苏里格气田苏S区块北部剩余气分布及挖潜对策

王 颖

中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院

0 引言

苏S区块位于鄂尔多斯盆地地伊陕斜坡西北部，属于低渗低压低丰度大面积分布的岩性气藏[1-2]。该区块于2007年试气试采，2009年正式投入开发，部署在区块北部的326口气井已全部投产，动用地质储量179.3×108m3，阶段采出程度25.8%，进入开发中后期。目前，对苏里格气田苏S区块北部剩余气分布规律尚缺乏系统研究和深入认识。前人评价结果表明，区块北部具有相当大的剩余资源潜力[3-5]，近年来众多学者主要集中在以小层为单元的剩余气定性、定量评价方面[6-8]，并且由于砂体窄薄、隔夹层复杂容易忽略而往往笼统简单地分析[9]，气井长期的分压合采也使得储量动用极易不均衡，给剩余气精细研究带来很大困难。笔者通过开展以单砂体为单元的地质建模、数模、剩余气分布及挖潜对策关键技术攻关，精细刻画剩余气空间分布特征，建立剩余气分布模式，落实侧钻（水平）井部署区和调层井井层，为改善开发效果、提高气藏采收率提供有利的技术保障。

1 储层精细刻画

根据地震、测井、取心等资料，利用沉积旋回和层序地层学对比法，将主力产层中二叠统下石盒子组8段自上而下划分为盒81—盒86小层；山1段划分为山17、山18和下二叠统山西组19小层。同时，结合三孔隙度、中子—密度、伽马—电阻曲线形态及测井多参数值[10-12]，建立有效储层下限标准（表1），对研究区326口进行测井精细解释，扣除泥岩、物性隔夹层，为单河道砂体测井识别提供依据。

根据旋回等时划分原则，将盒8、山1段的1～9小层划分为24个单砂层；按照“垂向分期、侧向划界”的原则，运用储层构型技术，将砂体垂向叠置模式划分为3类，分别为孤立型、叠加型和切割型（图1）；并依据测井曲线韵律特征和砂顶界面的高程差，判断单河道砂体侧向边界。基于测井识别结果，在地震波形识别的复合河道砂体宏观趋势约束下，结合动态监测资料的验证，完成单砂体刻画24层/326口井，主力产层4～9小层单井上多发育3个单砂体（图2），砂体展布方式以叠加型和切割型为主，孤立砂体较少。

通过河流相储层内部砂体结构解剖，明确储层发育规模，储层宽厚比多介于50～200，垂直河道储层发育规模多在2个井距以内（图3），沿河道方向连续性好，可达3 km（图4）。

平面上，研究区盒8段1～3小层砂体呈土豆状、零星分布，盒8段4—山1段8小层砂体呈连片分布，其中盒84、盒85小层砂体最为发育。有效气层主要发育在盒84、盒85小层中间区域，山1段气层主要发育在东西两侧（图5）。

表1 有效储层的下限标准划分表

图1 苏里格气田苏S区块北部单砂体垂向叠置方式示意图

图2 苏S区块北部砂体数统计直方图

2 剩余气分布特征

剩余气分布规律是气藏后期开发调整部署、措施挖潜的重要依据。目前，国内外研究剩余气的方法主要有沉积微相研究法、细分小层储量评价法、动态监测法、采出量估算法、建模及数值模拟方法[13-15]，笔者采用数值模拟法进行研究。

图3 苏S区块北部垂直河道方向气藏剖面图

图4 苏S区块北部沿河道方向气藏剖面图

2.1 单砂体地质模型与数值模型

随着气藏精细描述技术的发展，地质建模更加精细化、更加符合气藏实际情况；与此同时，地质模型与生产动态数据紧密结合，参与气藏数值模拟研究，为剩余气挖潜和开发方案调整提供依据[16]。根据研究区的实际地质情况及井网密度，平面网格50 m×50 m、垂向上模型细分为0.5 m，网格节点数划分为156×372×200=11 606 400。从各单砂层构造顶界面的构造模型可知，苏S北部砂体构造为向西倾斜的宽缓单斜层状构造，各单砂层层面相互平行，除有少数微鼻状构造外，大都十分平缓。从砂体分布模型来看，窄条带状的砂体发育，组合方式多样，方向性较强。盒84、盒85、盒86、山17、山18小层为区块的5个主力气层单砂体，砂体局部尖灭，整体分布稳定。

图5 苏S区块北部盒8和山1段砂体等厚图

单砂体物性模型是以参数体的形式反映地下储层孔隙度、渗透率等参数空间分布特征，是单砂体模型中的重点之一。在随机建模过程中，采用基于象元和目标的多点统计学方法，克服传统地质统计学难以表征复杂储层空间结构的缺陷[17]。在苏S区块北部物性模型研究中，进行了多点地质统计学与传统地质统计学的比较，采用多点地质统计学与序贯算法模拟结果更接近实际地质情况，利于孔隙度、渗透率等参数三维空间定量表征。为了使建好的地质模型符合实际地质情况，通过模型计算储量与提交储量对比方法进行验证，地质模型计算储量210.35×108m3，与提交储量213.96×108m3相比较，误差仅为1.69%，说明建立地质模型是可靠的。

笔者在未粗化地质模型的基础上，采用高精度历史拟合和后处理技术，建立单砂体数值模型，动态模型细到月度数据，气层物理参数细到与单砂体一一对应，模型储量拟合误差仅2.3%，气井压力、产量等生产数据拟合符合程度达95%。定量描述剩余气平面和垂向分布特征，剩余气预测精度从63.5%提高到93.8%（图6）。

图6 苏11区块23排数值模型剩余气剖面图

2.2 剩余气分布规律及模式

2.2.1 分布规律

基于高精度数值模型，明确了研究区目前地层压力、含气饱和度及储量丰度分布状况。剩余气主要分布在东、西两侧和中部局部区域，原始储量占优势层位盒84、盒85、盒86、山17、山18、山19小层剩余气较富集。结合邻区措施井实施效果，优选剩余气富集区4个（图7），落实地质储量7.3×108m3；纵向上增加可动用层437 m/101口井。优选区目前地层压力18～23 MPa，含气饱和度50%～62%，储量丰度0.8×108～1.2×108m3/km2。

图7 苏S区块北部目前地层压力平面展示图

2.2.2 分布模式

由于低渗气藏自身地质特征和外在影响因素，以追求直井产量最大化为目标的技术井网难以实现不同规模含气砂体的充分动用。开发实践表明，当苏S区块北部600 m×600 m的主体开发技术井网仅能控制主力含气砂体，较小尺度含气砂体难以控制，形成井间和层间剩余气。应用地质、地震、气藏工程等方法，对研究区、井间、层间开展剩余储量精细解剖与分析，结合砂体级数值模拟结果，将剩余气分布模式归纳为3种类型：井网未控制型、层内非均质型和层间非均质型（图8）。

1）井网未控制型

苏里格气田苏S区块有效砂体规模小，横向连通性差，孤立砂体较多。2007年气藏开发井网确定为600 m×1 200 m，2009年又将开发井网调整为600 m×600 m，井网密度由1.39口/km2提高到2.78口/km2，储量动用程度大幅提升，但是无法充分控制含气砂体。按单井最终累产气2 900×104m3计算，目前气藏采收率仅为32.5%。井网未控制型剩余储量占总剩余储量的10%～12%，为剩余气挖潜的主要潜力区。

图8 不同类型剩余气模式示意图

2）层内非均质型

由于气藏复合砂体内部不连通、存在多个“阻滞带”，垂直河道方向展布，间距50～100 m。探边测试等资料表明直井在砂体范围内存在流动边界，证实“阻滞带”可影响复合砂体渗流能力、直井供气范围及储量动用情况，形成“层内”剩余气。层内非均质型剩余储量占剩余储量的8%。井间加密侧钻井或侧钻水平井多段压裂可克服阻滞带的影响。

3）层间非均质型

储层的非均质型不仅表现在层内，也存在于层间。由于气藏纵向上发育多套彼此不连通的气层，其物性、含气性均表现出较强的非均质性。气井钻遇多套气层，储层物性好、厚度大的气层优先被开发，而该气层上方或下方储层物性差、厚度薄的气层，受开发早期分层压裂技术限制，这部分气层压裂改造不完善形成剩余气。即使气井同时开发多个气层，但因气层间的非均质性及压力差也会造成非主力气层采出程度低而富集剩余气。根据钻井、测井、产气剖面等数据，统计单井钻遇有效砂体的个数及厚度、物性等参数，筛选出射孔不完善和采出程度低的气层，结合宽厚比及长宽比等参数，计算层间非均质型剩余储量占剩余储量25%。此类剩余气是目前层间调整、挖潜、提高采收率的重点目标。

3 挖潜对策及应用效果

3.1 挖潜对策

气藏后期开发主要面临的困难就是剩余气，而剩余气分布规律及分布模式是剩余气挖潜对策的基础。针对苏S区块北部剩余气分布模式及其分布规律，制定以下挖潜对策[18-20]。

1）利用侧钻水平井挖潜井网未控制型剩余气。根据剩余气分布特征，结合利用井地质、工程条件及生产现状，通过数值模拟不同设计方案，在剩余区富集区优化部署侧钻水平井5口，确定最佳水平段方位北西—南东、长度600～900 m、纵向位置4～8小层等参数，预测单井最终累产气3 567×104～5 007×104m3，总增产气量达2.1×108m3，预计可提高苏S区块北部气藏采收率1.35%。

2）采用侧钻井挖潜层内非均质型剩余气。静态与动态相结合，采用数值模拟技术开展参数优化，在研究区东西两侧剩余气相对富集井区部署侧钻井8口，单井累产气1 700×104～2 500×104m3，预计累计产气1.55×108m3，可气藏提高采收率1.0%。

3）老井调层挖潜层间剩余气。应用老井复查和数值模拟技术，优选目前具备实施条件的调层井235层/59口井，气层平均厚度3.8 m，含气饱和度60.8%，预计平均单井增产825×104m3，累计产气4.87×108m3，可提高采收率3.1%。

3.2 应用效果

截至目前，苏S区块北部实施侧钻水平井1口、调层井13口，措施有效率100%，调层井平均日产气由措施前0.3×104m3/d提高到1.6×104m3/d，侧钻水平井日增产2.35×104m3/d（是原直井的3.5倍），累计增产10 129×104m3。其中，侧钻水平井增产606×104m3（表2），调层井增产9 523×104m3（表3），创造了可观的经济效益。

4 结论

1）基于测井二次解释、地震波形、储层构型及动态监测等技术，实现了优势储层定量描述，砂体展布方式以叠加型和切割型为主，孤立砂体较少；储层宽厚比介于50～200，垂直河道储层发育规模多在2个井距以内，沿河道方向砂体展布可达3 km，其中盒84、盒85小层砂体在中间区域最为发育，山1段气层主要发育在东西两侧。

表2 苏S区块北部侧钻水平井生产效果统计表

表3 苏S区块北部调层井增产效果统计表

2）针对砂体窄薄、隔夹层分布复杂及储层非均质性强的地质特点，采用单砂体建模和数模一体化技术，明确剩余气平面和垂向分布特征，剩余储量主要集中在东、西两侧的山17、山18小层和中部局部区域的盒84～盒86小层，实现了剩余气预测精度从63.5%提高到93.8%。

3）基于高精度数值模型，将剩余气分布模式分为井网未控制型、层内非均质型和层间非均质型，其中井网未控制型和层内非均质型是井间加密侧钻水平井和侧钻井的主要潜力区，层间非均质型是老井调层的重点目标。通过现场试验，调层井平均日产气由措施前0.3×104m3/d提高到1.6×104m3/d；侧钻水平井日增产气量是原直井的3.5倍。