李东峰,赵 宇,冯帅帅,胡俊涛,刘鹏飞
(长庆油田天然气评价项目部,甘肃庆阳 745000)
天然气资源属于社会发展过程中的重要能源,在环保问题逐渐得到重视以及其他能源发展难度相对较高的前提下,大力发展天然气能源十分关键。经多年的勘探研究发现,我国天然气能源的储量相对较高,但是对于天然气资源的储层而言,相对较为致密,储层的厚度较薄,储层的分布较为分散,由于储层的非均质性较强,因此,单井的开采量较低[1]。
某气田处于我国某盆地的边缘区域,目前已经进行勘探作业的面积超过了四万平方公里,已经探明的天然气储量超过了五千亿方,其属于我国特大型气田的重要组成部分。该气田的地表主要以沙漠为主,在该气田的南北方向存在较多的河流以及三角洲地形,气藏主要受该种砂体带的影响,其属于一种十分典型的岩性圈闭气藏。通过对气层进行多方面研究发现,其主要由多个单砂体构成,单砂体之间复合叠置。该气田属于低孔、低渗透率气田,气田的产量和丰度也相对较低。在对该气田进行研究的过程中,由于地质情况较为复杂,建立三维地质模型的难度较大,因此,需要对三维地质模型进行简化。在进行三维地质建模的过程中,将储层划分为七种类型,对于储层1而言,储层孔隙度设定为7.82%,储层渗透率设定为0.244 8MD,储层含水饱和度设定为63%,储层厚度设定为4.56m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层2而言,储层孔隙度设定为14.11%,储层渗透率设定为0.382 8MD,储层含水饱和度设定为40%,储层厚度设定为8.65m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层3而言,储层孔隙度设定为12.82%,储层渗透率设定为0.164 0MD,储层含水饱和度设定为49%,储层厚度设定为5.02m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层4而言,储层孔隙度设定为9.05%,储层渗透率设定为0.121 5MD,储层含水饱和度设定为54%,储层厚度设定为2.47m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层5而言,储层孔隙度设定为8.76%,储层渗透率设定为0.181 5MD,储层含水饱和度设定为61%,储层厚度设定为4.38m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层6而言,储层孔隙度设定为11.88%,储层渗透率设定为0.194 0MD,储层含水饱和度设定为46%,储层厚度设定为3.07m,储层的顶深设定为3 200m;对于储层7而言,储层孔隙度设定为11.12%,储层渗透率设定为0.286 6MD,储层含水饱和度设定为48%,储层厚度设定为3.82m,储层的顶深设定为3 200m。
为了对该气田进行合理的开发,对该气田的井网进行了合理布置,对于水平井而言,为了全面提高储层的采出程度,对该种类型的气井进行了压裂处理。为了开展渗透率对天然气开采的影响分析,在对水平井进行压裂模拟的过程中,采用了局部网格加密处理的方式。对于I方向的井网而言,网格划分采用了1∶5的方式,对于J方向的井网而言,网格划分采用了1∶10的方式。在进行压裂处理的过程中,裂缝的半长设定为250m,裂缝的宽度设定为5m,裂缝的顶深设定为3 213.21m,裂缝的底深设定为3 218.23m,裂缝的孔隙度设定为0.3,裂缝的渗透率设定为1 000mD,根据裂缝的导流能力计算公式:渗透率×裂缝宽度,可以确定裂缝的导流能力为500μm2·cm。
在进行天然气开发过程中,其开发效果将与渗透率和应力、应变具有很强的联系。在渗透率方面,国内外的研究相对较多,通过进行全面研究发现,通过逐渐改变地层中孔隙形状的方式,可以使得地层中的渗透率逐渐增加,对于我国部分致密气田而言,其渗透率相对较小。压裂酸化是提高储层渗透率的重要措施,国外学者在进行渗透率研究的过程中,主要是通过对细砂和粗砂比例进行合理的调整,使得沉积物的孔隙度逐渐得到改变,然后使用核磁共振的基本方法,可以得到沉积物的孔隙结构信息,通过使用压汞法的基本方式,可以对沉积物的孔隙度进行准确测量,在引入Kozeny-Caman方程以后,采用方程中的SDR模型,可以对沉积物的渗透率进行估算。另一方面,在天然气储层中还存在孔压,在天然气储层的周围还存在围压,在逐渐降低孔压以及围压的前提下,储层的渗透率几乎不会出现变化,这种类型的规律满足达西定律。不管是采用核磁共振的方法还是采用渗流实验的方法,都可以得到储层的渗透率数值,通过对两种方法得到的渗透率数值进行对比发现,在沉积物细砂比例逐渐增加的前提下,两种方法得到的储层渗透率数值之间的差异将会增大,在沉积物完全为细砂的前提下,核磁共振方法得到的渗透率数值远大于渗流测试得到的渗透率数值,两者之间的差距可以达到10倍左右。在应用核磁共振波谱的过程中,通过进行合理的技术转换,可以得到分辨率较高的孔径分布,通过对孔径分布情况进行合理分析,最终得到的渗透率数值与渗流实验得到的渗透率数值相对较为接近。最终的研究结果显示,在细砂比例逐渐增大的前提下,对于多孔介质而言,其孔隙度将会呈现先减小后增大的趋势,储层的渗透率数值与储层的孔隙度之间具有很强的联系,因此,储层的渗透率也会呈现先减小后增大的趋势。
在进行介质开发作业的过程中,储层的渗透率将会受到多种类型因素的联合影响,例如应力敏感性、堵塞效应以及气锁伤害等。在应力敏感性方面,储层中的岩石类型不同,其应力敏感性也将存在较大的差别,事实上,储层中的孔隙可以分为多种结构类型,渗透率主要与孔隙结构有一定的联系,对于应力敏感性较强的储层而言,在介质逐渐被开采出地面以后,储层中的有效应力将逐渐增加,储层中的微孔隙或者裂缝等结构将逐渐压缩,甚至这些结构还会出现闭合问题,最终导致储层的渗透率逐渐减小,储层岩石的应力敏感性可以使用渗透率损害率以及应力敏感系数等参数表示,目前的研究结果显示,对于大多数储层而言,在储层有效应力逐渐增大的前提下,储层的渗透率将逐渐减小,因此,在进行气田开发的过程中,可以采用一系列的措施维持储层的有效应力,防止其对开发效率产生影响。在堵塞效应方面,在气田开发的过程中,地层中的结构可能会出现一定的破坏,对于体积相对较小的固体颗粒而言,其可能会出现运移作用,在孔隙结构中颗粒物含量逐渐增加的前提下,可能会出现堵塞效应,简单理解就是颗粒物堵塞了介质的流通渠道,出现该种类型的主要原因在于介质的开发速度过快或者介质的开发速度存在较大的波动,因此,在进行气田开发的过程中,需要对开发速度进行合理的控制,尽可能使得开发速度维持在正常区间范围内。气锁伤害主要是因为介质的开发速度相对较快,井底的压力快速降低,在压力降低到某一数值以后,介质产生了吸附作用,解吸作业的难度相对较大,针对该种类型的问题,也需要对介质的开发速度进行合理控制。
在进行天然气资源开发中发现,地层的渗透率与地层的有效应力之间也具有一定的联系,在对天然气逐渐进行开发以后,地层结构将会出现一定的变化,地层中天然气的储量会逐渐降低,地层中的压强也会逐渐降低,这会对储层承受的应力产生一定的影响,甚至储层中的某些结构可能会出现位移问题。在储层应力出现变化的前提下,储层中的孔隙结构必然会受到严重的影响,孔隙结构可能会逐渐蓬松,也可能会逐渐紧缩,孔隙结构的变化又会影响储层的渗透率。另一方面,在储层结构出现较大变化的前提下,储层中还可能会产生新的裂缝,这也是储层渗透率出现改变的重要原因。为了防止在介质开发过程中储层压强出现较大的降低问题,部分气田引入了降压开采方法,该种类型的开发方法可以有效提升储层的应力。同时,对于我国部分气田而言,储层中的岩石类型以石英砂为主,因此,部分学者对该种类型岩石的垂直渗透率进行了研究,通过研究发现,在储层有效正应力逐渐增大的前提下,沉积物的渗透率以及孔隙度都将逐渐降低,在储层的有效正应力达到2MPa以后,沉积物的渗透率以及孔隙度都将会达到恒定数值。
在压差作用下,地层中岩石允许介质通过的能力被称为渗透性,事实上,储层的渗透性可以使用渗透率参数表示。从理论上分析可以发现,通过提高储层渗透率的方式,可以大幅提升气藏的采收率。为了进行储层渗透率对天然气开采的影响研究,共设置了六种形式的研究方案,在进行方案设计的过程中,假定单井的产气量为30万方,其中avg表示地层中各个储层渗透率的平均数值,储层的孔隙度、储层非均质系数、储层厚度以及地层含气饱和度均为最初数值。对于方案一而言,假定储层的渗透率为0.1avg;对于方案二而言,假定储层的渗透率为0.5avg;对于方案三而言,假定储层的渗透率为1avg;对于方案四而言,假定储层的渗透率为3avg;对于方案五而言,假定储层的渗透率为6avg;对于方案六而言,假定储层的渗透率为10avg。
通过研究发现,在渗透率为0.1avg时,气井的稳产时间达到了26个月,稳产阶段的累计产气量达到了2.138亿方,稳产阶段的储层采收率达到了19.664%,开发阶段的累计产气量达到了6.259亿方,开发阶段的采收率达到了57.571%;在渗透率为0.5avg时,气井的稳产时间达到了52个月,稳产阶段的累计产气量达到了4.268亿方,稳产阶段的储层采收率达到了39.253%,开发阶段的累计产气量达到了6.646亿方,开发阶段的采收率达到了79.518%,开发阶段采收率的增值为21.947%;在渗透率为1avg时,气井的稳产时间达到了66个月,稳产阶段的累计产气量达到了5.42亿方,稳产阶段的储层采收率达到了49.853%,开发阶段的累计产气量达到了9.42亿方,开发阶段的采收率达到了86.643%,开发阶段采收率的增值为7.125%;在渗透率为3avg时,气井的稳产时间达到了87个月,稳产阶段的累计产气量达到了7.153亿方,稳产阶段的储层采收率达到了65.79%,开发阶段的累计产气量达到了10.17亿方,开发阶段的采收率达到了93.508%,开发阶段采收率的增值为6.865%;在渗透率为6avg时,气井的稳产时间达到了95个月,稳产阶段的累计产气量达到了7.805亿方,稳产阶段的储层采收率达到了71.783%,开发阶段的累计产气量达到了10.39亿方,开发阶段的采收率达到了95.521%,开发阶段采收率的增值为2.013%;在渗透率为10avg时,气井的稳产时间达到了99个月,稳产阶段的累计产气量达到了8.138亿方,稳产阶段的储层采收率达到了74.854%,开发阶段的累计产气量达到了10.48亿方,开发阶段的采收率达到了96.534%,开发阶段采收率的增值为0.914%。
通过对不同渗透率前提下的模拟结果进行全面对比可以发现,气井的稳产时间与储层渗透率之间具有很强的联系。随着储层渗透率的逐渐增加,气井的稳产时间也将逐渐增加,当储层的渗透率达到10avg时,气井的稳产时间达到最大,稳产时间可以达到99个月,稳产阶段的产量可以达到8.138亿方,稳产阶段的采收率可以达到74.854%。另一方面,储层的采收率与储层的渗透率之间也具有很强的联系,随着储层渗透率的逐渐提升,储层的采收率也将逐渐提高,在储层的渗透率达到10avg时,气井的累计采收率可以达到最大数值。
通过对数值模拟结果进行全面分析可以发现,随着储层渗透率的逐渐提升,累计采收率的增值将逐渐减小,累计采收率的增值将会逐渐趋向于0,这说明在进行气田开发作业的过程中,随着储层渗透率的逐渐增加,储层采收率的增幅将逐渐减小,此时采收率将逐渐趋向于极值,这说明在储层渗透率达到一定数值以后,再次增加储层的渗透率并不会发挥提高采收率的效果。
在进行天然气开发作业的过程中,储层的渗透率将会对开发效果产生严重影响。随着渗透率的逐渐增加,气田的稳产时间以及采收率都将会大幅提升,但是在渗透率相对较大的前提下,渗透率的变化将会对采收率的增值产生较小的影响。未来在进行气田开发的过程中,需要采取合理的措施,使储层的渗透率得到改善,全面提高开发效率以及开发效果。