川西窄河道低渗砂岩气藏潜力分析

刘 露，胡景涛，成 晟，漆国权，袁 玥

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

川西窄河道低渗砂岩气藏潜力分析

刘 露1，胡景涛1，成 晟2，漆国权2，袁 玥2

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

川西地区什邡蓬莱镇组气藏JP23气层平面非均质性强，开采井网不规则，剩余气分布不明确，对储量动用分析以及挖潜的正确性增加了难度。为此，根据什邡蓬莱镇组JP23气层的地质特征，利用petrel三维建模技术和eclipse数值模拟技术建立三维地质模型并完成生产历史拟合，得到JP23气层目前地层压力分布图。结合储量分类图及静态储层参数分布图找到JP23气层潜力区，为下一步气层开发及挖潜提供有利的依据。结果显示:JP23气层的潜力区主要分布在114-1HF和101－3井之间，23-15HF和104-1HF井之间以及87-1、23-1H和23-3HF井左上部。

剩余气分布；地层压力；数值模拟

什邡蓬莱镇组气藏储层平面非均质性强，平面上以局部富集为主，目前开采井网不规则，开采不均衡，剩余气分布不明确，对储量动用分析以及挖潜的正确性增加了一定的难度。为此，研究剩余气分布，找到剩余气富集区，是气藏下一步开采及提高采收率首要解决问题。但因为气体的物理性质，真正能表征气藏剩余储量的除了静态物性参数，更重要的是压力分布[1，2]。静态物性参数目前获取较为方便，地层压力却随着开采的进行不断变化，获取难度大。目前现场主要使用动态监测法实测单井静压以此推测井区地层压力，但因为低渗储层，需要关井时间足够长才能保证所取资料正确，又因为什邡蓬莱镇气井产能较低，关井易造成气井减产、停产，所以关井实测地层静压资料相对不足[3]。

在此情况下，得到目前气藏准确地层压力分布尤为重要。为此，本文以什邡蓬莱镇组气藏主力气层JP23为研究对象，利用确定性建模和随机建模方法相结合，利用petrel三维建模技术建立JP23气层的三维地质模型[4]；结合eclipse数值模拟技术进行单井历史拟合，以还原地层真实情况，得到JP23气层目前地层压力分布图，结合JP23气层物性参数分析气层潜力，提出下一步挖潜建议[5，6]。

1 JP23气层特征

1.1 地质特征

什邡气田位于孝泉-丰谷含气构造南部斜坡带，与新场和马井大中型气田相连，紧邻成都凹陷生烃中心。JP23气层为什邡蓬莱镇组气藏的主力气层之一，呈北东-南西向条带状展布，河道宽度0.7 m～5.2 m，分流河道中心砂体厚度大，为10 m~25 m，为多期次河道叠置的高含水饱和度构造岩性砂岩气藏[7，8]。气层平均有效厚度11.37 m，基质平均孔隙度8.64%，平均渗透率0.64×10-3μm2，原始含气饱和度48.41%。储层低渗、强非均质性，砂体呈条带状展布，具有低丰度、低产、局部富集的特点。原始地层压力15.95 MPa~20.22 MPa，气藏原始平均地层压力系数1.30～1.50，属高压气藏。气藏地层温度为38.56℃~50.60℃，平均地温梯度为2.07℃/100 m，属正常地温系统。

1.2 流体特征

蓬莱镇组气藏地层水为CaCl2型，地层水矿化度较高，总矿化度17 500 mg/L~62 936 mg/L，天然气相对密度平均0.588 5，该区天然气属不含硫化氢的优质天然气。

1.3 开采特征

JP23气层目前生产井32口，单井日均产气0.64× 104m3，日产水0.19 m3左右，平均井口油压2.49 MPa。60.98%的井产量低于0.5×104m3，68.29%的井压力低于2.0 MPa，JP23气层目前以低压低产井为主。

2 地质模型的建立

JP23气层网格模型采用网格方向平行于沉积方向，平面采用均匀网格，纵向采用不等距网格，其值决定于JP23气层的厚度。网格的平面尺寸定义为25 m× 25 m，由此确定网格数量为1 014×1 040×5=5 272 800（见图1），建立孔隙度、渗透率及含水饱和度物性模型（见图2～图4）。

图1 JP23气层三维网格

图2 JP23气层孔隙度分布图

图3 JP23渗透率分布图

3 生产历史拟合

JP23气层自2011年1月投产至今，生产时间较短，且单井均进行过压裂改造，历史拟合难度较大[10]。拟合采用定产工作制度，以实际井口压力为依据，拟合单井计算井口压力。

什邡蓬莱镇组JP23气层共进行了42口井的生产历史拟合（见图5，图6），从拟合结果可知，35口井拟合精度较高，拟合曲线规律性好，且生产时间越长，拟合程度就越高（见图7，图8）。7口井拟合精度较差，主要原因:（1）长关井，虽然有实际井口油压，但在数模中以未生产井处理，无井口压力，如102-1HF和86-2H（见图9，图10）；（2）9口井采用流量计敞井试气，井口油压为0，数模时无法建立该井井口油压计算公式，只能按相同井型邻井优先原则借鉴邻井井口油压计算模型，模拟井口压力跟实际压力出现一定误差，致使拟合效果不好（见图11，图12）。

拟合较好井占总井数83.33%，总体拟合精度达到80%以上，说明建立的地质模型基本可靠，误差在合理范围内。

图4 JP23气层含水饱和度分布图

图5 全区日产气拟合曲线

图6 全区累产气拟合曲线

图7 105单井日产气拟合曲线

图8 105井口油压拟合曲线

4 结果与分析

什邡蓬莱镇组JP23层原始平均地层压力19.22 MPa，目前数模计算的平均地层压力18.42 MPa（见图13），全区平均地层压力下降少，只下降了0.8 MPa，但井网控制区地层压力下降最高达到了10.48 MPa，进一步表明气层开采的不均衡性。

对比原始地层压力和目前地层压力分布图可知（见图14，图15），地层压力的变化主要分为以下三种:

（1）井网控制区，地层压力形成多个压降漏斗，压力下降达2.21 MPa~10.48 MPa。

在西南部形成了以87井组和23-1H井组为主的压降漏斗，目前地层压力10.32 MPa～17.51 MPa，比原始地层压力20.80 MPa下降了3.29 MPa～10.48 MPa；在西部形成了以75井组为主的压降漏斗，目前地层压力12.68 MPa～17.49 MPa，比原始地层压力19.70 MPa下降了2.21 MPa～7.02 MPa；在西北部形成了以104-1H和105井组为主的压降漏斗，目前地层压力在11.30 MPa～17.22 MPa，比原始地层压力18.82 MPa，下降了1.6 MPa～7.52 MPa；在东北部形成了以20井组为主的压降漏斗，目前地层压力12.20 MPa～14.35 MPa，比原始地层压力18.30 MPa，下降了3.95 MPa～6.10 MPa。

图9 102-1HF井日产气拟合曲线

图10 102-1HF井口油压拟合曲线

图11 104井日产气拟合曲线

图12 104井口油压拟合曲线

图13 JP23地层压力变化图

图14 JP23气层原始地层压力分布图

图15 JP23气层目前地层压力分布图

（2）井网未完全控制区，地层压力下降慢，压力下降范围基本在2 MPa～4 MPa。

87井组旁的71、71-1H和86-2H，75井组旁边的74，20井组旁边的305和104-1HF，以及东南部109-1、101-3、33、50-1和17井属于井网未完全控制区，压力下降慢。

（3）井网未控制区，地层压力基本保持不变。

所以，目前JP23气层主要的潜力区分布在以下几个区域（见图15）:

（1）1区:114-1HF和101-3井之间。目前地层压力与原始地层压力一致，均为19.40 MPa，为邻井压力未波及区。JP23气层物性参数显示，该区孔隙度4.5%~ 7.6%，渗透率0.12×10-3μm2~0.40×10-3μm2，含气饱和度26%~32%（见图3、图4和图5）；邻井114-1HF和101-3目前产量分别为0.93×104m3和1.11×104m3；此区具有较大开发潜力。

（2）2区:23-15HF和104-1HF井之间。目前地层压力与原始地层压力一致，均为19.81 MPa，为邻井压力未波及区。结合JP23气层物性参数，孔隙度4.2%~ 9.8%，渗透率0.11×10-3μm2~0.24×10-3μm2，含气饱和度23%~35%（见图3、图4和图5）；邻井23-15HF和104-1HF目前产量0.67×104m3和0.54×104m3；所以，此区具有一定的开发潜力。

（3）3区:87-1、23-1H和23-3HF井左上部。目前地层压力与原始地层压力一致，均为21.50 MPa，为邻井压力未波及区。结合JP23气层物性参数，孔隙度5% ~11%，渗透率0.1×10-3μm2~0.19×10-3μm2，含气饱和度33%~46%（见图3、图4和图5）；邻井87-1、23-1H和23-3HF目前产量分别为0.79×104m3、1×104m3和1.48×104m3；所以，此区具有一定的开发潜力。

5 结论

（1）什邡蓬莱镇组JP23气层，目前属于递减期，产量下降快，地层压力分布不均衡，利用建模和数模相结合的方法可以得到目前地层压力分布图，为下一步措施提供有利的依据。

（2）对于低渗气藏，压裂过的井生产时间越长，拟合程度越高，得到的模拟压力更准确。

（3）JP23气层的压降漏斗主要在井网完全控制区，压力下降2.21 MPa~10.48 MPa；井网未完全控制区，地层压力下降慢，压力下降范围2 MPa～4 MPa；井网未控制区，地层压力基本保持不变。

（4）JP23气层的潜力区主要在114-1HF和101-3井之间，23-15HF和104-1HF井之间以及87-1、23-1H和23-3HF井左上部。

［1］刘正中.低渗砂岩气藏剩余气分布规律研究［D］.成都:成都理工大学，2005:113-116.

［2］郭平，景莎莎，彭彩珍.气藏提高采收率技术及其对策［J］.天然气工业，2014，34（2）:48-55.

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The potential analysis on the narrow channel of low permeability sandstone gas reservoir in west Sichuan

LIU Lu1，HU Jingtao1，CHENG Sheng2，QI Guoquan2，YUAN Yue2
（1.Exploration&Production Research Institute，Southwest Oil and Gas Branch Company，Sinopec，Chengdu Sichuan 610041，China；2.West Sichuan Gas Production Plant，Southwest Oil and Gas Branch Company，Sinopec，Deyang Sichuan 618000，China）

The JP23gas reservoir in the Penglaizhen formation of Shifang area heterogeneity is strong and production well pattern is irregular,the remaining gas distribution is not clear,increase the difficulty of the reserves producing analysis and the correctness of the potentialities.Therefore,according to the geological characteristics of the JP23gas reservoir,model three-dimensional modeling by petrel and completes the production history matching by eclipse,to get its present pressure distributing figure.Combined with reserves classification figure and static reservoir parameter distribution find JP23gas potential areas,provide favorable basis for gas reservoir development and the next exploration.The result shows the potential area of JP23gas reservoir are mainly distributed in between 114-1HF and 101-3 wells, between 23-15HF and 104-1HF wells,and 87-1,23-1H and 23-3HF wells upper left.

distribution of residual gas；formation pressure；numerical simulation

TE122.23

A

1673-5285（2017）04-0102-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.026

2017－03-02

川西凹陷斜坡地带复杂致密砂岩气藏开发关键技术，项目编号:2016ZX05048-004。

刘露（1986-），博士研究生，研究方向为提高采收率及数值模拟，邮箱:110415lu@163.com。