低渗砂岩气藏提高采收率措施研究

赵正果 王顺玉

(1.西南石油大学资源与环境学院 2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院)

1 气藏概况

四川盆地西部坳陷的新场气田浅层蓬莱镇组JP2气藏主要发育河流相砂体，纵向上由5个叠置程度较差的气层构成，属低—中孔隙度、低渗—近致密储层。气藏为构造背景控制下的无边底水、弹性气驱的构造-岩性气藏，依靠天然能量衰竭式开采(1-4)。

JP2气藏于1994年正式投入规模开发，递减阶段经历2次调整共提高可采储量14×108m3，采收率提高17%。近年来JP2气藏增加了大量沙溪庙组气藏过路井，气藏地质认识发生较大变化，前期研究成果已不能满足该气藏提高采收率的需求。

2 气藏精细描述与剩余可采储量分布研究

2.1 气藏精细描述

以前期认识为基础，确定地层划分与对比的原则为“旋回对比、分级控制、厚度约束、全区闭合”，利用新增钻井资料，参考地层厚度变化趋势完成小层的精细对比，构成全区闭合统一，实现小层精细对比。

沉积微相研究表明气藏为三角洲平原—三角洲前缘的沉 积环境，发育有分支河道，天然堤、决口扇、河口坝、三角洲前缘席状砂等多种类型沉积砂体(5-11)。

通过岩心、岩屑观察，JP2储层岩性以粉砂质细砂岩和粗粉砂岩为主。砂岩成分以石英为主，岩屑次之，长石含量较少，胶结物以方解石为主，有少量白云石，偶见硅质、硬石膏,杂基含量一般较低；胶结类型以孔隙式为主，分选中等一好；磨圆度多为次棱角状，次圆、棱角状少量。

储集空间类型主要为残余粒间孔，次为粒间溶浊扩大孔和粒内溶孔，其储层孔隙度、渗透率特征见表1。JP2气藏孔隙度1.56%～17.34%，平均值9.67%。渗透率0.012mD～8.62mD，平均值0.752mD。对新场气JP2气藏岩心物性统计可知储层参数变化较大，规律性不明显，非均质性较强。

表1 新场蓬二气藏储层物性对比表

2.2 剩余可采储量分布研究

JP2气藏剩余储量主要分为两大部分：①已动用区剩余可采储量，即被生产现井网所控制，为在现有工艺技术条件下可采出剩余储量，通过开发调整，措施挖潜或钻新井可采出；②剩余难动用储量，由于储量品质、开发经济效益差，需要改进开采技术才能采出。

天然气物理特性能定量表征剩余气分布的参数目前只有地层压力，地层压力高的区域剩余气量就多，反之剩余气量就少。各层地层压力和剩余气分析如下(表2)。JP2气藏剩余可采储量较多的层在JP22、JP24和JP23，目前井网控制下剩余可采储量为11.71×108m3，是已动用区域内目前经济技术条件下可采出来的剩余气，它包括通过老井挖潜和少量加密井提高增加的那部分潜力。

表2 新场JP2气藏剩余储量及剩余可采储量统计表

JP21层剩余可采储量0.92×108m3，目前平均地层压力8.78MPa。气层连片性一般，部分区域无生产井控制，地层压力下降也不均衡，在中北部形成了X26—XQ25-1几个相连的压降漏斗，压力在4 MPa～6 MPa之间；XQ25-1井以南、L7井区以西南及L18井以南等区域都形成连片的地层压力保持较高区域，地层压力12 MPa～14MPa左右，属剩余未动用储量区(图1、图2)。

JP22层剩余可采储量5.80×108m3，是气藏目前剩余可采储量最多的气层。数模计算的平均地层压力6.64MPa。气层连通性较好，生产井分布均衡，但采出不均衡。地层压力，下降也不均衡。在CX255-XQ88-XQ102井区、X72井区、X68-X77-X72井区等区域形成了几个较深的压降漏斗，地层压力0.5 MPa～3MPa左右，达到废弃压力。在XQ69以北，地层压力较高12 MPa左右，气藏西部、西南部、北部边缘地层压力高，属剩余可采储量富集区(图3、图4)。

图1 JP21气层地层压力分布图 图2 JP21气层剩余储量丰度分布图

JP23层剩余可采储量1.14×108m3。目前数模计算的平均地层压力5.04MPa，其地层压力水平较低。气层连通性较好，在中部XQ42～XQ73-1 ～X83-2井区等域内地层压力下降大，压降漏斗深，地层压力1MPa左右，已达到废弃压力。在XQ97井以北，XQ36井区地层压力较高，约9 MPa～11MPa左右，属剩余可采储量富集区(图5、图6)。

JP24层剩余可采储量3.47×108m3。目前数模计算的平均地层压力6.46MPa。气层连通性较好，生产井多，地层压力下降较均衡。在XQ62井、X705-1井和X47井区也形成压降漏斗，地层压力1.1 MPa～2MPa左右，也已达到废弃压力。在XQ54-CX267井区生产井少，采出程度低，地层压力11 MPa～14MPa之间，是剩余可采储量富集区(图7、图8)。

图3 JP22气层地层压力分布图 图4 JP22气层剩余储量丰度分布图

图5 JP23气层地层压力分布图 图6 JP23气层剩余储量丰度分布图

图7 JP24气层地层压力分布图 图8 JP24气层剩余储量丰度分布图

JP25层剩余可采储量0.38×108m3。目前数模计算的平均地层压力7.25MPa。气层连片性差，生产井分布不均，地层压力下降也不均衡。中南部X82、CX154 、X714-1井形成多个压降漏斗，其中CX154井压降漏斗深，地层压力1.7MPa已达到废弃压力，其它井区压降漏斗压力4 MPa～5.5MPa，是剩余可采储量富集区；中北部以及西部生产井少，采出程度低，地层压力9 MPa～12MPa之间，是剩余未动用储量区(图9、图10)。

图9 JP25气层地层压力分布图 图10 JP25气层剩余储量丰度分布图

3 提高采收率技术对策

目前新场气田低渗砂岩气藏提高采收率的常规方法一般为：酸化压裂改造、加密井开发、排水采气、增压开采、高低压分输[12，13]。这些方法在新场气田已经使用多年，并且取得了较好的效果，本文主要在使用这些方法的基础上针对井网控制区能否开展局部加密，未动区难采储量开发可行性，层间挖潜的可行性，提出相应对策以进一步提高采收率。

3.1 气藏局部加密井调整的可行性

选择典型气层JP23作为解剖对象研究JP2气藏这类条带状气层如何部署井网及确定合理井距。解剖模型取自三维地质模型，经过生产历史拟合调整修正，其更接近真实气层。最初井网沿河道中央部署10口井，井网密度0.82口/km2、井距1.1km，逐步加密到63口井，井网密度5.22口/km2，井距430m，共计5个不同井网开发方案(表3)。

表3 不同井网开发方案

不同井网密度下JP23层开采效益图(图11)，用目前气价、投资和操作成本按开发项目行业标准测算，5套井网方案都有开采效益。数模井网合理性研究表明：JP2气藏井网密度在2口/km2以下就能获得较长的稳产期，稳产期结束后再加密井网，可以减缓产量递减，获得较高的开发效益，在井网密度2.7口/km2时效果最好，加密井的经济技术界限井距为430m。JP2气藏目前井网密度到达最佳值2.68口/km2，已无整体加密的技术需求。

图11 不同井网密度下开发经济效益曲线

JP2气藏经历了多次开发井调整完善(老井转层、局部加密井)，目前井网已将所有优质的储量控制住了，只在Ⅲ类储层的局部区域没有井控制，这些地区储量品位低，多为难采储量，虽然具备一定的开发潜力，但从经济方面来考虑，新井累计产量达不到经济界限值的要求。另外气藏整体地层压力下降了7MPa左右，低压条件下开采难度加大。因此，JP2气藏在目前经济和开采技术条件下基本上不可能钻加密井去动用这些闲置储量。只能等低压、低品位储层压裂技术提高后才能考虑动用。

3.2 未动储量开发可行性论证

目前新场JP2气藏94.99×108m3的复算储量动用率达90.1%，仅有在井网控制区外，还有边角、小砂体9.31×108m3的储量未被动用，大多未被井网控制，但由于这部分储量多为低品位难采储量,储层条件差，动用的技术工艺要求高，虽然多数区域地层压力仍保持较高水平，但低品位储层压裂改造技术仍是个难题。比如最近实施的XQ124井，地层压力保持在12MPa以上，用目前压裂技术改造求产仅获无阻流量0.41×104m3/d，显然需要攻关解决低品位储层压裂改造技术问题。

3.3 老井挖潜可行性论证

新场JP2气藏处于低压小产开发阶段，已开发区地层压力较低，仍有一些数量的低品位储量没有动用，只能靠本层系生产井或其它层系的过路井来挖潜动用。老井挖潜的可行性关键点仍然是地层压力，即在多高地层压力下，老井可实施转层压裂投产。

图12表示近年来JP2气藏实施的新井、新层稳产水平与计算的地层压力系数之间的关系。新井、新层中有局部加密井、扩边建产井，多数为近年实施的老井挖潜(表4)。从图12和表4可知有三分之一的气井稳定产能可以达到0.7104m3/d以上，达到或超过开发调整方案论证的合理产量。效果较好的占三分之一。其中XQ123和XQ124两口新井和XQ54挖潜井因储层条件差没有达到开发井初期稳产标准。初期稳产量的高低不是评价新井、新层实施有无经济效益的标准，它仅仅是一个技术界限值。关键是气井的累计产量或可采储量能否满足经济效益指标。显然，用钻新井的气井产能界限来衡量老井挖潜是不合适的。根据《川西中浅层气藏老井挖潜产量界限值》研究结果，挖潜经济技术界限值大大低于钻井经济技术界限值。对新场JP2气藏气层埋深950m～1200m，老井挖潜一个单层，压裂改造费用60～80万元，获得经济效益的挖潜技术界限值是单井稳定产量大于0.19m3/d，挖潜层控制的可采储量(最低累计产量)应大于0.0525×108m3。以此对照表4和图2，在优良的(Ⅰ～Ⅱ类储层)储层条件下，气井的地压系数无论高低，只要压裂工艺技术允许，都能到达挖潜的经济效益界限值。

图12 投产新井低压系数与初期稳定产能关系图

根据储层类型，地层压力分布以及现生产层段的采出状况对33井层老井潜力进行分析，确定JP2气藏近期可挖潜井15口共17层(砂体总厚度303.5m，有效厚度190.7m)，主要集中在JP21、JP22和JP25气层(表5)，这将极大提高JP2气藏的采收率。

3.4 提高采收率技术对策

在井网控制区，要把地下11.71×108m3剩余可采储量拿出来，关键是搞好现有生产井的科学管理，积极治理低效井，延长气井生产寿命期，搞好泡排采气和增压开采两项主体技术的应用，进一步减缓气井(气藏)产量递减率，提高其开发效果。

对于井网控制区有效厚度190.7m的老井转层潜力，依靠现有压裂技术，优先选择Ⅰ～Ⅱ类储层进行挖潜，对Ⅲ类储层只要地压系数不太低也可考虑转层挖潜。同时，在单井井间泄气半径没有干扰(相交)、地压系数要大于0.80的区域，可考虑在Ⅰ～Ⅱ类储层钻少量开发井，以提高井网控制区可采储量。

对于井网外9.31×108m3的未动储量。选择储层条件较好的区域钻少量扩边调整井，以充分利用好每一方天然气资源，提高气藏动用程度。由于这部分储量多数储层条件差，动用的技术工艺要求高，目前压裂工艺还不适应，可偿试钻水平井分段压裂开采，以提高气井泄气面积和产能，提高井控可采储量，以解放这部分储量蕴藏的产能。

4 应用效果

(1)目前已实施挖潜井4口，平均日产气1.2×104m3/d；已实施调整井3口，测试无阻流量平均2.1×104m3/d，效果显著。

(2)部署转层挖潜井15口共17层，预计方案实施后可新增动用储量5.1×108m3，地质储量动用率达到94.7%；新增可采储量4.07×108m3，预测期末比调整前多采气3.27×108m3，气藏地质储量采收率达到60.01%，提高3.44%。

表5 JP2气藏各气层挖潜井明细

5 结论

(1)通过气藏精细描述与气藏工程分析和数值模拟等手段结合，可以准确定性、定量研究剩余气分布，配合适当的工艺措施可以有效提高气藏采收率。

(2)蓬二气藏提高采收率技术对策，应该针对开采后期低压、低品位储层的特点，改进和完善相应的储层改造和采气工艺，以进一步提高采收率。

(3)蓬二气藏在现井网条件下气藏基本没有加密的空间。局部可加密区，多为Ⅲ类低品位储量区，加密获工业气流的可能性较小。

(4)蓬二气藏井网控制剩余可采储量11.71×108m3，井网外未动储量9.31×108m3。这些储量处于砂体边缘，储层条件差，动用的技术工艺要求高，开采具有一定难度。

(5)对于井网控制区有效厚度190.7m的老井转层潜力，依靠现有压裂技术，优先选择Ⅰ～Ⅱ类储层进行挖潜，对Ⅲ类储层只要地压系数不太低也可考虑转层挖潜，可以有效提高气藏采收率。

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