致密气藏水平井整体开发精细描述研究

吴则鑫， 王爱霞， 张含明

（1.中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦124010；2.中国石油青海油田公司冷湖油田管理处，青海海西816300）

油气藏精细描述随着现代科学技术的进步和生产的需要，已进入了一个全新的时期，更加表现出整体性、综合性和先进性的特点。与早期的描述相比，现代油气藏描述将油气藏得各种属性如构造、地层、储集层、油气水看成一个完整的系统来研究；也是多学科综合、集约化、协同研究的整体，涉及到地质、地球物理、油藏工程和数值模拟等诸多学科；同时油气藏描述贯穿于勘探开发的全过程。实践表明，油气田发现后，开发工作人员介入越早，油气藏描述开展的越好，更有利于最终采收率的提高。

研究井区作为整个区块水平井整体开发试验区，一方面要完成产能建设，一方面为整体区块的开发做先导试验，提供水平井整体部署所需各个合理参数。针对井区地质条件复杂，气层非均质强、识别困难，水平井跟踪实施难度大等问题，在原有地质认识的基础上，对井区进行精细气藏描述，弄清河道砂体展布规律和剩余气分布规律是很有必要的；同时通过气藏数值模拟并对水平井井网井距，水平段长度等参数进行优化论证，为开发方案制定提供可靠依据［1－2］。

1 气藏模型建立和在地质导向中的应用

井区位于区块中南部，东西长约14.44km，南北宽约8.40km，面积约121.30km2，地质储量为2.247 2×1010m3，储量丰度为1.92×108m3／km2。截止目前，井区已完钻水平井45口，投产水平井44口，已建成1.0×109m3／a产能规模。区块构造总体特征为北东－南西向倾斜的单斜构造，并且局部微构造发育，地层中未发现断层。研究区的储层形成于冲积背景下的河流相沉积体系，气藏埋藏深度在3 300～3 600m，山1段孔隙度为8.2%，渗透率为5.0×10－4μm2；盒8 段孔隙度为9.0%，渗透率为7.8×10－4μm2。气藏类型为无边底水定容弹性驱动、低孔、低渗、低压的岩性气藏。

综合各种地震、地质、钻测井资料，针对苏里格地质发育河流相，相变快、砂体呈多期河道相互叠置特点，分别建立三维地质网格模型，构造模型，储层及相关属性模型［3－6］，模型模拟精度为405×192×420＝32 659 200，可分辨出较薄的夹层和砂体，其中采用指数模型和序贯指示模拟方法模拟砂体；在地震震幅属性相关趋势的软约束下及相模型的硬约束下，利用序贯高斯随机模拟技术对孔隙度和渗透率进行属性随机模拟。

建立的模型精细描述单砂体，研究了储层物性及含气性情况，结合邻井情况，进行井位部署和地质跟踪导向，如图1和图2所示，在SU35－5H 井轨迹位置靠储层下部，综合GR 曲线形态、数值大小以及岩屑，判断为底板隔层泥岩，应上调轨迹。

2 剩余气分布和井位区域优选

基于井区地质研究成果，以井区地质模型为基础，结合井区生产动态建立了气藏数值模型［7－8］。模拟首先是对所有井进行单井历史拟合，得出井区剩余气分布规律，用于全区进行水平井分批投产设计。

图1 模型设计的靶点设计图Fig.1 Target spot design map using the model

图2 地质导向中轨迹调整示例图Fig.2 Well trance adjustment in the geosteering

在选取流体PVT 参数、相渗资料及温压取值等资料的基础上，运用粗化的气藏模型进行历史拟合，考虑保证模拟精度为前提下，尽可能提高模拟速度的原则，同时采用了角点网格系统。为便于水平井及裂缝描述，网格方向沿水平井水平段延伸方向，即最小水平地应力方向，模拟得出气藏地质储量2.271×1010m3。

为使建立模型的计算结果尽可能接近于实际情况，需要依据动态数据进行气藏整体指标的拟合、单井的拟合，主要包括以下拟合参数：气藏平均地层压力、气井日产气、累产气、产水、流压、静压等。由于目前模拟的水平井部署潜力区内已测试投产的直井很少且生产历史较短，区块压力测试数据不足，因此历史拟合阶段只拟合单井井底流压。

区块总体拟合质量较好，拟合较好的井比例达92.3%，满足了工程精度要求。拟合真实反映了区块动态实际，据此得出区块剩余气分布图（见图3），可以用于指导水平井的分布实施，同时可以应用修正后的模型进行配产和水平井优化设计、井网井距等研究工作。

图3 基于剩余气分布的井位规划图Fig.3 Well planning map based on the distribution map of the remaining gas

3 水力压裂裂缝处理和水平井部署参数论证

在数值模型中，裂缝的处理非常重要，尤其对于水平井整体开发的低渗透气藏。水力压裂井在地层中存在两个流动系统，即流体在储层中和在裂缝中流动，对压裂裂缝的数值模拟的关键是要反映出裂缝和储层两部分的串流特种和渗流特征。然而在气藏数值模拟中，网格系统的处理方法直接影响压裂裂缝的模拟效果［9］。

目前处理的方法可以分成常规方法和非结构网格（PEBI）方法。前者多采用黑油模型中的局部网格加密，等值渗流阻力或者等连通系数等方法，其均视裂缝和储层为同一渗流体系，裂缝被简化为高渗流条带，这种方法模拟结果受裂缝网格几何尺寸的影响大，同时适应性差，工作量大，且在早期动态拟合误差大［10－11］。后者是通过改变渗流方程的离散方式来改变水力裂缝的高精度模拟方法，实质是显式网格加密和等值渗流阻力方法的结合，可以对任意方位的裂缝进行描述；同时对压裂井近井地带局部物性变化可进行细分计算。

本文应用非结构网格方法描述裂缝系统和储层系统，更能反映地层裂缝的真实性，模拟精度更好，在此基础上对水平井部署井网方式、井距和水平井方位进行了论证，以寻求适合水平井整体开发的部署参数值［12］。

（1）井网方式：其依据主要考虑储层分布特征、单井控制储量及经济效益等方面，使储量得到最大限度动用并能实现开发效益的最大化。井区盒8段发育辫状河沉积，有效储层呈近南北向条带状分布，东西向连续性差，储层非均质性严重。单个砂体宽度一般300～800m，长度1 000～1 500m。在方案实施过程中采用菱形井网，南北向排距大于东西向井距，可根据实际情况进行适当调整。对气藏水平井平行井网和交错菱形井网进行了模拟研究，结果见图4。由图4可以看出，生产40a，在相同生产条件下交错菱形井网的产能要高于平行井网的产能。这是由于交错井网的泄气面积大，单井的控制程度好，有效的预防了井间干扰，同时又最大程度的提高了采出程度。

图4 水平井平行井网和交错菱形井网平均单井累计产气量曲线Fig.4 Mean cumulative production correlation curve of single well of paralleled and crisscross rhombus horizontal well pattern

（2）合理井距：开发井距的确定应根据气藏地质、储层参数分布特征，有足够的单井控制储量，保证井具有一定的生产能力、一定的供气能力，一定的经济效益。模拟计算设计了不同的井距大小，水平井段采取交错菱形井网形式部署，分别取井距为400m 到1 800m 八个井距序列进行了模拟，计算分析如下。模拟结果表明，随着水平井井距的增加，累计产气量均增加，但水平井井距达到某一数值后，水平井井距增加累计产气量增加趋势变缓。

由平均单井累计产气量和采收率（见表1）表明，井距的变化对平均单井累计产气量和采收率的影响比较大。随着井距的增大，采收率不断下降，其下降幅度逐步减小。当井距大于某个值时，平均单井累计产气量增大趋势明显减小；当井距小于某个值时，其值开始迅速下降。当井距大于800 m 时，平均单井累计产气量增加明显减缓。综合分析认为，合理井距为600～800m（见图5）。而对于丰度低的区域，应增大合理井距至800～1 000 m，方可取得较好开发效益。

（3）水平段方位：根据苏里格气田研究成果，最大主应力方位在80°左右，因此，在水平井部署过程中，设计水平段方位采用南北向167°或347°。

通过模拟设计水平井方位与地层主应力方向不同夹角时的产气量，当水平段与地层主应力方向垂直（即垂直于压裂缝方向）时，气井生产过程中累积产气量始终高于水平段与地层主应力成其它度数夹角时的累积产气量（见图6）。因此推荐水平井的方位与地层主应力垂直，即为近南－北向。综合上面几个因素，兼顾山1段井网，水平井方位选择为近南－北向，与正南北向坐标轴夹角为13°。

表1 水平井不同井距条件下气井开发效果Table 1 Horizontal gas wells in different well spacing

4 结论

（1）综合各方面资料，建立精细地质气藏模型，刻画了储层在岩性和物性的非均质性，精细描述单砂体，为水平井的地质跟踪实施提供了地质保障。

（2）经过历史拟合之后的动态地质模型，得出井区剩余气分布规律，为水平井整体开发分步实施提供了依据。

（3）利用非结构网格方法刻画裂缝网格系统，并在此基础上通过数值模拟对水平井井网距，井距和水平井方位部署参数进行了论证，得出适合本井区水平井整体开发各参数的合理取值。

图5 不同井距下开发效果曲线Fig.5 Development effect curve of different well spacing

图6 水平井方位与生产时间关系曲线Fig.6 Relation curve between horizontal well azimuth and production time

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