鄂尔多斯盆地低渗透—致密气藏储量分类及开发对策

程立华 郭 智 孟德伟 冀 光 王国亭 程敏华 赵 昕

中国石油勘探开发研究院

0 引言

低渗透—致密气藏是一种非常重要的天然气资源类型[1]，主要分布在我国鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等盆地[2]，其中以前者的储量规模为最大。鄂尔多斯盆地低渗透—致密气藏的开发已成为我国该类型天然气开发的典范，历经多年的技术攻关和生产实践，开发理念和技术不断创新，实现了气藏的规模开发和持续稳产，年产气量持续保持国内领先地位[3-4]。在国家大力发展天然气的战略背景下，该盆地作为我国最大的天然气生产基地，实现低渗透—致密气藏的长期稳产与效益开发意义重大。该盆地天然气储量基数虽大，但储层物性差、非均质性强、储量动用程度差异大，在气藏开发过程中储量动用面临着以下问题：①根据国内外的开发经验，巨型气田采气速度介于1%～2%是较为合理的[5-6]，而按照鄂尔多斯盆地总的年产量和储量规模测算，目前的采气速度仅为0.6%，理论上还有较大的提升空间，但实际生产情况却表明进一步扩大生产规模的难度很大；②由于相对优质储量已逐步动用，剩余储量的品位不断降低，找到适合建产的“甜点区”难度越来越大，长期稳产及效益开发面临着极大的挑战。关于储量分类，前人大多数都从地质或生产动态评价的角度切入[7-9]，忽略了经济性评价，而只有通过后者才能衡量气藏开发效益的高低。为此，笔者以鄂尔多斯盆地5个主力气田（GF1、GF2、GF3、GF4和GF5，其合计天然气储量占该盆地天然气总储量的90%）为研究对象，以效益开发为导向，以内部收益率为核心评价指标，结合动、静态特征对该盆地低渗透—致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立，并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策，以期为国内外大型低渗透—致密气藏的长期稳产和效益开发提供借鉴。

1 主要地质特征

上述5个主力气田分布在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，主要发育下古生界奥陶系马家沟组马五段碳酸盐岩，上古生界二叠系石盒子组盒8段、山西组和太原组碎屑岩这两类沉积岩储层，总体表现为储层物性差、厚度薄、非均质性强、储量丰度低的特点。

1.1 储层物性差，为典型的低渗透—致密气藏

根据鄂尔多斯盆地内1 230块密闭取心岩样的覆压分析试验，孔隙度主要介于5%～12%，渗透率介于0.03～0.60 mD，属于低渗透—致密储层的范畴。如表1所示，GF1、GF2气田为致密气藏，储层物性差，覆压渗透率小于0.1 mD，含气饱和度较低，平均约58%；GF3、GF4、GF5气田为低渗透气藏，孔隙类型以原生孔隙为主，储层物性相对较好，渗透率相对较高，覆压渗透率介于0.1～1.0 mD，含气饱和度介于70%～80%。除GF1气田西部和东北部外，其他气田主体不产水，地层水以束缚水和层间滞留水为主。

表1 鄂尔多斯盆地5个主力气田储层参数表

1.2 储量主要分布在3套层系，致密气占主体

鄂尔多斯盆地具有广覆式生烃、连续性成藏的特点[10-11]，含气面积大，超过7×104km2，然而由于储层物性差、有效储层厚度小，盆地内天然气藏的平均储量丰度约为1×108m3/km2。纵向上，根据与烃源岩的关系，可划分出3套主力含气层系：二叠系下石盒子组盒8段—山西组山1段（源上组合）；山西组山2段—太原组（源内组合）；奥陶系马家沟组马五段（源下组合）。GF1气田主力产层为盒8段—山1段碎屑岩，GF2、GF3、GF4气田主力产层为山2段—太原组碎屑岩，GF5气田主力产层为马五段碳酸盐岩（表1）。按照储层物性划分，低渗透气藏储量占5个主力气田总储量的16%，致密气藏储量占84%。

1.3 多层协同供气和单层主力供气

鄂尔多斯盆地各气田储量丰度较接近，介于0.6×108～1.1×108m3/km2，但储层展布、供气模式差异较大，可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种模式。致密气藏有效砂体呈多层叠置连片状分布，存在相对富集区；单个有效砂体的厚度介于2～5 m，宽度介于300～500 m，长度介于500～700 m，在空间上呈透镜状孤立分布，连续性差；由于垂向上发育多个有效砂体，钻遇3～5个有效砂体的单井居多；单层产气贡献率均低于30%，不存在明显主力层，致密气藏供气模式属于多层协同供气型。低渗透气藏虽然纵向上也发育多个小层，但主力层分布稳定，连续性好，气层连通范围可达2～3 km；主力层单层产气贡献率在70%以上，供气能力较强，低渗透气藏供气模式属于单层主力供气型。

2 生产动态特征

低渗透—致密气藏单井泄气面积小且井间连通性差，分析气井开发指标是评价区块或气田开发效果的基础，其中关键指标包括单井日产气量及其递减率、动态储量、泄气面积、估算最终开采量（EUR）等。

2.1 单井日产气量低，且递减率高

低渗透—致密气藏只有经过储层压裂改造，气井才具有工业产能，且产气量普遍较低[12-13]。鄂尔多斯盆地投产气井超过1.8×104余口，且以直井为主，依靠多井低产实现了低渗透—致密气藏的规模开发，其中87%的气井初期产气量介于1×104～2×104m3/d，13%的气井初期产气量介于5×104～15×104m3/d；另一方面，致密气井没有严格意义上的稳产期[14]，气井投产之后即递减，生产曲线呈“L”形，气井初期产气量由有效砂体近井裂缝带提供，递减快，后期产气量由有效砂体远井端提供，此时产气量虽小但递减缓慢。致密气井的生产动态评价结果显示，直井的初期产量递减率平均为23.6%，前3年的产量递减率平均为22.0%，中后期气井的产量递减率逐渐降至13.5%。

2.2 单井泄气面积、动态储量及EUR小

由于低渗透—致密气藏储层渗流能力差，气井井控范围随生产的持续进行将逐渐扩大，若利用早期生产数据评价气井动态储量，其值通常偏小。因此，优选生产时间超过5年的老井来进行动态储量评价；同时，鉴于气井采用多层合采的方式进行开采，为了避免由于叠合有效厚度取值偏大而导致气井泄气面积计算值偏小的情况出现，尽量筛选发育1～2个气层的井以提高泄气面积评价结果的合理性。

动态储量计算方法包括物质平衡法、压降曲线法、产能不稳定法、生产曲线积分法等。在开发中后期，动态资料已较丰富，采用产量不稳定法和生产曲线积分法效果较好。因此，利用这两种方法，设定气井废弃条件为井口压力小于3 MPa、日产气量小于0.1×104m3，计算单井动态储量。受储层地质条件、压裂改造效果、生产制度等因素的影响，单井EUR一般占气井动态储量的80%～90%。

计算结果表明，以低渗透储层为主的GF3、GF4、GF5气田井均泄气面积介于2～5 km2，动态储量介于1.7×108～4.7×108m3，井均EUR介于1.4×108～4.0×108m3。以致密储层为主的GF1、GF2气田井均泄气面积介于0.21～0.23 km2，动态储量介于2 400×104～2 600×104m3，井均EUR介于2 000×104～2 100×104m3。鄂尔多斯盆地单井泄气面积、动态储量及EUR整体偏低，低渗透气藏单井开发指标好于致密气藏。

3 储量分类评价及有效动用序列的建立

3.1 储量评价单元划分

鄂尔多斯盆地主力气田含气面积大，完钻井数多，合理划分储量评价单元是储量分类评价的基础。将地质与动态特征相近、管理模式一致、分布范围适中的区域划为同一个储量评价单元。储量评价单元范围不能太大，否则单元内部极强的非均质性将导致基于单井参数的统计值不具有代表性；储量评价单元也不能太小，以避免工作量徒增，同时也不利于形成规律性认识。

综合考虑开发管理区界限、所处的开发阶段、储层地质和动态特征，共划分出11个储量评价单元（图1）。GF5-1单元以下古生界马五段碳酸盐岩为开发对象，属于低渗透率储层，投入开发早，已进入稳产末期，开发管理上独立。GF3-1、GF3-2和GF4-1这3个单元主要以上古生界山2段碎屑岩为开发对象，也属于低渗透率储层，单井产气量较高，产气层集中在山2段下部，主力层产气贡献率超过70%。其中，GF3-1单元以丛式水平井开发为主，GF3-2以直井开发为主，GF4-1也以直井开发为主，但单井产气量略低。这3个单元在管理上分属3个开发区块。GF1-1、GF1-2、GF1-3、GF1-4、GF2、GF4-2 和 GF5-2 这7个单元以上古生界盒8段碎屑岩为开发对象，储层致密，具有多层协同供气的特点，单井产气量均较低，开发效益偏低。GF1-1、GF1-2、GF1-3和GF1-4单元属于GF1气田，其中GF1-3单元受产水影响较大，另外3个单元的储层地质特征和气井产量差别较大。GF2、GF4-2和GF5-2单元分属不同的开发管理区。由于单个储量评价单元内部储层的地质条件相近，气井生产动态特征相似。因此可以将每个储量评价单元视为相对均质体，通过求取评价参数的算术平均值来定量描述单元特点（表2），为储量分类评价奠定基础。

图1 鄂尔多斯盆地5个主力气田11个储量评价单元划分图

3.2 储量分类综合评价

低渗透—致密气藏储层物性差，多数井需要经过储层改造才能获得工业气流，从而增加了开发成本，导致开发效益偏低。因此，储量能否有效动用，经济效益是一个关键的影响因素，同时也是低渗透—致密气藏储量分类评价的关键指标。由此，以内部收益率作为储量评价的核心参数，通过建立内部收益率与气井开发指标的关系，结合储层物性、含气饱和度等参数，综合构建储量分类评价体系。内部收益率（R）是国际上评价投资有效性的关键指标，是指资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值（NPV）为零时的折现率。由于气田开发前期投入大，收益相对支出小。因此现金流（V）为负，而随着生产的持续进行，V逐渐为正。当式（1）中NPV= 0时，根据历年V计算折现率，即为R。由于低渗透—致密储层连通性差，在求取区块的内部收益率时常采用气井内部收益率的平均值。鄂尔多斯盆地主力气田的开发方案设计中设定单井生产年限介于11～15年。

式中NPV表示净现值，万元；V表示气井年现金流，万元；R表示内部收益率；i表示年份；n表示气井总的生产年限；E表示气井年收益，万元；C表示气井年支出，万元。

表2 鄂尔多斯盆地5个主力气田11个储量评价单元参数表

如式（3）所示，由气井采气得到的收益（E）与商品率（a）、气价（P）和年产气量（Q）直接相关，而前两者在一定时期内是相对稳定的。因此，Q是评价E的关键因素，而其与首年产气量及年递减率有关，如式（4）所示。将气井采气期内历年产气量累加即得到气井EUR，如式（5）所示。需要指出的是，开发效益是有时间属性的，对应相同的气井EUR，生产周期越长，E越低。

式中a表示商品率；P表示气价，万元/104m3；Q表示气井年产气量，104m3；D表示年产气量递减率。

采气期内的支出主要包括气井综合成本（W）、生产经营成本（O）及销售税费及附加（F）、所得税（T）这4个部分，如式（6）所示。其中，W是在气井投产之前的一次性投入，如式（7）所示，包括钻完井、储层压裂改造、地面配套等费用，与各区块储层埋深、岩石力学性质、地面交通条件、气藏开发管理模式等因素相关；O包括操作费用、管理费用和销售费用，其中操作费用和管理费用与气井产气量线性相关，而销售费用与收益线性相关，如式（8）所示；F包括城市建设维护费、资源税、教育附加税等，皆与E呈线性关系，相关税费与气井收益的相关系数为0.062 6如式（9）所示；T为税前利润的15%，如式（10）所示。

式中W表示气井综合成本，万元；O表示生产经营成本，万元；F表示销售税金及附加，万元；T表示所得税，万元。

联立式（6）～（10），得

联立式（2）、（3）、（11），得

如式（12）所示，P越高，Q越高，W越低，则V越高，对应的R越高。根据式（1）、（5）、（12），编制了不同W（固定气价）、P（固定成本）下R与气井EUR的关系图版。在固定P的前提下（P为1.15元/m3），若气井EUR为2 000×104m3，W为800 万元时，R可达22 %；而W为1 600万元时，R仅为0（图2-a）。在固定W的前提下（W为1 000 万元），在现有技术水平条件下随着P升高或财税补贴，R有较大程度提升（图2-b）；气井EUR为1 800×104m3时，P为1.00元 /m3、1.15元 /m3、1.30元 /m3、1.50元 /m3、1.80元/m3，R分别为3%、8%、14%、23%及40%。

鄂尔多斯盆地低渗透储层井均EUR在1×108m3以上，对应内部收益率普遍超过30%。近年来，由于国家能源结构转型的推进，开发天然气资源的优惠政策不断落实，致密气开发的R下限由之前的12%降至8%，未来还有望进一步降到5%～6%。由此，综合考虑储层物性、含气性及现有开发技术条件下可以获得的气井累计产气量，以内部收益率30%、 8%、5%为界，将11个储量评价单元划分为高效、效益、低效及难动用4种储量类型（表3）。

图2 R与气井EUR关系图版

表3 鄂尔多斯盆地5个主力气田储量分类表

GF3-1、GF3-2、GF4-1、GF5-1单元的储量为高效储量，属于低渗透率气藏类型，储量规模占五大主力气田总储量的16.0%。储层物性较好，储层厚度尽管不大，但是分布稳定、连续性好，主力产层明显。气井生产稳定，气井平均EUR大于1.0×108m3，R大于30 %。

GF1-1、GF2单元的储量为效益储量，储量规模占五大主力气田总储量的32.9%。有效砂体呈透镜状，连续性差，纵向多层叠合连片发育。气井平均EUR介于0.2×108～1.0×108m3，R介于8%～30%。

GF1-2、GF5-2单元的储量为低效储量，储量规模占五大主力气田总储量的33.4%。储层相对致密，物性较差，储量丰度较低，气井平均EUR介于0.1×108～0.2×108m3，R介于5%～8%。

难动用储量主要分布在GF1-3、GF1-4单元，其次在GF3-2、GF4-2单元的局部地区，储量规模占五大主力气田总储量的17.7%。区内储层致密或含水，以低产气井和产水井为主，气井平均EUR低于800×104m3，R低于5 %，目前尚未实现有效开发。

3.3 储量有效动用序列的建立

对于低渗透—致密气藏而言，单井EUR取决于可动用气层的厚度和连通范围，是气藏自身地质条件决定的，同时也受压裂改造工艺技术的影响。不同储量单元的储层条件、开发方式、递减规律和气井综合成本等不同，达到一定的R所对应的井均EUR下限差异较大，可以对比某储量单元的实际井均EUR和满足R为8%对应的井均EUR，来评价储量的可动用性，在此基础上，建立储量动用接替序列。如图3所示，不同色块代表不同的储量评价单元，图3中各单元块中间的蓝色线对应单元内的井均EUR（蓝色数字），各单元块上边线对应单元内井的最大EUR，下边线对应单元内井的最小EUR，图3中红色虚线对应R为8%的井均EUR（红色数字）；各储量单元的储量占比越大，色块越长。若某储量单元实际井均EUR大于R取8%对应的井均EUR时，则该储量单元在现有条件下可以有效动用，反之则不能有效动用。

图3 鄂尔多斯盆地5个主力气田储量动用接替序列划分图

以井均EUR为依据的储量动用接替序列直观反映了储量开发的有效性，对于鄂尔多斯盆地天然气储量的开发次序、开发潜力及长期开发战略的制定具有指导意义。同时，该序列还具有较强的拓展性，一方面在现有序列的基础上可以更新各储量单元的储量动用比例，以体现该盆地内储量的动用情况；另一方面，该盆地未来新增的探明储量，也可补充到这一框架下，不断完善。

4 开发技术对策

4.1 储量动用程度评价

低渗透气藏储层连续性相对较好，井网一次性部署，后期局部调整，储量动用程度评价方法与常规气藏相同。致密气藏井间连通性差，气井泄气面积小，后期加密潜力大，提出了以井控法为核心的储量动用程度评价方法，关键步骤是确定单井泄气面积，并以动、静态储量比反映储量动用程度。鄂尔多斯盆地致密气藏分布面积广，直井、水平井均有[15]，根据泄气面积计算结果确定井网对储量的控制程度，可以分为密井网和稀井网2类。其中，密井网一般井网密度大于2口/km2，井网对储量控制程度高，井区内储量可以视为全部有效动用；稀井网一般井网密度小于1口/km2，井网对储量控制程度较低，可用区内所有井的动态储量之和作为区块已动用的储量。

根据方案实施情况和目前井网的完善程度进行测算，盆地内主力气田在现有井网下储量动用程度为32%；已动用储量主要为高效或效益储量，分布在GF2、GF5-1、GF4-1及GF1-1单元；大量未动用储量以低效或难动用储量为主，主要分布在GF5-2、GF1-2、GF1-3和GF2单元。

4.2 开发技术对策

结合储量动用程度和目前开发的主要技术手段，提出不同类型储量的开发技术对策。

4.2.1 高效储量

该类储量单元储层品质较好，井网对储量的控制程度较高，已进入开发中后期。结合井网完善程度，测算各评价单元储量动用程度介于68%～84%，平均为76%，未动用储量规模小，主要分布在储层条件差的外围边角地带和局部富水区，后期开发的主要对策是增压开采和局部井网调整。数值模拟预测结果显示增压开采可以提高采收率10%左右，井网完善程度高的区域最终采收率可以达到70%。

4.2.2 效益储量

效益储量单元以致密气藏为主，含气面积大，由于井控范围小，井网完善程度低，井间发育未动用储量，储量动用程度约为42%，井网加密是提高该类储量动用程度的核心[16]。通过储层结构解剖、单井泄气面积计算、密井网试验区开发效果分析和不同井网密度数值模拟预测等方法，认为该类储量可以采取3～4口/km2的加密井网进行开发[17]，结合生产制度优化、老井侧钻等配套措施，预计可以将采收率提高到50 %左右[18-19]。

4.2.3 低效储量

低效储量单元相比于效益储量单元，储层物性变差、含气饱和度降低、开发效果更差，目前储量动用程度为15%，需要优选甜点区，滚动开发，逐步动用，降低开发风险。根据试气资料分析和地质精细解剖，提出低效储量的甜点区优选标准：在地质条件方面，要求有效砂体相对集中，连续性较好，单层厚度大于5 m或者合采层厚度大于8 m，储量丰度大于1×108m3/km2；在开发动态方面，要求测试产气量大于2×104m3/d，无阻流量大于5×104m3/d，EUR大于 1 300×104m3。

4.2.4 难动用储量

难动用储量单元主要受储层致密或含水的影响，单井产气量低或产水，由于目前缺少有效的开发技术手段，仅动用极少量的甜点区，储量动用程度不足5%，长远来看该类储量是鄂尔多斯盆地潜在的可开发资源，需加大排水采气、储层改造等技术的攻关，大幅提高单井产气量，实现储量的有效动用。

5 结论

1）鄂尔多斯盆地以低渗透—致密气藏为主，多层系含气，储层物性差，单井动态储量小、产气量低，产气类型分为多层协同供气和单层主力供气两种。

2）依据储层地质条件和单井动态特征相近的原则，结合开发管理区块的分布情况，将鄂尔多斯盆地划分为11个储量评价单元，并通过取评价参数的算术平均值来定量描述各个储量评价单元。

3）以内部收益率为8%对应的井均EUR值为参照，与各个储量评价单元实际的井均EUR值进行对比，将11个储量评价单元进行排序，建立了储量经济有效动用接替序列。

4）以经济效益为导向，将内部收益率30%、8%和5%作为界限，把11个储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型。

5）高效储量以增压开采和局部井网调整为主，效益储量通过井网加密进一步提高储量动用程度，低效储量优选富集区实现滚动开发，难动用储量则需要加强富水区识别、排水采气工艺和精细压裂改造等技术攻关，力争实现效益开发。