苏里格气田SS-2井区井网加密研究与应用

李 爽

(长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主力层为二叠系下石盒子组盒8和山西组山1段，属辫状河沉积体系。储层砂体呈条带状、透镜状分布，具有规模小、非均质性强、连续性较差的特点，气井单井控制储量低、产量低、递减快。对于此类多层叠置的透镜状致密砂岩气藏，由于单砂体规模有限、单井泄气面积小，较稀的井网密度难以有效动用全部地质储量。国内外类似气田开发经验表明，致密砂岩气田多采用小井距开采，可以达到提高气藏采收率的目的。如美国Rulison气田井网密度为1.54井/km2时，采收率仅为7%；加密到6.25井/km2时，采收率为21%；加密到12.5井/km2时，最终采收率为75%；历次加密后的单井最终累产气波动不大，表明加密效果较好[1-3]。由此，井网加密是提高此类气藏采收率的关键技术。

为实现区块的产能接替，延长气田稳产期，提高最终采收率，选取投产时间较早的SS-2井区开展加密调整试验研究，从气藏工程、数值模拟及经济因素等多方面对加密调整可行性进行充分论证，确定了合理井距和井网密度，优选了加密调整方案。现场实施后，井区最终采收率由17.0%提高到35.5%。该研究结果对苏里格其他区块的加密工作具有一定的指导意义。

1 SS-2井区基本特征

1.1 储层非均质性强，有效砂体连续性差[4]

SS-2井区位于苏里格气田西北部，山1～盒8段地层为一套河流相砂泥岩沉积，纵向上砂体发育不均匀，盒8下小层砂体发育，横向上相互叠置，叠加连片，形成“砂包泥”的结构特征；其他小层砂体发育较差，垂向上为透镜体状，呈孤立状分布，表现为“泥包砂”的结构特征。砂体分布的非均质性较强，山1段、盒8下段和盒8上段渗透率非均质系数在0.11～0.28之间，级差一般大于50，且从下至上非均质性逐渐增强。

纵向上，垂直河道方向有效砂体的展布规模较小，侧向连通性较差。除少数砂体延伸距离大于2 km外，大部分砂体延伸距离小于1 km，且孤立透镜体较多。不同层位连通情况差异很大，4、5、6小层有效气层侧向连通情况、叠加厚度好于其他小层，连通距离一般小于3个井距(1800 m)，其他小层多数呈窄条带或孤立状分布，侧向连通差。沿河道方向，气层的连通性相对较好，气层延伸范围一般为2～3 km，但大部分砂体呈孤立透镜体分布。平面上，砂体呈南北方向展布，单砂体厚度较薄，纵向叠置发育，砂体平均累计厚度在20～50 m之间，总体分布具有北厚南薄的特点。

1.2 储层物性差，孔隙结构复杂[5]

砂岩碎屑组分以石英和岩屑为主，长石含量很少，通常不超过3%，岩性以岩屑砂岩为主，次为岩屑石英砂岩；孔隙度平均值为6.65%～10.58%，渗透率平均值为0.32～0.98 mD；储集空间以孔隙为主，裂缝仅占极少部分，次生溶孔和高岭石晶间孔为主要孔隙类型。通过对储层孔隙结构的分析，认为该区块储层具有典型的低渗透储层特点，其较差的孔隙结构特点决定了气田开发初期油气渗流所动用的范围有限。

1.3 气井生产初期产量高、递减快，具有较长低压稳产阶段

SS-2井区于2007年采用600 m×1200 m不规则菱形井网投入开发，初期单井日产气(1.5～2.3)×104m3/d，平均为1.7×104m3/d，第一年递减较快，递减率大于30%，两年后日产气降到1.0×104m3/d以下；初期井口压力为18.3 MPa，压降速率大于0.03 MPa/d，两年后压力降至8.0 MPa，压降速率小于0.02 MPa/d。气井具有较长低压稳产阶段。

2 井网加密可行性研究

2.1 原井网储量控制程度低[6-7]

研究工区含气面积37.55 km2，地质储量为60.83×108m3；原基础井网共有生产井47口，应用流动物质平衡法和产量递减法对工区生产井动态控制储量计算，47口井累计动态控制储量为132230×104m3(表1)，储量控制程度低，仅为21.7%。

表1 SS-2井区气井动态储量计算Table 1 Calculations of dynamic reserves of gas wells in SS-2 well area

2.2 单井泄气半径小于目前排距之半[8]

该区块开展了十余口气井的压力恢复测试，根据测试资料，气井压力恢复时间为180～912 h，压力恢复至10.1～24.7 MPa，测试影响范围内的探测半径为107～247 m。

根据各类气井动态控制储量计算结果，结合射孔厚度、孔隙度含气饱和度等参数，应用容积法公式反推泄气半径，结果见表2。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井泄气半径分别为308 m、259 m、198 m。

表2 SS-2井区气井泄气半径计算结果Table 2 Calculations of deflating radius of gas wells in SS-2 well area

依据测试资料及单井泄气半径计算结果，现有井网条件下(600 m×1200 m)南北向仍然具有加密的潜力。

2.3 数模研究[9-11]

合理的单井面积与储量丰度密切相关，通过数值模拟研究在试验区论证不同储量丰度下单井面积与累产气量的关系图，论证结果如图1、图2所示。

图1 不同储量丰度下井网密度与累产气关系Fig.1 Relational graph between well spacing density and the cumulative gas of different reserves abundance

图2 储量丰度与平均单井面积关系Fig.2 Relational graph between reserves abundance and average single well area

技术最优指标表示在某一储量丰度下，随着井网的加密，平均单井面积逐渐缩小，累积产气量逐渐增加，当平均单井面积缩小到某个值后，累积产气量增加平缓，增加幅度越来越小，可以认为此值就是丰度与平均单井面积关系的技术最优值，如图1所示。

图2为储量丰度与平均单井面积关系图，图中的两条曲线分别是：储量丰度与平均单井面积的经济极限关系，储量丰度与平均单井面积的技术极限关系。

如图2中的技术最优指标线所示，储量丰度与平均单井面积的关系并不是单调的。对于苏里格气田，储量丰度为1.3×108m3/km2时，平均单井面积的技术最优值为(0.72～0.80)×108m3/km2；储量丰度在(1.4～2.0)×108m3/km2的范围内，600 m×1200 m的基础井网可以通过加密来增加产气量，实现技术上达到最大采收率，同时也能满足经济极限单井面积指标；但储量丰度范围在(0.8～1.2)×108m3/km2时，加密经济效益较差一些，当储量丰度小于0.8×108m3/km2，能够通过增加生产井来实现技术上达到最大采收率，但是平均单井面积已经小于经济上合算的最小单井面积。

SS-2井区储量丰度为1.62×108m3/km2，600 m×1200 m的基础井网可以通过加密来增加产气量，且加密能达到技术最优值为井网密度2.8口/km2。

3 加密方案设计

3.1 井距优化[12-13]

运用经济极限井距法、合理采气速度法、数值模拟法、动态分析法及加三分差法，对合理井距进行研究(表3)。综合考虑工区经济效益、储量动用程度及采气速度，认为工区的合理井距为600～800 m。实际井网部署时应以地震解释及地质研究成果为基础，首先在储层有效厚度大、含气饱和度高的区域部署新井，同时考虑河道方向储层发育稳定、连续性较好、垂直于河道方向连通性变差的情况，垂直于河道方向可适当缩小井距。

表3 合理井距计算结果Table 3 Calculations of reasonable well spacing

SS-2井区已形成600 m×1200 m南北向排距大于东西向井距的菱形基础井网，因此在南北向还有加密的空间，合适的加密井距为600 m。

3.2 加密井位确定

苏里格气田储层为辫状河沉积，有效储层主要是高能水道心滩和高能水道底部粗砂岩，呈近南北向条带状分布，砂体的摆动性强，气层的平面分布受沉积作用的控制明显。各小层砂体在各个时期的厚度变化很大，沉积微相也极不相同。工区两侧河道砂体发育，尤其是盒8下期，辫状河砂体在此处连片叠置，形成一个面积大、厚度厚的辫状河砂体发育区。

结合原600 m×1200 m菱形井网，加密井部署在原井网中间(图3)，与原井网形成相互交叉的菱形井网，井排间井点交叉分布，既能满足砂体分布特征，又可以钻遇两列井之间宽度较窄的条带状砂体，提高砂体钻遇率，确保气井生产效果。

图3 井网加密方式示意Fig.3 Schematic map of well infill modes

4 实施效果[14-15]

4.1 加密新井效果好

2008年开始实施加密井，共完成4排49口井的加密。加密后新井效果好，Ⅰ+Ⅱ类气井比例达到85.7%，加密井井口压力及日产气变化规律与原基础井基本一致(图4、图5)，单井各项指标达到基础井开发指标。预测基础井与加密井最终生产时间分别为2436 d、2532 d，最终累产气分别为2330×104m3、2434×104m3，预测平均单井日产气均为0.96×104m3/d。从物性参数上看，加密井动用厚度较基础井多1.1 m，是影响最终累产气的主要因素。

图4 基础井与加密井井口压力曲线Fig.4 The graph of wellhead pressure by basic well and infill well

图5 基础井与加密井日产气曲线Fig.5 The graph of daily gas by basic well and infill well

表4 加密井与基础井生产效果对比Table 4 Comparison of production effects between basic well and infill well

4.2 井网控制储量增加

加密前47口井控制储量为58.5×108m3，加密后达到60.83×108m3，增加幅度3.8%。通过加密前后砂体对比分析，发现两方面因素导致地质储量的变化：一是纵向上钻遇有效气层厚度变大；二是钻遇新砂体，小层含气面积增加，因此储量增加。

4.3 采收率提高

加密前基础井网动用程度和采收率分别为21.7%、17%，新增加49口加密井后，储量动用程度和采收率分别是45.3%、35.5%，加密后井区最终累产气增加了11.93×108m3，采收率提高18.5%(表5)。

表5 基础井与加密井累产气及采收率预测表Table 5 Projections of the cumulative gas and recovery of basic well and infill well

5 结论

通过苏里格气田SS-2井区加密研究与应用，得到如下结论：

(1)工区在600 m×1200 m井网控制下单井泄气半径小、控制面积小，研究结果表明基础井不能充分动用地质储量，原井网具有加密挖潜的可行性。

(2)数模研究表明：综合经济极限指标和技术最优指标，工区储量丰度为1.62×108m3/km2，600 m×1200 m的基础井网可以通过加密来增加产气量，且加密能达到技术最优值的井网密度为2.8口/km2。

(3)SS-2井区加密后，井间干扰不严重，加密效果好，单井日产气及累产气等指标达到原基础井网指标，储量动用程度和采收率分别提高23.6%、18.5%。

(4)SS-2井区加密成功的经验对苏里格气田其他区块的加密工作具有指导及借鉴意义。