障壁砂坝致密气藏剩余气开发优化调整对策

孙华超

（中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006）

0 引言

水平井结合水力压裂是提高致密气藏开发效果的有效方式［1-6］，国内典型致密砂岩气藏有鄂尔多斯盆地的苏里格气田、大牛地气田的二叠系石盒子组与山西组气藏，四川盆地川西地区的新场气田等。这些气田（气藏）的沉积类型以辫状河、三角洲分流河道等陆地河流相为主，主力气层砂岩透镜体呈多层叠置的特征，一般采用不规则的直井面积井网进行开发［6-9］。与上述致密砂岩气藏相比，大牛地气田太原组气藏属于海陆过渡相障壁岛沉积致密砂岩气藏，砂体连续发育，但由于受高频次海进—海退影响，隔夹层普遍发育，2012-2014年采用水平井规模建产，投产水平井72口，经过10余年的水平井整体开发，剩余气呈碎片化，针对性挖潜对策研究较少［10-15］，制定加密调整技术对策的难度大。针对该类障壁砂坝致密砂岩气藏剩余气的地质特点和挖潜难点，有必要开展剩余气分类优选评价、加密技术对策优化及合理配产等研究，形成差异化加密挖潜对策，以期提高障壁砂坝致密砂岩气藏剩余气的开发效果和经济效益。

1 气藏概况

大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中段，太原组岩性主要为深灰色、黑色泥岩、碳质泥岩、煤层与灰白色中—粗砂岩互层，局部夹石灰岩透镜体，分为太1段、太2段，其中太2段为气田的主力开发气藏之一，埋深介于2 600～2 800 m，原始地层压力介于23.5～25.2 MPa。

1.1 地质特征

大牛地气田太原组太2段气藏为海陆过渡相障壁岛沉积，有利微相为障壁砂坝，宽度介于2 000～3 000 m，气层呈块状连续分布（图1）。受频繁海进海退影响，内部普遍发育以泥岩、煤线为主的隔夹层，垂厚介于0.02～2.50 m，长度介于1～100 m。障壁砂坝的主体部位发育箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相，砂坝侧翼则以漏斗形中—细粒砂岩相、箱状—漏斗形中粗粒石英砂岩相、指状中—细砂岩相为主。根据岩相、测井相差异，将障壁砂坝进一步细分为迎水面障壁滩、砂坝主体部位（沙丘）、背水面障壁坪3种构型单元：①迎水面障壁滩在砂坝侧翼面向海洋一侧，水动力相对较强，经海水反复淘洗且淘洗充分，以灰白色粗砂岩或含砾粗砂岩为主，自然伽马曲线表现为光滑箱形或齿化箱形等曲线形态，物性好；②沙丘位于迎水沙滩与潮坪沙滩之间，厚度较大，主要为浅灰色粗砂岩或中砂岩，自然伽马曲线表现为齿化箱形或钟形等曲线形态，物性相对较好，发育2～3套泥岩夹层；③潮坪沙滩在砂坝侧翼背向海洋一侧发育深灰色细—粉砂岩，发育脉状层理、波状潮汐层理、砂纹层理等沉积构造，含有植物化石及炭屑，局部发育泥灰岩，自然伽马曲线表现为钟形或指形等曲线形态，物性差（表1）。厚度大的沙丘和水动力更强的障壁滩是有利的沉积部位。

图1 大牛地气田太2段气藏障壁砂坝砂体厚度分布图

1.2 开发特征

太2段气藏采用水平井整体动用，基础井网井距介于600～1 400 m，由于非均质性较强，砂坝不同部位气井的产能差异大，气井产量及动态控制储量差异大。72口水平井的试气天然气无阻流量介于（1.0～20.0）×104m3／d，平均值为7.6×104m3／d，初期日产气量介于（0.6～6.0）×104m3，稳产期为1.0～2.0 a，平均稳产期为1.3 a，产气递减阶段初期年递减率为31.9%，中后期递减速度逐年减缓，由16.5%降低到6.9%。水气比介于0.41～6.12 m3／104m3，平均为1.45 m3／104m3（图2）。单井动态控制储量为（0.2～1.8）×108m3，平均为0.6×108m3，采收率较低，为33.6%，需要开展剩余气评价与挖潜，提高气藏开发效果。

图2 障壁砂坝气藏综合生产动态图

2 剩余气分类及评价

受剩余储量连续分布形态、目前地层压力、储量规模、物性、含气性等因素影响，研究区剩余气类型多样。综合分布区域、分布特征与邻井距离、储层厚度、地层压力等因素，建立相应的剩余气划分标准（表2）。

表2 大牛地气田障壁砂坝气藏剩余气分类表

1）Ⅰ-A类剩余气以分布于沙丘中部为主，储层厚度大，基础井网水平井产能高，平均初期稳定日产气量为3.8×104m3，生产效果好，动态控制储量为（1.2～1.8）×108m3，但由于基础井网井距偏大，达1 200～1 400 m，水平段之间储量动用不充分形成宽矩形状的剩余气富集区，连续分布面积介于0.7～1.2 km2，目前平均地层压力大于20 MPa，与原始地层压力23.5 MPa相比，下降幅度在15%以内。

2）Ⅰ-B类剩余气分布于障壁滩，储层厚度较大，物性及含气性好，基础井网水平井产能较高，平均初期稳定日产气量为3.3×104m3，生产效果较好，动态控制储量为（1.0～1.5）×108m3，基础井网井距介于600～1 200 m，适应性较好，水平段之间储量动用不充分形成条带状剩余气富集区，连续分布面积介于0.4～0.8 km2，目前平均地层压力为18 MPa，与原始地层压力23.5 MPa相比，下降幅度为25%。

3）Ⅱ-A与Ⅱ-B类剩余气零散分布于基础井网的靶点区，由于基础井网水平井压裂缝方向为泄压主方向，在相邻靶点之间形成了剩余气富集区。Ⅱ-A类剩余气是呈近圆状分布于基础井网相邻水平井的趾端靶点之间，剩余气连续分布规模在0.4～0.7 km2，压降幅度较小，地层压力下降幅度在5%以内，平均地层压力大于22 MPa。Ⅱ-B类剩余气是呈土豆状分布于基础井网相邻水平井的跟端靶点之间，剩余气连续分布规模在0.1～0.4 km2，平均地层压力为20 MPa。

4）Ⅲ-A与Ⅲ-B类剩余气呈连片分布于砂坝两翼的基础井网未控区。Ⅲ-A类剩余气分布于背水面的障壁坪，储层厚度虽然较大，但物性及含气性差，前期试采水平井产能低，剩余储量动用难度较大形成了剩余气富集区，基本为原始地层压力。Ⅲ-B类剩余气分布于迎水面的障壁滩，与Ⅲ-A类剩余气相比，该类剩余气储层物性及含气性好，但实钻砂体厚度变化快，尖灭风险大，储层整体偏薄，基础井网难以控制形成剩余气，地层压力也近似为原始地层压力。

3 挖潜对策及应用效果

2018年以来，气藏进入加密调整挖潜阶段，基于不同类型剩余气的分布特征，通过制定差异化的挖潜技术政策，改善气藏开发效果，提高气藏采收率。

3.1 挖潜对策

通过经济评价法，在满足8%内部收益率的情况下，加密水平井的经济极限累计产量为3 100×104m3，加密直井的经济极限累计产量为1 270×104m3，加密水平井的井控储量下限为0.8×108m3，加密直井的井控储量下限为0.3×108m3。针对6类剩余气特征，制定以下挖潜对策：Ⅰ-A类剩余气采用加密水平井挖潜，加密后与基础井网的井距介于550～650 m，加密水平井的井控储量在1.2×108m3以上，合理配产（3.0～4.0）×104m3／d。靶点区Ⅱ-A类剩余气分布规模不满足加密水平井要求的区域，采用加密直井动用，加密后与基础井网靶点距离300～400 m，满足加密直井的井控储量介于（0.5～0.7）×108m3，合理配产（1.0～2.5）×104m3／d。靶点区Ⅱ-B类剩余气分布规模较小，在局部满足直井的井控储量下限区域采用加密直井动用。Ⅲ-A类剩余气储层物性及含气性差，产能低，暂不具备整体加密调整的效益，需要加强工程配套技术攻关，可以在局部开展多簇密切割压裂试验，提高低品位剩余气的动用效益。Ⅲ-B类剩余气储层物性较好，通过加强井震联合约束储层预测，在局部可实施调整水平井，由于储层厚度较薄，需要采用较大井距1 000～1 200 m，保障调整井的井控储量在经济极限储量0.8×108m3以上，合理配产（2.0～3.0）×104m3／d。

3.2 应用效果

截至目前，大牛地气田太2段气藏累计实施加密调整井20口，平均生产天数为436 d，累计增产气量达1.49×108m3，预计增加天然气可采储量13.0×108m3，气藏采收率提高8.3%，达到41.9%。其中Ⅰ-A类剩余气实施加密水平井10口，初期稳定日产气量介于（2.7～5.0）×104m3，平均为3.4×104m3；Ⅱ-A类剩余气实施加密直井5口，初期稳定日产气量介于（0.9～2.0）×104m3，平均为1.5×104m3；Ⅲ-B类剩余气实施调整水平井5口，初期稳定日产气量介于（1.1～4.0）×104m3，平均为2.7×104m3，大牛地气田水平井区加密井生产效果如表3所示。

表3 大牛地气田水平井区加密井生产效果统计表

4 结论

1）大牛地气田太原组太2段气藏为海陆过渡相障壁岛沉积，有利微相为障壁砂坝，宽度为2 000～3 000 m，气层呈块状连续分布，将障壁砂坝进一步细分为迎水面障壁滩、砂坝主体部位沙丘、背水面障壁坪3种构型单元。

2）障壁砂坝储层剩余气分布类型多样，综合剩余气分布区域、分布特征与邻井距离、储层厚度、地层压力等因素，将剩余气划分为6种类型，评价优选出Ⅰ-A、Ⅱ-A、Ⅲ-B类剩余气可实现效益挖潜。针对3类可效益挖潜的剩余气，制定了加密井型、合理加密井距、合理配产等加密调整技术，形成了障壁砂坝储层剩余气差异化加密调整技术对策。

3）通过加密调整，15口加密水平井平均日产气量为3.2×104m3，5口加密直井平均日产气量为1.5×104m3，预计增加天然气可采储量13.0×108m3，气藏采收率提高8.3%，达到41.9%，实施效果良好。