計(jì)圖

6 結(jié)論

(1)蘇里格氣田桃2區(qū)塊氣藏為低孔低滲、單層有效厚度小、非均質(zhì)性強(qiáng)的巖性氣藏，且氣井單井產(chǎn)能差異大，存在大量動(dòng)態(tài)生產(chǎn)特征與靜態(tài)特征不符合井；單井控制儲(chǔ)量差異大，初期壓力遞減快，平均單井產(chǎn)量和、壓力偏低；氣藏目前采出程度低、動(dòng)用程度低。

(2)綜合氣藏地質(zhì)特征、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征分析以及氣藏?cái)?shù)值模擬研究，結(jié)果表明，影響蘇里格氣田桃2區(qū)塊開發(fā)的控制因素主要為：沉積微相、儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)層含氣飽和度及氣井配產(chǎn)。

(3)建議對(duì)蘇里格氣田桃2區(qū)塊進(jìn)行井網(wǎng)完善、增壓措施、排水采氣等工藝措施，重點(diǎn)對(duì)潛力層位進(jìn)行開發(fā)，才能保證該區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。