川西窄河道致密砂岩气藏井型井网设计

刘成川，杨 建，卜 淘，曹廷宽，王勇飞

(中国石化西南油气分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

目前，中国已规模开发的低渗致密气藏主要有2类[1-5]：一是以新场气田沙溪庙组气藏为代表的毯状致密砂岩气藏，砂体宽(5～15 km)、厚(15～50 m)、纵向叠置程度高(大于40%)，采用400～700 m井距的非规则面积井网开发；二是以苏里格气田石盒子组为代表的辫状河道致密砂岩气藏，砂体宽(5～20 km)、厚(10～50 m)、砂体叠置后连片分布，采用500×700 m的面积井网开发。与上述2类气藏相比，中江沙溪庙组气藏具有薄(5～40 m)、窄(200～1 000 m)、散(主力砂体叠置程度小于10%)的典型特征，地质条件更为复杂，气藏开发过程中存在有利河道不明、井型适应性不清、储量动用程度低等难点，因此，有必要分河道开展井型井网设计，以支撑气田的效益开发。在气藏地质、开发动态研究的基础上，建立河道分类评价标准，通过经济、技术相结合，明确有利开发目标，在此基础上，采用数值模拟与经济评价方法，建立井型筛选标准，形成基于河道特征的差异性井型井网设计技术。

1 地质概况

中江气田位于四川盆地川西坳陷中段东部斜坡与川中古隆起的过渡带，整体呈“三隆两凹”的低幅构造格局，主要开发层系为侏罗系沙溪庙组，气藏属于辫状河三角洲平原—前缘沉积，沉积微相以前缘水下分流河道为主，河道多达100余条，平面上呈条带状发育，延伸距离为5～30 km，河道砂体宽度为200～1 000 m，砂体厚度为5～40 m，纵向上呈透镜状展布，但叠置程度差，主力砂体叠置程度小于10%。储层基质孔隙度为0.90%～15.33%，平均为8.66%；渗透率为0.01～1.75 mD，平均渗透率为0.21 mD，属低—特低孔、低渗—致密储层，气藏从上至下分为J2s1、J2s2、J2s33个气藏，9套含气砂体。气藏原始地层压力为32.1～52.9 MPa，压力系数为1.74～1.91，实测地层温度为55.7～86.9 ℃，地温梯度为0.025 ℃/m，属常温、高压—超高压气藏。

2 河道分类评价

受沉积条件、局部构造、断裂、非均质性等因素的共同影响，气藏河道类型复杂，不同河道甚至同一条河道内部的物性以及含气性差异大，导致气藏开发动态差异性大。为此，综合河道参数、储层物性及动态指标等因素，建立了中江气田沙溪庙组气藏河道分类评价标准(表1)，明确各类河道的差异性静动态特征，为开发目标优选及井型井网设计奠定基础。

表1 中江气田沙溪庙组气藏河道分类评价标准

由表1可知：①Ⅰ-A类河道为Ⅰ类储层，河道宽、砂体厚、物性好。该类河道在生产中表现出初期产量高(6×104～10×104m3/d)、稳产期长(大于20个月)、递减慢(小于3%)、可采储量高(大于0.75×108m3)的特点。②与Ⅰ-A类河道相比，Ⅰ-B类河道砂体略薄、河道略窄，物性也略差。其生产特点与Ⅰ-A类河道相似，但同类开发指标仅为Ⅰ-A类河道的50%～70%。③Ⅰ-C类河道物性与Ⅰ-B类河道相当，但河道更窄、砂体更薄。该类河道在生产中表现出初期产量高(5×104～8×104m3/d)、递减快(大于10%)、稳产期短(小于5个月)、可采储量低(小于0.3×108m3)的特点。④Ⅱ-A类河道为Ⅱ类储层，河道宽，砂体厚，但物性较差，含水饱和度较高(大于50%)。该类河道在生产中表现出初期产量中等(3×104～5×104m3/d)、稳产期长(10～15个月)、递减慢(4%～7%)、可采储量中等(0.30×108～0.45×108m3)的特点。⑤Ⅱ-B类河道以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，物性最差，含水饱和度高大于55%，砂体薄(小于15 m)，该类河道气井产水量比较高，开发效果差。⑥Ⅱ-C类河道物性和砂体厚度与Ⅱ-B类相当，但含水饱和度更高(大于60%)，目前该类河道不具备建产条件。

3 开发目标优选

以中江气田实际单井投资及开发成本为基础，根据盈亏平衡原理，采用现金流法，建立不同井深及不同气价下直井、水平井的经济极限可采储量图版，得到了在当前经济技术条件下直井和水平井的经济极限可采储量分别为0.17×108～0.24×108m3和0.29×108～0.42×108m3。再结合各类河道气井的实际生产情况评价开发可行性，明确了现有经济技术条件下仅Ⅰ-A、Ⅰ-B、Ⅱ-A类河道可实现效益开发；Ⅰ-C类河道在经济好转或者开发技术进步后可以实现效益开发，可作为后续的产能接替储备区；而Ⅱ-B、Ⅱ-C类河道整体不具备开发条件(表2)。

表2 中江气田沙溪庙组气藏各类河道开发可行性评价

4 井型井网设计

4.1 井型设计

中江气田沙溪庙组气藏发育多期河道，类型复杂，开发实践表明，针对宽度不大于500 m、厚度不大于30 m的河道，由于直井单井控制储量小，水平井较直井增产优势明显，以实施水平井为主，例如中江Js11、Js12、Js14等气层；针对宽度不小于600 m、厚度不小于30 m的河道，直井单井控制储量大于经济极限井控储量，且开发效益优于水平井，以实施直井为主，例如中江Js33-2、高庙Js33-1等气层。但简单只依靠河道宽度及砂体厚度2个指标来进行井型设计过于片面，也导致了在前期部署的气井中低效井比例偏高。为论证合理开发井型，在气藏地质及动态研究的基础上，采用数值模拟及经济评价等方法，分别建立Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A类河道的数值模拟模型，开展直井-水平井开发效益对比(图1、2)，同时结合已有生产井的开发效果，综合建立了开发井型筛选标准(表3)。研究表明：①Ⅰ-A类河道直井、水平井开发均适宜，但经济性有差异；砂体厚度不小于30 m、含水饱和度为42%～45%的河道，直井开发效益更好；而砂体厚度为25～30 m、含水饱和度小于42%的河道，水平井开发效益更好；②Ⅰ-B类河道水平井有效益，直井开发无效益；③Ⅱ-A类河道水平井和直井均部分适宜，宽度不小于500 m、砂体厚度不小于30 m、含水饱和度为53%～55%的河道，适宜采用直井，而宽度不小于600 m、砂体厚度为25～30 m、含水饱和度为50%～53%的河道，适宜采用水平井。

图1 Ⅰ-A类河道直井-水平井开发效益对比

图2 Ⅰ-B类河道直井-水平井开发效益对比

表3 中江气田沙溪庙组气藏开发井型筛选标准

4.2 井网设计

根据条带状低渗密气藏开发实践经验[6-8]，该类气藏井网优化设计的流程一般为：①根据砂体形态和展布特征，初步设计井网；②根据不同类型气井生产动态，论证技术合理井距；③设计不同井型井网组合，通过数值模拟以及经济评价等方法，确定最优开发井网。

4.2.1 井网形式

井网设计要能适应砂体展布，同时要最大限度控制储量。据苏里格、大牛地等条带状低渗致密气藏的井网部署经验[9-12]，井网一般沿河道主体部位，同时兼顾砂体两侧，形成近似菱形的非规则井网。但中江气田沙溪庙组气藏河道宽度仅为200～1 000 m，较苏里格、大牛地的河道宽度要窄得多，其中，近80%的河道宽度为300～600 m，仅部分Ⅰ-A和Ⅱ-A类河道宽度大于600 m，能否采用苏里格的井网部署形式有待验证。

为论证合理的井网部署方式，首先以物性略差且能实现效益开发的Ⅱ类储层物性为基础，建立400～1 000 m河道宽度的数值模拟模型，验证气井的极限井控河道宽度。研究河道的原始地层压力平均为52.5MPa，数值模拟研究以气井生产期末压力保持水平80%(即42.0MPa)作为储量有效动用的界限标准，结果表明：气井的极限井控河道宽度为600 m左右(图3)，因此，对于河道宽度小于600 m的河道采用沿河道主轴部署线性井网即能实现储量的有效控制。其次，针对河道宽度大于600 m的河道，采用数值模拟方法，建立宽度为600～1 400 m的数模模型，开展了实施菱形井网与线性井网的开发效果对比。结果表明：河道宽度小于950 m时，菱形井网与线性井网的增产效果较差，增产倍比小于1.3，相对利润小于0；而当河道宽度大于950 m后，菱形井网的增产优势逐步凸显，效益也较线性井网更好(图4)。

图3 不同河道宽度气井压降漏斗剖面

综上所述，对于宽度小于950 m的河道，采用线性井网部署，而对于河道宽度大于950 m的河道，采用菱形井网部署。中江气田沙溪庙组气藏河道宽度在200～1 000 m，适宜采用线性井网部署。

图4 菱形井网与线性井网开发效果对比

4.2.2 技术合理井距论证

技术合理井距的论证是进行井网优化设计的前提。首先，采用Blasingame、AG、NPI等高级递减方法，同时结合试井以及数值模拟研究结果，明确了Ⅰ-A类河道水平井单井控制面积为0.55～0.80 km2，长、短半轴分别为600～900 m和250～330 m，直井控制面积为0.25～0.40 km2；Ⅰ-B类河道水平井单井控制面积为0.40～0.55 km2，长、短半轴分别为520～650 m和220～240 m；Ⅱ-A类河道水平井单井控制面积为0.30～0.40 km2，长、短半轴分别为440～580 m和180～210 m，直井控制面积为0.10～0.20 km2。其次，根据“不产生井间干扰”的合理井距确定原则，得到不同河道类型、不同开发井型的技术合理井距(表4)。

表4 中江气田沙溪庙组气藏技术合理井距对比

4.2.3 井网优化设计

水平段越长，井控储量越大，可采储量也越大，但单井的钻井投资成本越高，且随着水平段长度的增加，水平段摩阻逐渐增大，气井产量增幅逐步降低，水平段长度存在优化空间。井网井距越小，井控程度越高，产量越高，但井数增加，气藏开发成本增加，开发效益降低。为实现气藏的高效开发，建立气藏数值模拟模型，结合井型筛选标准以及技术合理井距，以单河道为研究对象，开展变井距、水平段长度的井网优化设计(表5)。

表5 不同类型河道开发井网方案设计

通过数值模拟研究结果结合井型标准可知：①Ⅰ-A类河道采用混合井型，针对采用水平井开发的部分Ⅰ-A河道，当水平段长度由600 m增加至1 200 m时，整体开发效益逐步降低，水平段长度为600～800 m时开发效益最优，当井距由400 m增加至1 000 m时，开发效益先逐步增加，而后由于开发成本增加而快速降低，井距为700～800 m时开发效益最优；针对采用直井开发的部分I-A河道，当井距由400 m增加至1 000 m时，开发效益也是先增加后降低，井距为600～700 m时开发效益最优(图5a)。②Ⅰ-B类河道采用水平井，最优水平段长度为1 000 m左右，最优井距为500～600 m(图5b)。③Ⅱ-A类河道采用混合井型，水平井最优水平段长度为1 000～1 200 m，最优井距为400～500 m，直井最优井距为300～400 m(图5c)。

5 应用效果

随着气藏地质认识和开发程度的不断深入，气藏的井型井网技术也随之发展并逐步完善。2013至2014年气藏评价阶段，未形成相应的井型井网设计技术，井型井网设计主要参考邻区经验，采用1 000～1 500 m的长水平段水平井开发，井距为1 000～1 200 m，只在部分砂体厚度大于30 m的河道实施直井，直井井距为800～1 000 m。由于该阶段缺乏井型井网设计技术指导，也未明确开发边际，导致低效井比例高达38.6%，储量动用程度仅为42.1%，平均单井产量仅为1.8×104m3/d，年产能为3.7×108m3/a。2015年后，气藏进入开发阶段，井型井网设计技术得到不断发展和完善，通过选区评价技术，落实了Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A类河道为有利开发目标，在此基础上，通过井型井网设计技术，形成了以混合井型线性井网为主的井网部署方式，水平井井距由评价阶段的1 000～1 200 m调整为400～800 m，直井井距由800～1 000 m调整为300～700 m，通过该阶段的井型井网技术的应用，气藏井型设计针对性更强，井网控制程度也得到显著提高，低效井比例由38.6%下降至12.8%，储量动用程度由42.1%提高至78.4%，平均单井产量达3.5×104m3/d，建成了10×108m3/a的生产能力，井型井网技术为气藏的高效建产提供了关键性的支撑作用。

图5 中江气田沙溪庙组气藏不同水平段长度、井距方案经济效益对比

6 结 论

(1)中江气田沙溪庙组气藏为“薄、窄、散”型条带状致密砂岩气藏，为解决开发边际不明、井型适应性不清、储量动用程度低等开发难点，亟需发展相应的井型井网设计技术。

(2)综合气藏地质特征和生产动态，将主力河道划分为6类，通过经济技术相结合的手段，明确仅Ⅰ-A、Ⅰ-B和Ⅱ-A类河道在现有经济技术条件下可实现效益开发。

(3)采用数值模拟、经济评价等方法，建立了井型筛选标准，明确了经济最优井网部署方式。Ⅰ-A类河道采用混合井型，水平井水平段长为600～800 m，井距为700～800 m，直井井距为600～700 m；Ⅰ-B类河道采用水平井，水平井水平段长为1 000 m左右，井距为500～600 m；Ⅱ-A类河道采用混合井型，水平井水平段长为1 000～1 200 m，井距为400～500 m，直井井距为300～400 m。