裂缝性致密砂岩气藏剩余气分布预测及开发优化建议:以川西坳陷新场地区须家河组二段为例

吴双, 商晓飞, 李蒙, 赵华伟, 廉培庆, 段太忠

(中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083)

依据中国天然气藏分类标准,致密砂岩气通常指砂岩储层渗透率低于0.1 mD(不包含裂缝),无自然产能,用常规手段无法实现工业性开采的天然气资源[1]。近年来,中国致密砂岩气勘探开发成果丰硕,致密气资源技术可采量为12×1012～15×1012m3,致密气产量占到全国天然气总产量的1/4[2-3]。四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组蕴藏丰富的致密砂岩气资源,其中川西坳陷中段新场构造带须家河组二段气藏的探明储量已超千亿立方米,早期试采数据显示无阻流量最高可到151×104m3/d,彰显出一定开发潜力[4-5]。刘忠群等[6]研究表明,须家河组二段气藏低孔低渗的储层物性导致其储量动用困难,而断裂带的发育可显著改善储层物性,与断裂伴生的规模性构造缝是气井高产的关键。李王鹏等[7]研究表明,新场须二段气藏对产能起贡献作用的有效裂缝为倾角大于30°的构造裂缝,属于喜马拉雅期形成的晚期裂缝,具有较好的开启度。张世华等[8]研究表明,受中期致密化及晚期构造运动影响,早期形成的水区或致密化抬升或沿断裂流动调整,导致须家河组二段气水分布格局变得更加复杂,无统一的气水界面,不同部位气井的产水特征差异较大。随认识深入,储层基质品质对开发的重要性日趋突显。蔡希源[9]研究表明,深层致密砂岩储层中发育的“有效储渗体”是天然气富集、高产的关键。“有效储渗体”的发育受构造、沉积相和成岩相3种因素控制。Yang等[10]研究表明,须二段储层品质受沉积微相和韧性岩屑含量影响,水下分流河道沉积微相的储层物性较好,河口坝微相的储层物性较差。刘君龙等[11-12]研究表明,新场须二段有利岩石相分布规律受沉积砂体控制,沉积作用决定了砂体空间展布,是有利岩石相形成的物质基础;后生成岩流体对有利岩石相的形成起到了差异性改造的作用,在此基础上建立了新场须二段气藏的甜点模式和识别标准。Huang等[13]研究表明,新场须二段储层的主要孔隙类型为残余粒间孔和粒内溶孔,有效储层表现为基质孔隙度大于3%,渗透率大于0.03 mD。刘正中等[14]研究表明,裂缝性致密砂岩气藏内存在由孔隙到裂缝、裂缝到裂缝的多级渗流,基质与基质、基质与裂缝间的启动压力大幅度影响开发效果。对致密砂岩气藏开发应适当增大生产压差,减小井距。曹茜等[15]研究表明,裂缝性致密砂岩气藏的渗透率随环境压力的改变而发生动态变化,建议气田在衰竭式开采过程中,可以通过早期注水等方式维持内压在较高水平,控制有效应力的增加速度,以获得较大气体渗透率,保持气井高产。

虽然各专业领域学者针对须家河组裂缝性致密砂岩气藏的开发地质特征及动态渗流规律开展了诸多研究,但对地质模式制约下的剩余气分布规律鲜有刻画揭示,理论认识与开发规律之间存在脱节,开发方案制定缺乏充分依据。为此,在剖析须家河组气藏产能主控因素的基础上,现形成一套适于裂缝性致密砂岩气藏的数值模拟技术流程,实现剩余气分布预测及定量描述,揭示剩余气分布规律,查明布井潜力区筛选的必要地质条件,进而论证布井优化原则,研究认识可直接用于开发决策。

1 区域地质概况

图1 研究区构造位置Fig.1 Tectonic position of the study area

新场地区须二段地层主体为三角洲前缘沉积,水下分流河道是分布最广的沉积砂体类型,是该区主力储集体。新场须二气藏虽然不同部位储层品质存在差异,但整体属于低孔低渗致密砂岩储层,孔隙度平均3.8%,渗透率普遍低于0.1 mD。岩性以浅灰色岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩夹黑色泥岩为主[10-13]。同时,储层中还不同程度发育裂缝,按成因分为两种类型:与断裂相关的构造缝多呈高角度,主要控制初产气量,与岩性相关的层理缝多呈低角度,主要影响稳产能力[6,11-13,16]。

新场地区须二气藏已提交探明储量1 250.44×108m3[4],然而储量动用率很低,仅5%。须二气藏原始水层主要分布于南北两侧构造低部位,开发过程中地层水沿裂缝发育带不均匀推进,导致气井不同程度产水。由于开发早期裂缝供气作用显著,气井初产通常较高,初产阶段的产能水平能够一定程度反映生产潜力大小。综合整体生产周期,将投产前三年确定为初产阶段,依据初产阶段的日均产气量高低,将日均产气量高于10×104m3/d的井定义为高产高效井,介于4×104～10×104m3/d的井定义为中产有效井,低于4×104m3/d的井定义为低产低效井。研究区高产高效井仅占10%,中产有效井占50%,低产低效井占40%,整体开发情况不理想。

2 产能主控因素

新场地区须二段气藏不同气井之间,生产动态及产能具有显著差异。由于气藏储层非均质性较强,不同位置气井受不同的地质因素主控产能。通过对不同产气井的典型特征进行总结,发现产气能力主要受构造裂缝和基质砂体岩性这两类地质因素影响。

2.1 构造裂缝

须二段早期主要表现为岩性-构造气藏,中后期经历整体致密化,晚期进一步受构造运动影响,同时叠加多期次的断裂,引发储层中产生一系列构造裂缝(呈高角度缝)[17]。构造裂缝类型多样,其主要受断裂控制,发育强度与距离断层远近有关;在一定程度上,构造裂缝也受褶皱控制,背斜部位由于应力拉张作用,相比向斜部位更容易发育裂缝。裂缝对致密低渗储层起到改善作用,裂缝带发育区可以保障一定范围内的储层流体流动,也是气井高产的关键。

地球物理Fault likelihood属性能够反映断裂裂缝发育趋势及强度[18-19]。新场地区西部的裂缝发育程度有限,中东部在断裂带附近的高裂缝密度区,气井开发效果较好,远离断裂带的低裂缝密度区,气井产能较低(图2)。这类由断裂引起的高角度构造缝对改善基质渗透率十分关键,如果构造缝欠发育,即便是储层基质物性较好,也难以获得稳定的经济产气量。例如X10-2井为一口打在构造缝欠发育但基质物性好区域的开发评价井,采取分层压裂合层开采,开发仅2个月,产气量便由6×104m3/d迅速降至1×104m3/d,稳产能力差。

图2 不同裂缝密度区气井产能分布Fig.2 Well production distribution at different fracture density areas

2.2 基质砂体岩性

新场地区须二段砂体在平面上连片展布,纵向上叠置发育,储层普遍含气,然而对储量及产量起主要贡献作用的是致密化背景下具有一定孔渗性的相对优质砂体(即“甜点”)。须二段储层有利岩石相分两类,一类是发育水平层理缝(呈低角度缝)的千层饼、平行层理中粗砂岩,主要发育在中亚段;另一类是不发育水平层理缝的块状层理、斜层理中砂岩,在上亚段居多[11-12]。

GR表示自然伽马;RD表示深侧向电阻率

3 气藏数值模拟

通过气藏数值模拟,能够在全面继承地质认识和地质模型的基础上,将静态储层物性与流体属性、生产动态相融合,形成动态数值模型,对气藏内部气水流动规律进行直观、定量表征刻画,进而揭示开发机理,明确剩余气储量分布情况,指导开发调整方案的制定。

3.1 数值模拟思路

对于新场地区须家河组裂缝性致密砂岩气藏,数值模拟的难点主要在于储层非均质性较强,由此导致模型网格数量庞大、计算速度慢、收敛性差,对整个新场地区统一模拟存在较大难度。因此,基于研究区产能主控因素认识,考虑各类储层参数和裂缝发育情况在平面及垂向上的差异,合理划分流动单元,形成一套更适合裂缝性致密砂岩气藏的数值模拟技术流程。

3.1.1 分井区根据构造起伏、断裂展布及开发动态合理划分井区边界,同一井区应处于一致的构造演化背景及断裂裂缝系统中。通过划分若干井区模拟来削减参与计算的网格数量,降低储层非均质性影响,提高模型运算效率。研究区划分成新2井区、联150井区、新场6井区,各自独立开展数值模拟(图4)。

图4 数值模型分区情况Fig.4 Well block division of numerical simulation model

3.1.2 分砂组

新场地区须二气藏不具有连续统一的气水界面,同一井区内垂向上各砂组的气水界面不一致,不同井区间同一套砂组的气水界面也不一致(表1)。可见砂组之间的连通性较差,因此在砂组分界处设置有效隔层,保证模型初始化平衡。

表1 不同井区各砂组的气水界面深度

3.1.3 分介质

考虑到断裂产生的构造缝在须二段储层中广泛发育,起到决定性气水导流作用,故构建双重介质模型,区分出裂缝系统和基质系统,裂缝系统用来表征断裂构造缝属性的空间分布[30],基质系统用来表征储层基质砂体的物性变化,通过窜流系数控制基质系统向裂缝系统供气的难易程度。须二段储层的裂缝系统孔渗数值在断裂带附近较高,裂缝孔隙度介于0.04%～0.15%,裂缝渗透率介于6～18 mD;基质系统孔渗数值受控于储层岩石类型,基质孔隙度下限3%,主要介于4%～5%,基质渗透率介于0.05～0.1 mD。

3.1.4 分岩性

根据砂岩粒度岩性分类,对基质系统做进一步分区,划分为粗砂岩区、中砂岩区、细砂岩区和泥岩区。由于泥岩区物性差,对产量贡献很小,设置其为无效网格以提高计算速度。基质系统不同岩性区的气水渗流特征存在差异,裂缝系统的气水流动能力更为显著,根据实验数据赋予不同形态的相渗曲线,来反映流体流动行为差异(图5)。

图5 气水相渗曲线Fig.5 Relative permeability curves of gas and water

3.2 生产历史拟合

基于“分井区、分砂组、分介质、分岩性”建立的初始化数值模型开展生产历史拟合,采用定气水总量的控制方式,拟合指标包括区域地层平均压力、产气量、产水量。拟合过程中,综合考虑储层发育特性及生产动态变化,在合理数值范围内对不确定性较强的地质参数开展调试,包括裂缝渗透率、相渗曲线、气水界面、水体能量、窜流系数、表皮系数等参数,以达到较好拟合效果。

对于强非均质裂缝性致密砂岩气藏,确保地层压力和产气量的拟合精度是数值模拟的关键,因为这两个指标分别代表了能量和物质基础,是气藏开发的必要前提条件。3个井区的模拟地层压力与试气解释地层压力变化趋势较一致,拟合良好;模拟产气量与实际观测数据拟合较好,结束时刻的累产气量和日产气量拟合误差控制在10%以内;模拟产水量相比实际观测数据有一定偏差,但产水变化趋势与实际相符,基本能够反映储层气水流动规律,具体如图6和表2所示。

表2 结束时刻拟合指标对比表

图6 分井区指标拟合情况Fig.6 History matching results of each well block

以上裂缝性致密砂岩气藏数值模拟技术流程,综合考虑了新场地区须二气藏具有裂缝-基质双重介质的储层非均质特征,通过分井区、分砂组、分介质、分岩性,精细划分出各类流动单元,保证了生产历史拟合结果满足一定精度要求,实现了更高效的气藏数值模拟,也对同类型油气藏的开发提供参考借鉴价值。

4 探索与讨论

4.1 剩余气分布规律

基于双重介质数值模型,可以分别得到基质系统和裂缝系统的剩余气分布规律和储量动用情况(图7),为选区布井提供指导。新场地区须二气藏经历了近20年的开发生产,剩余气分布规律呈现3个典型特征。

图7 须二气藏砂组剩余气分布Fig.7 Residual gas distribution of sand group of Xu 2 member

(1)基质砂岩提供了主要储气空间。新场地区砂体整体连片发育,在构造起伏的约束下,中部构造高部位普遍含气,边水主要分布在南北两翼构造低部位。同时,剩余气分布受基质砂体岩性控制。在新2井区X10-1H井和X301井连线以北区域、新场6井区XC6井一带,基质砂岩物性好,岩性以粗砂、中砂岩为主,剩余气丰度均超过5×108m3/km2,最高可达6.5×108m3/km2;在联150井区X202井和L150井连线以南区域、新场6井区F5断裂带周围,岩石类型多为中砂、细砂岩,剩余气丰度平均为2×108m3/km2。

(2)断裂裂缝中的剩余气量很小。由于断裂带周围的构造缝网发育密集,有限的剩余气主要集中在几条大断裂附近,分布形态多呈南北向长条状,与断层走向一致。丰度介于0.06×108～0.22×108m3/km2。

(3)井网控制程度对剩余气分布产生影响。新2井区F1断裂带上的井网控制程度较高,是新场地区的主力高产区域,当前基质砂岩和断裂裂缝均表现出低剩余气丰度特征;基质含气丰度由开发初期的2×108～3×108m3/km2降至0.9×108～1.6×108m3/km2;裂缝含气丰度初期主要介于0.1×108～0.3×108m3/km2,在开发过程中大断裂沟通了背斜南北两翼边水,导致区域严重水淹,剩余气丰度接近为0。除F1断裂带以外的其他位置,由于井控程度较低,剩余气分布规律主要受基质岩性分布和断裂裂缝发育的影响。

在剩余气分布规律的指导下,可以明确在远离边水的构造高部位、基质砂体连片展布、断裂裂缝发育程度高、剩余气丰度高于2×108m3/km2的位置是新场地区须二气藏的布井潜力区。

4.2 布井优化论证

新场地区须二气藏当前采出程度低,有进一步加密布井的需求。裂缝性致密气藏的加密布井要根据剩余气分布特征、裂缝发育程度(主要为断裂构造缝)、区域泄压范围等因素综合确定。

表3 布井方案描述

图8 F5断裂带开发现状Fig.8 Current development status of F5 fracture zone

如表4所示,在无新井干扰情况下,X601井单位地层压降产量为0.29×108m3/MPa;部署新井后,新老井同时消耗地层能量,X601井单位地层压降产量为0.12×108～0.15×108m3/MPa。在同一方位,随井距增大,X601井单位地层压降产量呈增大趋势变化,表明井距越大,X601井受新井干扰程度越小。相同井距条件下,北侧布井方案中的单位地层压降产量高于南侧布井方案,对老井X601井是如此,对新井亦是如此,这说明北侧储层的连通性相对较弱,在X601井北侧布井,会使得老井和新井的相互干扰程度更小。同时,北侧布井方案的新老井单位地层压降产量之和明显高于南侧布井方案,说明北侧部署新井更有利于地层能量的利用。此外,N1500方案中,新老井单位地层压降产量之和已经超过了无新井干扰情况下的X601井单位地层压降产量,表明地层能量利用率达到最高。综上优化论证,围绕X601井,合理的加密布井位置应选在该井北侧沿主断裂方向1 500 m以上的区域。

表4 不同布井方案的单位地层压降产量

5 结论

(1)新场地区须二气藏为裂缝性致密砂岩气藏,储量动用程度低,整体开发效果不理想,气井产能差异大,主要受到两类地质因素影响,即构造裂缝和基质砂体岩性。

(2)针对须二气藏具有裂缝-基质双重介质的储层非均质特征,通过分井区、分砂组、分介质、分岩性合理分割流动单元,形成一套更适合裂缝性致密砂岩气藏的数值模拟技术流程,保证了地层压力和产气量指标拟合误差小于10%,模拟效率和精度基本满足开发需求。

(3)须二气藏剩余气在构造高部位连片富集;基质砂体岩性差异引起了剩余气丰度差异;断裂裂缝中的剩余气量有限,分布形态与断裂带走向一致;井网控制程度也对剩余气分布产生影响。因此,在远离边水的构造高部位、基质砂体连片展布、断裂裂缝发育程度高、剩余气相对富集(丰度高于2×108m3/km2)的位置是布井潜力区,并进一步按照单井受干扰程度小且地层能量利用率高的原则,确定合理布井方位和开发井距。