致密气藏剩余储量挖潜方法研究

摘 要：DND气田为致密砂岩气藏，早期以直井多层合采生产产能较低，开展水平井规模化生产后产能大幅度提升，目前已进入生产开发后期，部署加密调整井维持稳产。DND气田发育多套生产层系，层间非均质性强，同时储量分布受沉积环境和储层物性控制较明显，剩余储量挖潜存在较大难度。本文以DND气田D12区为例，旨在形成一套适合的剩余储量挖潜方法，首先通过分析单井的生产动态特征及单井生产问题，分析单井低产原因并寻找生产有利区域；利用气藏动态分析手段，针对不同的井型，选取适合的方式计算单井泄气面积、可采储量和动态储量；利用单井泄气面积，基于对不同井型泄气范围形态的假设，计算出单井泄气半径，绘制成图寻找井间剩余储量富集区域，为后期加密井井位部署提供依据。

关键词：致密砂岩气藏；动态储量；动态分析；泄气半径；剩余储量；井位部署

1.前言

DND气田储层以岩屑砂岩、石英砂岩为主，平均渗透率约0.47mD，平均孔隙度约为7.45%，平均喉道半径为0.23至0.45μm，属于典型的低孔低渗储层。DND气田拥有一套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辫状河沉积层序，沉积环境及条件控制砂体分布状况及内部结构特征，层间非均质性强，导致该气田的勘探、开发存在较大的难度。

DND气田D12区自投入开发以来，先后经历了四个开发阶段。2003年到2012年为直井先导实验阶段和低产气层直井多层合采阶段，产能较低，月产气量低于2000万方。2012年后实施单一低产气层水平井整体开发，产能大幅提升，月产气量最高达10000万方。2018年至今为水平井调整、加密阶段，产量稳中有升，月产气量大于6000万方。随着开发的不断进行，井网逐渐完善，为保持气田整体产量的平稳，亟需一套较为完整的剩余储量挖潜方法，为后期部署加密井提供依据。

2.气井生产动态特征

DND气田D12井区目前生产井数为389口，其中直井134口，水平井255口。D12井区纵向上发育7套致密砂岩储层，其中H1、S2、T2为主力层系，3个层系水平井井数在总井数中占比为63.5%。直井中多层合采井有120口，井数在总井数中占比为30.8%。

以初期产量和无阻流量为评价标准，在大量单井数据统计分析的过程中，形成了直井和水平井产能分类标准（表1、2）。

（1）直井生产动态分析

为便于分析层系对生产动态的影响，按照H1、S2、T2三个主力层与其他非主力层的不同组合将直井划分为8种组合类型。在3个主力层+非主力层类型中，H1+非主力层对应高产井比例最高，为38.5%。其余几种组合类型中，其他类型对应的高产井比例最高，为41.7%。其中S2+非主力层、H1+S2+非主力层两种类型对应的井数占直井总数约60%，从高产井数量上看，S2作为主力层对直井产量的贡献最大（图1），下面以S2段为例，分析气井低产的原因。

将生产S2段的所有直井按产能分类后投点在D12井区S2段有效厚度图上。宏观上，S2段为三角洲前缘的沉积模式，西部滩坝发育，储层有效厚度大于东部，中产井及高产井主要分布在西南部滩坝中心和周围；东部河道发育，储层有效厚度较薄，低产井主要分布东部河道附近，即储层有效厚度影响气井产能。

低产原因分析：

①储层有效厚度薄

位于滩坝中心的D12及D12-8井为中产井，储层有效厚度较厚，均在20m左右，位于滩坝之间的D12-P1、D12-4、D12-9为低产井，储层厚度相对较薄，其中有2口井储层有效厚度低于10m（图2）。5口井的含气饱和度均在45%以上，即在储层含气饱和度差距不大的情况下，储层有效厚度越大，对应的气井产能越高。

②储层含气饱和度低

D12-70、D12-81、D31均位于滩坝中心区域，储层有效厚度较厚（图3）。其中D31井为低产井，该井有效厚度高达34.6m，约为邻井的2至5倍，但含气饱和度为21.19%，约为邻井的1/3。即使储层厚度较大的区域，由于含气饱和度较低，也会造成气井低产。

（2）水平井生产动态分析

H1、S2、T2三个主力层系的水平井井数分别为88口、69口和84口，占水平井总井数的94.5%。其中T2段在所有层系中高产井比例最高，为54.8%（图4），钻遇高产井的可能性最大，是后期部署加密井的有利层位。因此下面以T2段为例，分析气井低产原因。

将生产层段为T2的水平井按产能进行分类后，在D12井区T2段有效厚度图上进行显示。宏观上，T2段为障壁砂坝的沉积模式，高产井及中产井主要分布在砂坝主体部位，储层有效厚度较大；低产井主要分布在砂坝边缘地带的迎水面和背水面，储层有效厚度相对较薄。

低产原因分析：

①储层含气性

DPT-15及DPT-33为低产水平井。两井位于砂坝南部储层厚度较大的区域，但两井平均全烃仅10%左右，其中DPT-15井气测显示砂岩占比仅36.4%，而邻井均在75%以上（表3）。D12区T2段含气饱和度显示（图5），DPT-33及DPT-15位于含气饱和度相对较低的区域。因此含气性是导致DPT-15及DPT-33井低产的原因。

②储层压裂规模小

DPT-16为低产水平井，该井位于砂坝主体的储层厚度较厚区域，DP16、DPT-2及DPT-120储层厚度均在20m以上，含气饱和度均大于40%，除DP16井外，其余均为高产井。对比3口井的压裂参数，DP16井压裂段数较小，段间距为280m，而邻井段间距在100m左右，DP16井压裂液量及总砂量约为邻井的1/3，因此认为DP16井压裂规模较小，储层未充分动用（图6，表4）。

3.气井动态储量计算

对于致密气藏而言，判断气井生产是否从不稳定流阶段过渡到拟稳态流阶段，反应了气井预测的是否是最大动态储量，这关乎着泄气半径计算的精度。研究发现，将生产数据加以处理后投放在典型图版上[1、2、3]，当单井生产波及范围达到控制边界时会进入拟稳态流阶段，此时在典型图版上的散点整体斜率的趋势会发生改变，通过识别斜率变化的拐点，可以识别出单井生产是否进入边界流。

将单井地质参数、压裂施工参数、井筒参数以及生产数据等导入油气藏动态分析软件中，建立单井生产模型。考虑到不同分析方法对井型的适用性，直井采用Blasingame方法[2]判断是否达到边界流（图7）；水平井采用Fetkovich方法[1]判断是否达到边界流（图8）。

对于进入边界流的气井，采用FMB（Flowing Material Balance）流动物质平衡方法[4]建立井底流压-地层压力-累计产量的关系曲线，通过对关系曲线斜率的拟合，计算出单井泄气面积、可采储量和动态储量（图9）。假设直井泄气范围为圆形，水平井泄气范围为矩形加两个半圆的“胶囊形”，利用泄气面积和水平段长进一步计算出泄气半径。

从计算结果来看（表5、表6），水平井的泄气面积在20ha至113ha之间，直井的泄气面积在6ha至54ha之间，即水平井的泄气面积整体上大于直井泄气面积，在生产上水平井更占优势。单井泄气半径的计算结果与动态储量和储层参数（如储层厚度、储层物性等）有关，直井及水平井的泄气半径均在100m至400m不等。

4.加密、调整井位部署的应用

对直井及水平井生产动态和动态储量研究发现水平井更具有生产开发优势，D12区水平井在T2段障壁砂坝的主体位置上钻遇高产井比例最高，是加密、调整井部署的优势区域。因此本节以T2段水平井为例，寻找加密、调整井优势部署区域。

以泄气直径和水平段长为依据，在D12区T2段有效厚度图上绘制出单井泄气范围（图10）。其中DPT-4和DPT-46之间井距为1032m，两井泄气半径分别为193m和176m，泄气范围之外的井距为750m，大于两井泄气半径之和的2倍，两井之间具有部署加密井的条件。

从井控方面看（图11），井控范围内有DPT-4和DPT-46两口水平井以及D10-12一口直井，井控范围3.29km2，井组控制储量4.21×108m3，井组动态储量1.6×108m3，剩余未动用储量2.61×108m3，具有井网加密的潜力。从邻井生产情况看（表7），DPT-4及DPT-46两口水平井的生产初期油套压均大于15MPa，地层能量充足，已生产9年以上，目前油压在1.3MPa左右，套压大于2.5MPa，仍具有一定的生产能力，目前累产气量均超过4000万方，若部署加密井会有较好的生产开发潜力。

综上所述，从井距与泄气范围、井控储量与剩余未动用储量、邻井生产情况上均表明DPT-4及DPT-46井间具有部署加密井的潜力。

5.结论

（1）不同的沉积环境及条件影响着砂体的分布和内部结构。研究发现储层厚度、储层含气性以及压裂规模等都影响着气井产能。

（2）考虑到不同方法的适用性，直井利用Blasingame方法、水平井用Fetkovich判断是否达到边界流。对于到达边界流的井，利用流动物质平衡法（FMB）计算动态储量及泄气面积，进一步计算出泄气半径。

（3）利用计算出的气井泄气半径，将气井泄气范围在有效厚度图上绘出，通过井距与泄气范围、井控储量与剩余未动用储量、邻井生产情况三个方面论证了部署加密井的可行性。

参考文献：

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[2] Doublet L E ， Pande P K ， Mccollum T J ，et al.Decline Curve Analysis Using Type Curves--Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time： Application to Field Cases[J].Society of Petroleum Engineers[2024-07-06].DOI：10.2118/28688-MS.

[3] Agarwal R G ， Gardner D C ， Kleinsteiber S W ，et al.Analyzing Well Production Data Using Combined-Type-Curve and Decline-Curve Analysis Concepts[J].Spe Reservoir Evaluation & Engineering， 1998， 2（05）：478-486.DOI：10.2118/57916-PA.

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