苏里格气田苏X区块剩余气分布及井网加密方案研究

孙永亮 陈 琦 张 泽 李国良 房金伟 南雪芬

（①中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司；②中国石油冀东油田公司陆上作业区）

0 引言

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地，是一个低压、低孔、低渗透、低丰度，以河流砂体为主体储层的大面积分布的岩性气藏，储层非均质性强，气井能量衰竭快，有效波及范围小、储量动用程度低。苏X 区块经过多年开发，目前已开发富集区内井网逐渐完善，可供钻探的目标很少。外围区地质条件差，属于低品位储量区，储量丰度低，储层横向相变快，可动水饱和度高，气井产量普遍较低，开发效果差。国内外开发实践表明，井网加密是致密气藏提高采收率的有效手段之一。本文围绕苏X 区块富集区提高采收率的生产需求，采用数值模拟技术手段，论述剩余气分布、井网加密方案及现场应用的研究成果。

1 地质特征

苏X 区块位于苏里格气田中部，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北侧，总体为一区域性西倾大单斜，局部发育一些鼻状隆起的小型构造。平面上广覆式生烃、上古生界储集岩大面积分布，源下储上配置关系较好，在二叠系石盒子组和山西组形成了大面积含气区[1]。盒8 段、山1 段沉积为缓坡型三角洲沉积体系，具有典型的河流相沉积特征，河道砂体纵向叠置，横向复合连片，砂体厚40～60 m，气层厚平均9 m；储层非均质性较强，有效砂体规模小，含气性横向变化快[1]。该区块为典型“三低”致密气藏。低渗：孔隙度5%～14%，渗透率0.01～0.1 mD，裂缝不发育。低压：主力层埋深2 800～3 700 m，压力系数0.70～0.98。低丰度：（1.1～1.5）×108m3/km2。储层孔喉结构复杂，气体充注程度低，地层水以自由水、滞留水和束缚水的状态赋存，含水饱和度相对较大，平均40%，气井产量普遍较低。

2 数值模拟

数值模拟的研究目标是在地质模型的基础上，利用气藏静态及动态数据，优化数值模拟模型，通过拟合气井各个生产阶段的产出特征，模拟气水运动规律，预测剩余气的定量分布，为下一步气藏开发调整方案提供依据。

2.1 气藏模型

研究区位置：数值模拟研究区位于苏X 工区中东部，面积76.7 km2，地质储量气井158口。

网格尺寸及数量：以盒8 段、山1 段及山2 段为模拟对象，模型采用角点网格，平面网格大小为50 m×50 m，数量164×187 个。纵向上，盒8 段以单砂体作为一个网格单元，山1 段和山2 段以小层作为一个网格单元，共划分14个单元格，网格总数为429 352个。

储层参数场模型：对三维地质建模提供的净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度模型进行粗化，粗化后的模型作为数值模拟的储层参数场输入模型。以开发方案中的原始静压数据和回归公式为依据，分别建立盒8段、山1段和山2段的初始地层压力模型。

流体和高压物性参数参考开发方案研究成果，主要流体参数包括：地面条件下天然气相对密度为0.613，地面条件下水的密度为1.008 g/cm3，地层水的体积系数为1.029，地层水的压缩系数为3.05×10-5MPa-1，原始油藏条件下地层水的粘度为0.283 mPa·s，岩石压缩系数为4.4×10-5MPa-1。PVT 曲线由数值模拟软件提供的PVT 模块生成，该模块能够根据天然气的相对密度，自动生成不同地层压力下的天然气膨胀系数、天然气粘度等。

相渗曲线：针对石盒子组和山西组采用不同的相渗曲线，由于不同物性区域相渗数据的不确定性，实际生产拟合时会有所调整。精细计算砂体含气面积和净毛比，可使模型储量接近地质储量，误差率小于3%。

2.2 生产动态拟合

油藏生产动态数据中，气井产气量数据相对齐全，在历史拟合阶段，通常用产气量作为工作制度参与模拟计算，而将井底压力等作为拟合指标。在分析整理该气田生产井历年来的开发综合数据、单井生产数据、测压资料的基础上，在模拟软件中建立油藏动态模拟模型。苏X 区块从2006 年12 月投产至今，气井生产历史较长，历史拟合以1个月为计算时间步长，气藏不存在边底水且无产水计量，主要对气井产量和井底压力进行拟合。

模型初始化：常规初始化方法有2种，平衡初始化和非平衡初始化。平衡初始化受相渗曲线限制，与地质模型初始饱和度场数据有差异；非平衡初始化直接加载地质模型初始饱和度场，模型不稳定且收敛性差。本次模拟采用了毛管力标定地质模型饱和度场、平衡启动初始化方法。首先为模型加载地质模型提供的饱和度场数据，然后应用Eclipse软件的端点标定功能，计算每个网格标定的最大毛管力。这样既保证了每个网格的初始饱和度为指定数值，又采用了平衡法启动，通过标定保证了重力和毛管力的平衡[2]。

产气量拟合：气藏因压裂等工程因素破坏了气井射开层段周围的储层，增大了储层的实际渗透能力。产气量拟合时参考压裂结果，增大气井射开层段的地层系数，同时调整气井渗流半径区域的渗透率和传导率，通过模拟压裂生产，使模拟产气量接近实际产气量。采用储层分类相渗控制的方法，对不同层段不同类型储层进行分区，分别设置对应相渗曲线，提高了拟合精度。目前研究区日产气59.8×104m3，已累计产气36.5×108m3。

压力拟合：气藏压力主要与压缩系数、产气和产水量有关。地层水压缩系数和岩石压缩系数可调范围不大。由于致密气藏低渗透特征和压裂生产方式，压力拟合过程中，除了常规修改储层相渗曲线、井的完善系数等参数，还需要结合动态分析和试井解释结果，调整气井渗流半径区域的传导率和表皮因子，反复修改参数，使单井压力得到较好拟合（图1）。

图1 SX-10-11井产量与压力拟合

偏差分析：研究区气井生产历史拟合符合率为81.6%。拟合偏差的原因包括：节流器失效或计量不准确导致气井采气曲线产生陡峭尖峰，数模软件由于时间步长等参数设置因素，无法完全反映这种非线性流动；由于气井产量低、携液不足等原因，存在不同程度的井筒积液，导致井底压力波动幅度大，不能真实反映地层能量。

3 剩余气分布

目前国内外研究剩余气分布的常用方法主要有以下5 种：取心井岩心分析法、剩余气饱和度测井法、油藏数值模拟法、开发地质与动态综合分析法、水动力学法。本文采用地质研究和数值模拟相结合、定性研究与定量表征相结合的方法研究剩余气分布。

3.1 影响因素

苏里格气田剩余气分布主要受地质和开发两大因素的影响。地质因素主要指沉积微相、储层特性、微型构造、流体性质等，表现为对剩余气分布的控制；开发因素主要指采气速度、井网分布等，影响剩余气储量的动态变化[3]。

沉积因素：沉积微相决定储集砂体的外部形态、内部结构、平面和垂向非均质性，控制着气、水的运动方向，从而导致剩余气沿一定的相带分布。心滩、边滩微相砂岩厚度较大，泥质含量少，剩余气饱和度较低；河道微相砂岩厚度相对小，泥质含量较少，剩余气饱和度较高，但是其剩余储量丰度和剩余可采储量较小[4]。

储层因素：储层平面非均质性强、物性差异大，渗透率大的储层导流能力强，气藏压降快，剩余储量变小；纵向上多砂体合采，非主力薄层低渗砂体产量受到抑制，剩余储量较大；砂体分布范围小，气层对应性差，剩余储量分布比较分散且丰度较高。

开发因素：剩余气分布与井网分布、采气速度有直接关系。平面上井网不完善的部位，储量动用程度低，是剩余气的相对富集区；采气速度越快，剩余储量越小。

3.2 定量表征

应用剩余地质储量丰度描述地下剩余气的分布，综合考虑了有效厚度、孔隙度、含气饱和度、天然气体积系数等多参数对计算地质储量的影响，克服了应用剩余气饱和度描述剩余气的片面性，可以反映出地下剩余储量分布状况。纵向上，将每一小层的剩余地质储量丰度相加，可得到整个气藏地下剩余地质储量的分布，为今后的开发调整提供可靠依据。本次研究采用数值模拟和动态分析相结合的方法，计算含气饱和度、地层压力、储量丰度的变化情况，定量表征剩余气分布。

数值模拟计算研究区剩余地质储量为74.83×108m3，盒8 段、山1 段、山2段剩余储量分别为39.43×108m3、21.81×108m3、13.59×108m3。剩 余储量富集区有5个，分别位于北部、中部、南西部、南中部、南东部（图2），其中：北部富集区面积3.60 km2，剩余储量5.10×108m3；中部富集区面积3.56 km2，剩余储量4.77×108m3；南西部富集区面积7.23 km2，剩余储量13.10×108m3；南中部富集区面积4.12 km2，剩余储量6.73×108m3；南东部富集区面积8.70 km2，剩余储量11.65×108m3。

图2 研究区剩余储量丰度分布

3.3 剩余气类型

综合现有井网分布、剩余气分布、有效储层展布，定性划分剩余气类型主要为4种：井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型[5]。

井网未控制型：有效砂体规模小，横向连通性差，纵向发育频率低，平面上以孤立分布为主。

复合砂体内阻流带型：有效砂体规模较大，横向气藏连通性强，纵向发育频率高，平面连片分布，复合砂体内部不连通，垂直水流方向发育多个“阻流带”，影响砂体渗流能力和储量动用程度，形成一定规模的剩余气。

水平井漏失型：水平井利用多段压裂改造技术提升了有效砂体的储量动用程度，但多层含气的地质特点使其不可避免地遗漏纵向上部分层段的储量。

射孔不完善型：受开发早期直井分层压裂技术限制，部分差气层射孔不完善或压裂改造不完善形成了剩余气[6]。

4 井网加密

苏X 区块含气富集区目前井网井距为600 m×1 000 m，且已基本完善，区块中北部和西南部气水关系复杂。随着苏X 区块进一步开发，区块井位部署难度逐年增大。为了保持区块稳产，有必要开展苏X 区块富集区井网加密地质技术研究，为区块保持稳产提供技术支撑。

4.1 加密方案设计对比

井距、排距：加密井网井距、排距可借鉴苏里格气田其他区块干扰试验结果。井距≤400 m，干扰概率为71%，井距＞600 m，基本无干扰，故井距应设置在500 m 左右。排距≤700 m，干扰概率为38.5%，排距≤600 m，干扰概率为44.4%，故排距应大于600 m。目前苏X 区块基础井网600 m×1 000 m，且已较完善，根据目前现有井网形势，采用平行四边形加密方式在排距间加密。

井网未控制型：试验区位于工区中东部SX-11-11S井区，地质储量13.57×108m3，采出程度25.8%。加密试验区砂体分布范围小，气层对应性差，剩余储量分布分散，适合开展井网加密[7]。井区加密井位部署见图3，部署加密直井8 口，井网600 m×550 m，井网密度2.80 口/km2。设置数值模拟限制条件为年有效生产天数330 d，井底流压2.9 MPa，经济极限产气量1 000 m3/d，模拟计算采收率为39.4%，比不加密方案提高了8.2%（图4）。

图3 SX-11-11S井区加密井位部署

图4 SX-11-11S井区两种方案模拟预测采收率对比

复合砂体内阻流带型：试验区位于工区南东部，地质储量12.85×108m3，采出程度26.3%。针对盒8段复合连片含气砂体部署加密直井7 口，井网600 m×（550～650）m，井网密度2.56 口/km2。模拟计算采收率为37.9%，比不加密方案提高了7%。

水平井漏失型：试验区位于工区南东部，针对水平井开发井网。预测气层厚度20 m，水平井动用8 m，部署加密直丛井4口，采收率预测提高了6.0%。

4.2 实施效果评价

SX-11-11S 井区位于苏X 区块中东部富集区，目的层盒8段及山西组处于有利沉积相带且分布基本稳定，有效砂体分布范围有限，有效储层物性好、厚度大，纵向气层分散。该井区已钻直井15 口，动用地质储量8.26×108m3，剩余地质储量5.31×108m3。各气井投产时间均为2007 年，单井累产气量均超过1 000×104m3，整体生产效果较好。2020 年该井区实施了8 口加密井，动用地质储量4.36×108m3。单井气层厚度7.2～32.0 m，平均15.3 m，单井无阻流量（10.14～37.74）×104m3/d，平均13.5×104m3/d，单井初期产量平均1.0×104m3/d，动静态综合评价Ⅰ类井比例87.5%。其中7口井效果良好（表1）。

表1 SX-11-11S井区加密井实施效果统计

5 结论

针对苏里格气田苏X 区块致密储层低渗透特征和压裂生产方式，优化了数值模拟方法，采用毛管力标定平衡初始化、储层分段分类相渗控制的方法，调整渗透率、传导率、表皮因子等模型参数，精细拟合气井产量和井底流压，进而模拟地层压力和剩余储量丰度变化，定量表征剩余气分布，定性划分剩余储量类型为井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型4种。针对不同类型剩余储量，分别制定加密方案，预测采收率提高了6.0%～8.2%。优选SX-11-11S 试验井区实施8 口加密井，综合评价Ⅰ类井占比为87.5%，效果良好。