致密砂岩气藏剩余气开发潜力定量评价

曾 焱，曹廷宽 ，高 伟

1.中国石化西南油气分公司油气开发管理部，四川 成都 610041；2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041

引言

致密砂岩气藏地质条件复杂、储层非均质性强，加之投产时间的不同以及开发技术对策的差异，往往造成开发中后期气藏地层压降往往不均衡，剩余气局部富集[1-4]。如何落实气藏剩余气分布及潜力大小是致密砂岩气藏开发中后期增加产量、提高采收率的基础和关键[5-10]。研究认为，致密砂岩气藏剩余气的形成及分布主要受构造、沉积、储层非均质性、开采井网及工程工艺水平等因素综合控制，造成剩余气分布复杂[11-15]。目前，国内外对于致密砂岩气藏剩余气分布的评价主要采用地质分析、动态监测、气藏工程及数值模拟等方法[16-23]。上述方法中，数值模拟法能够有效考虑气藏地质特征、储层非均质性、非规则井网对地质储量的控制动用情况以及渗流特征、不同开采工艺的影响，是目前评价剩余气分布最为有效、应用最广的方法[24-29]。基于数值模拟结果，对于剩余气潜力的评价主要是根据地层压力、储量丰度及含气饱和度等参数进行判断，缺乏定量化和精确化的评价手段[30]。此外，目前针对剩余气潜力评价的研究，大都未考虑经济条件对剩余气开发的影响，造成剩余气评价的结果难以直接指导后续开发调整。

为此，以四川盆地新场气田沙二（Js2）气藏为例，基于前期已经实施的加密调整水平井，预测现有经济条件下水平井的可采储量，并通过敏感性分析确定影响加密水平井开发效果的主控因素，从而落实该致密砂岩气藏剩余气开发潜力的影响因素。在此基础上，采用多元线性归回，建立加密调整水平井经济可采储量预测方程，并分析主控因素对水平井经济极限累产的贡献大小；结合数值模拟结果，建立综合考虑剩余储量丰度、有效渗透率及地层压力的剩余气潜力指数，通过计算新场气田沙二气藏剩余气潜力指数，对剩余气潜力大小进行定量化预测，并提出相应的水平井加密调整建议。通过研究，建立一种针对低渗致密砂岩气藏剩余气分布及开发潜力的定量化描述方法，可为气藏开发中后期提高采收率提供技术和理论支撑。

1 气藏概况

新场气田沙溪庙组隶属中侏罗统，气藏为鼻状背斜构造，工区内断层不发育。主力气藏为沙二气藏，包含4 个气层6 个单砂层。新场气田沙溪庙组主要发育三角洲平原分流河道沉积，砂体呈积毯状分布，厚度10～40 m，叠置程度较好。储层主要为中细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩。岩芯实测孔隙度平均为9.83%、平均渗透率0.34 mD，试井解释渗透率均小于0.1 mD，属于致密砂岩储层范畴。新场气田沙二气藏整体上属于受构造-岩性圈闭控制的中低孔致密砂岩干气气藏。气藏自1990 年投入开发，先后经历了试采、建产、开发调整和快速递减等4 个阶段，目前阶段采出程度40%左右。

2 气藏数值模拟

新场气田沙二气藏共有600 余口井的钻测井数据及测试资料，地质特征及气水分布规律认识清晰，通过开展精细数值模拟，可重现气藏开发过程，为研究剩余气分布奠定基础。根据气藏构造特点，确定网格的剖分按气藏的长轴方向（东西向）进行，平面网格步长为50 m×50 m；纵向上新场沙二气藏细分为7 个小层（4 个气层，3 个隔层）。模拟区域总网格数326×235×27=2 068 470 个，其中，有效网格数135 886 个，模拟区域总面积191.17 km2。气藏数值模型如图1 所示。

图1 新场气田沙二气藏数值模拟模型Fig.1 Numerical simulation model of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

岩芯实验及实际生产动态均表明新场气田沙二气藏具有较强的应力敏感性，是影响气藏开发的重要因素。根据岩芯应力敏感性实验数据，做无因次渗透率随地层压力变化的应力敏感性曲线如图2 所示，并将其用于数值模拟。

图2 新场气田沙二气藏渗透率应力敏感曲线Fig.2 Permeability stress sensitivity curve of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

通过开展生产历史拟合，对数值模型参数进行调整，使数值模型能够更好地反映气藏实际。通过数值模拟可建立主力气层储层物性、储量丰度及地层压力等分布。

根据数值模拟结果，综合储层物性、储量动用及地层压力等因素，新场气田沙二气藏剩余气主要为高含水饱和度区及井网不完善区剩余气两类。其中，气藏边部及高含水饱和度带的地层压力保持水平高，但因高含水（含水饱和度＞65%），开发风险大；而井网不完善区受邻井生产波及，地层压力有所下降，但井区储层物性及含气性均较好，仍可能具有加密调整的潜力。

3 剩余气开发潜力影响因素分析

为定量评价各剩余气区的开发潜力，综合考虑井区面积、剩余地质储量、井距等因素，从已经实施的加密井区中筛选出21 个采用水平井加密开发的井区进行分析研究。基于数值模拟结果，确定各水平井的泄气面积，统计气井控制范围内的天然气储量丰度、有效渗透率以及地层压力，并根据现有经济技术条件下气藏的地层压力，利用数值模拟预测已实施水平井在目前技术经济条件下的最终经济可采储量，结果见表1。

表1 新场气田沙二气藏剩余气区水平井经济可采储量Tab.1 Geological parameters and prediction results of the residual gas area of Js2 Gas Reservoir in Xinchang Gas Field

单井经济可采储量与剩余气区地质参数相关性曲线如图3 所示。剩余气区水平井经济可采储量主要受储量丰度、渗透率以及地层压力控制，储量丰度越高、供给越充足，渗透率越好、生产能力越强，地层压力越高、能量越充足。

图3 剩余气区参数与单井经济可采储量相关性曲线Fig.3 Correlation curve between residual gas area parameters and economic limit recoverable reserves of single well

根据影响因素分析结果，采用多元线性回归方法，建立水平井经济可采储量与剩余气区储量丰度、渗透率及地层压力的相关性方程

式中：G--单井经济可采储量，×108m3；FD—储量丰度，×108m3/km2；K--储层有效渗透率，mD；p—地层压力，MPa。

以表1 中各剩余气区的储量丰度、渗透率及地层压力的平均值为基准，根据式（1）计算单一因素在-20%～20% 时单井经济可采储量的变化，结果见图4。储量丰度、渗透率、地层压力分别在±20%变化时，单井经济可采储量的最大变化幅度分别为9.58%、7.17% 和14.49%，说明地层压力对单井经济可采储量的影响最大，其次是储量丰度，而渗透率尽管是决定气井生产能力重要因素，但对单井最终的累产影响相对较小。根据各因素对单井经济可采储量的最大影响程度，可确定出储量丰度、渗透率及地层压力对单井经济可采储量的贡献权重分别为0.31、0.23 及0.46。

图4 剩余气区参数变化对单井经济可采储量影响关系曲线Fig.4 Influence curve of parameter change of residual gas area on economic limit recoverable reserves of a single well

4 剩余气开发潜力定量评价方法

上述分析明确了新场气田沙二气藏剩余气开发潜力大小主要由剩余储量丰度、渗透率以及地层压力决定，剩余储量越丰富、储层渗透性更好、地层压力保持水平较高的井区更具加密调整潜力。但目标气藏经过多轮次开发调整，目标区剩余气的分布十分复杂，目前地层压力较高的区域含水饱和度均较高、储量丰度较低，而储量丰度相对较高多是井网不完善、动用不充分的井区，井区地层物性好，地层压力较低。为此，建立了考虑多因素的剩余气开发潜力定量评价方法。

定义剩余气潜力指数GI表达式为

开展经济性评价，采用现金流量法计算出现有经济技术条件下新场气田沙二气藏水平井加密的经济可采储量为0.38×108m3，进而建立图5 所示剩余气潜力指数与单井经济可采储量相关性图版。当剩余气潜力指数大于0.7 时，采用水平井加密调整经济有效。

图5 剩余气潜力指数与水平井经济可采储量相关性曲线Fig.5 Correlation curve between residual gas potential index and economic recoverable reserves of horizontal wells

5 实施效果

该区2020 年末的地层压力分布如图6 所示，西部的W5 井区采用直井开发，效果较差，采出程度低，地层压力在34.00～45.00 MPa；南北部的W23 与W1 井开发效果较好，压降漏斗已经波及目标区域，地层压力28.00～32.00 MPa，较原始地层压力下降了约14.00～18.00 MPa。

图6 新场气层目标井区地层压力分布Fig.6 Distribution of pressure in the target well area of Xinchanggas layer

图7 新场气层目标井区渗透率分布图Fig.7 Distribution of permeability in the target well area of Xinchang gas layer

图8 新场气层目标井区储量丰度分布图Fig.8 Distribution of reserve abundance in the target well area of Xinchang gas layer

根据气藏目前的地层压力、储量丰度以及渗透率，利用式（2）～式（5）计算目标区剩余气潜力指数，其分布如图9 所示。目标区剩余气潜力指数0.10～0.80，平均为0.52，而W1--W23 的井区潜力指数平均0.74，满足现有开采条件下可有效开发储层的下限。据此，最终筛选出剩余气潜力区一个，含气面积0.58 km2，剩余气地质储量1.25×108m3。综合目标区剩余气潜力指数分布、临井井网井距等，优化部署了水平井JY1H 井，水平段长850 m，与邻井的井距300～400 m。

图9 剩余气潜力指数分布及加密井位Fig.9 Residual gas potential exponential distribution and infill well location

JY1H 井已于2021 年8 月完钻，测试日产气量6.46×104m3，稳定日产气量4.60×104m3左右，油压10.5 MPa（图10），生产效果良好。

图10 JY1H 井试采曲线Fig.10 Gas production curves of Well JY1H

6 结论

（1）新场气田沙二气藏剩余气主要分布在高含水饱和度区及井网不完善区，影响剩余气开发潜力的因素依次为地层压力、储量丰度及储层渗透率。

（2）建立了一种适用于致密砂岩气藏的剩余气开发潜力定量化评价方法，通过定义并计算潜力区的剩余气开发潜力指数，可综合评价地层压力、剩余储量丰度及储层渗透率对剩余气开发潜力的影响，实现对剩余气区开发潜力的定量化评价。

（3）矿场应用表明，对于剩余气潜力指数大于0.7 的井区，水平井加密开发经济有效，证实了剩余气开发潜力定量化评价方法的可靠性和有效性。