大牛地气田太2气藏细分开发单元及调整对策—以A井区为例

吴 悦

（中国石化华北油气分公司采气一厂，陕西榆林 719000）

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，太2气藏为主力开发层系，沉积环境为潮坪相障壁砂坝沉积[1]，发育较稳定，呈北东–南西向条带状展布。随着开发程度不断地增加，太2气藏在开发过程中出现低压低产、采出程度低、液气比高、关停井增多等一系列问题。前人针对太2气藏开展了大量的研究工作，包括沉积环境、砂体展布[1]、储层特征[2]等，但未针对相关开发单元及调整对策开展研究。本文针对太2气藏目前存在的问题，以大8–大10井区为例，利用动静结合，从静态地质及动态分析方面，将研究区细分为4类开发单元，并针对不同的开发单元提出了具体的调整对策，该研究成果对研究区后期开发调整及储量有效动用，具有重要的指导意义。

1 开发特征

大牛地气田太原组太2段是典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏，平面上相变快，储层物性差，非均质性强，纵向上多套气层叠合。太2气藏主要采用水平井开发，不同开发阶段表现不同的开发特征，但随着气藏开发的深入，开发难度不断增大。单井投产初期，日产气量较稳定，稳产时间可达150 d，但地层压力下降较快；单井投产中期，日产气量开始快速下降，年递减率高达32.3%，但地层压力下降有所减缓；单井投产后期，日产气量、压力下降水平均有所减缓，表现为稳产递减型开发特征。

截至2019年底，研究区油压为2.6 MPa，套压为4.8 MPa，单井日产气为0.9×104m3，液气比为1.15 m3/104m3，开井率相较于年初下降明显。随着气藏的开发，储层中的气体逐渐被采出，地层压力逐步下降，原本被卡断在孔隙中的气体体积迅速膨胀，推动微细孔喉处的水，造成气井液气比升高[3]。研究区在现阶段开发中，出现低压低产、采出程度低、液气比高、关停井增多等问题。

2 开发单元细分

太2气藏大8–大10井区由于储层非均质性强，平面储量动用状况差异大，因此亟需开展油藏开发单元细分研究。采用“动静结合”方法，在储层静态特征差异性分析基础上，结合动态开发特征，将研究区开发单元细分为4类，细分指标包括：沉积微相、有效厚度、油套压、地层压力、液气比、采出程度等。开发单元①位于研究区东北部，沉积微相包括迎水沙滩及砂坝侧翼，砂体厚度较大，储层物性较好。开发单元②位于研究区中部主体区，沉积微相包括迎水沙滩及砂坝主体，整体上砂体厚度大，储层物性相对最好。开发单元③位于研究区南部，沉积微相主要为砂坝侧翼，砂体厚度较大，储层物性与开发单元①较为接近。开发单元④位于研究区西北部，沉积微相主要为背水面潮坪沙滩，砂体厚度较小，储层物性相对最差（图1）。

图1 研究区开发单元划分

2.1 地质特征

大牛地太2段属于有障壁岛海岸的潮坪沉积，沉积微相进一步可划分为迎水沙滩、砂坝主体、背水潮坪沙滩3种沉积类型[4]。其中，迎水沙滩在砂坝侧翼面向海洋一侧，水动力较强，储层物性好；砂坝主体位于迎水沙滩和潮坪沙滩之间，厚度较大，储层物性较好；潮坪沙滩在砂坝侧翼背向海洋一侧，水动力较弱，储层物性较差。本次开发单元细分结果是将不同开发单元的微相特征、物性特征及含气饱和度进行了区分。开发单元①和开发单元②主要发育迎水沙滩和砂坝，储层物性好，渗透率大于0.8×10–3μm2，含气饱和度大于52%；开发单元③发育砂坝侧翼，储层物性较好，渗透率约为0.6×10–3μm2；开发单元④发育潮坪沙滩，储层物性较差，渗透率仅为0.4×10–3μm2（表1）。

表1 开发单元地质特征划分指标

2.2 压力分布

地层压力是直接关系气田地质储量计算、气藏开发动态和开发效果评价的核心参数，也是地层能量保持状况的真实反映，对产气井开发生命周期的长短和气田开发效果的好坏起决定性作用[5–6]。本文在假定定容气藏条件下，综合运用Arps法、流动物质平衡法[7]、现代递减分析法和历史拟合等方法[8–9]计算了气井地层压力，各种方法的优缺点如表2所示。开发单元①、开发单元②、开发单元③储层物性相对较好，地层压力相对较高，其中开发单元②生产压差较大，油压和套压均较高，部分井内积液，开发单元④储层物性差，地层压力偏低（表3）。

表2 不同生产动态分析法对比

表3 开发单元压力指标 MPa

2.3 开发指标

在对研究区单井目前地层压力评价的基础上，精细分析各单元弹性产率、采出程度、动态储量，评价各单元开发指标，为气藏不同开发单元具体调整对策提供参考理论依据。开发单元①和开发单元②地质储量大，但开发单元②采出程度低，关停井多，整体开发效果较差，通过增大生产压差，保证单元稳产，弹性产率423×104m3/MPa。开发单元③气井液气比高，高产液制约着该单元气井稳产，气井产量普遍低于临界携液流量，容易发生水淹，因此保证气井稳定排液是维持稳产的关键。开发单元④由于储层物性较差，动态储量低，累计产气量低，开发效果较差（表4、图2）。

图2 研究区开发现状

表4 开发单元开发效果指标

3 调整对策

受储层连续性和连通性、封闭孔隙、水锁、废弃压力、非均质变异系数、泄气半径等因素的制约，致密气藏采收率比常规气藏采收率偏低[10–11]。致密气藏水平井开发稳产及提高采收率对策有加密调整、增压开采、侧钻、冲砂等措施[12–15]。对照研究区开发现状，制约采出程度的主要因素为储层连续性和连通性、关停井，为了改善研究区开发效果，提高采收率，调整对策主要有加密调整、关停井治理等。开发单元②与开发单元①地质特征较为相似，但开发效果较开发单元①差。综合动态开发特征分析认为，开发单元②局部地区关停井最多，井网井距较大，存在未动用区域。因此，在开发单元②较好的地质条件下，主要对该单元进行加密和关停井治理，改善其开发效果，针对开发单元④地质条件差，建议后期进行水平井侧钻。

3.1 加密调整

井网加密是致密砂岩提高储量动用程度和气田采收率的最有效手段[16]。太2段气层开发实际井距为600～1 200 m，整体井网部署较为合理。开发单元②局部关停井较多，整体采出程度偏低，存在局部加密调整空间。开发单元②中P44井和P42井为T–12井东西两翼的加密调整井，井距为410～680 m，在加密井压裂过程中，对T–12井的压力产量进行监测，未发生井间干扰（图3），这证明在该区域进行井网加密具有一定可行性，表明现有井网存在未控制区域。因此，针对井距超过1 000 m的区域，开展加密可行性论证是下步重点分析方向。

图3 T–12井生产曲线

3.2 关停井治理

随着气藏开发的深入，研究区关停井逐渐增多，影响日产量2.9×104m3，关井原因主要为并管关井。对并管关停气井的地质潜力分析表明，这些关停井主要位于主砂坝沉积环境，储层物性较好，具备复产潜力，应尝试并管同开或间开定期释放产能。结合前文开发单元细分结果，共提出治理关停井9口，实现增产7口，平均日增产量3.0×104m3，累计增产478.0×104m3。关停井实施效果表明，后续应继续开展关停井治理，可实现气井产能有效释放。

4 结论

（1）根据多个指标将研究区细分为4类开发单元：单元①储层物性好，开发效果好；单元②储层物性好，开发效果偏差；单元③储层物性较差，整体开发形势差；单元④储层物性较好，开发效果较好，但液气比较高。

（2）太2气藏目前表现为低压低产、采出程度低、液气比高、关停井增多的开发特征，针对不同的开发单元提出不同调整对策，针对开发单元②提出了井网加密、关停井治理措施；针对开发单元④提出了水平井侧钻等措施。