焦廷奎 ，孫素芳 ，史嬋媛 ，王 曄

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

致密砂巖氣藏產(chǎn)能評價和井網(wǎng)井距研究

焦廷奎1，2，孫素芳1，2，史嬋媛1，2，王 曄1，2

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

米脂氣田上古發(fā)育多套含氣層，整體屬于致密儲層，在米脂氣田現(xiàn)有地質(zhì)認(rèn)識基礎(chǔ)上，重點(diǎn)對生產(chǎn)動態(tài)、氣井產(chǎn)能、井網(wǎng)井距開展初步論證，并與鄰近類似的神木氣田進(jìn)行對比研究，深化氣藏認(rèn)識。研究成果直接指導(dǎo)近年氣田產(chǎn)能建設(shè)，實(shí)施效果較好，為盡快大規(guī)模開發(fā)米脂氣田提供重要理論支撐。

致密氣藏；生產(chǎn)動態(tài)；大叢式井組；產(chǎn)能評價；井網(wǎng)井距

米脂氣田位于鄂爾多斯盆地東部，北接神木氣田，南鄰子洲氣田，探明地質(zhì)儲量近400×108m3，層位為下石盒子組盒8、盒7、盒6。米脂氣田勘探始于1985年，屬于典型的低孔、低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)氣田。2006年米脂氣田進(jìn)入產(chǎn)能建設(shè)實(shí)施階段，完鉆開發(fā)井17口。此后每年完鉆2～3口開發(fā)井，由于儲層致密、產(chǎn)能低，氣田未得到大規(guī)模開發(fā)[1-5]。

為了使致密砂巖氣藏得到有效開發(fā)，有必要加強(qiáng)對氣井動態(tài)、氣井產(chǎn)能、井網(wǎng)井距的深化研究，為氣田盡快開發(fā)及相關(guān)科研工作奠定基礎(chǔ)[6，7]。

1 氣田基本地質(zhì)特征

1.1 沉積特點(diǎn)

山2沉積期間，米脂氣田為三角洲平原～三角洲前緣亞相，存在支自北而南的辮狀河分流河道。單支分流河道間基本被泛濫平原所分隔，獨(dú)立分布；南部井區(qū)兩支分流河道交匯，形成相對較大面積的分流河道微相。復(fù)合疊置的河道在米脂氣田含氣面積內(nèi)分布相對局限，主要分布在米脂氣田中部河道交匯處。

下石盒子組在盆地東部主要為河流～三角洲相沉積，米脂氣田處于三角洲平原～三角洲前緣環(huán)境，盒8段砂體受分流河道亞相控制，主砂體呈南北向帶狀分布，東西寬4 km～10 km，南北長達(dá)100 km，復(fù)合砂體厚度一般15 m～30 m。單砂體主要為點(diǎn)砂壩及心灘砂，橫斷面呈底凸頂平的透鏡狀、板狀，二元結(jié)構(gòu)清楚，厚3 m～10 m。受網(wǎng)狀水系中沉降速率和沉積速率的影響，在河道交匯處，沉積物快速堆積造成砂體厚度局部明顯增厚。

盒7段為干旱氣候下的湖泊三角洲沉積，在魚1～鎮(zhèn)川5～榆5井一線的北東面以三角洲平原亞相為主，其西南面則主要發(fā)育三角洲前緣沉積。與該區(qū)盒8段相比，三角洲平原的分布范圍縮小，砂體變窄變薄。

盒6段三角洲平原分布范圍進(jìn)一步縮小，三角洲前緣規(guī)模擴(kuò)大，發(fā)育朵狀砂體。在麒2～麒參1、榆10～鎮(zhèn)川3、鎮(zhèn)川8～洲5井、鎮(zhèn)川11～鋪2井等區(qū)帶最為發(fā)育，復(fù)合砂體寬4 km～8 km，厚度5 m～15 m。

1.2 砂體展布

太原儲層北部連片發(fā)育，相對南部更發(fā)育；山2段砂體發(fā)育南北向及北西-南東向，有效砂體局部發(fā)育；盒8段砂體整體厚度較大（5 m～30 m），有效砂體發(fā)育，但平面非均質(zhì)性強(qiáng)。

1.3 儲層物性特征

山2砂巖主要巖石類型為石英砂巖及巖屑石英砂巖，巖性明顯不如相鄰的子洲氣田，孔隙度主要分布在2%～8%，滲透率主要分布在0.01 mD～0.5 mD。盒8砂巖主要巖石類型為巖屑石英砂巖及巖屑砂巖，孔隙度主要分布在4%～6%，滲透率主要分布在0.01 mD～0.4 mD，表現(xiàn)出低孔、低滲特征。

2 氣田生產(chǎn)動態(tài)

米脂氣田2007年8月投產(chǎn)，截至目前投產(chǎn)氣井16口，投產(chǎn)井主要是2006年完鉆開發(fā)井，生產(chǎn)過程中大部分井為間歇生產(chǎn)，目前平均套壓9.0 MPa，單井產(chǎn)量在0.5×104m3/d左右，氣田累計產(chǎn)氣1.6×108m3。

2.1 試氣

采用一點(diǎn)法試氣求產(chǎn)。完試井68口，試氣無阻流量在 0.22×104m3/d～23.84×104m3/d，平均無阻流量 4.63×104m3/d，最高23.84×104m3/d。其中10口針對太原試氣，平均無阻流量2.46×104m3/d。26口針對山2試氣，平均無阻流量3.25×104m3/d。25口針對盒8試氣，平均無阻流量2.66×104m3/d。顯示出多層含氣特征（見圖1）。

圖1 試氣結(jié)果統(tǒng)計圖

參考神木東側(cè)氣井分類評價標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合米脂氣田的儲層物性和氣井生產(chǎn)動態(tài)，對米脂氣田氣井分類。68口試氣井Ⅰ+Ⅱ類井比例69%（見表1）。

表1 分類標(biāo)準(zhǔn)及分類結(jié)果

試氣結(jié)果表明米脂氣田整體產(chǎn)能較低，但個別井產(chǎn)能較好。同時區(qū)域試氣效果差異大，也表明米脂氣田儲層物性平面分布非均質(zhì)性強(qiáng)。

2.2 試采

本區(qū)域進(jìn)行過1口井試采。米X1井層位為太原、盒8、盒7，合試無阻流量8.2×104m3/d。2015年10月開始單點(diǎn)法試采，原始地層壓力24.7 MPa，開井前套壓20.88 MPa，以 2.0×104m3/d 連續(xù)生產(chǎn) 46 d，試采期間累產(chǎn)氣 91.6×104m3，累產(chǎn)水 53.7 m3，水氣比 0.58 m3/104m3。預(yù)計該井合理配產(chǎn)初步1.0×104m3/d（見圖2）。

該井壓恢測試45 d，測試過程中壓力從9.0 MPa恢復(fù)至19.1 MPa，壓力恢復(fù)程度78%，由于急于投產(chǎn)、時間較緊原因結(jié)束壓恢階段，測試后期平均壓力恢復(fù)速率為0.031 2 MPa/d，壓力恢復(fù)沒有達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。試井模型采用平行邊界均值模型，結(jié)果顯示該井位于狹長的河道中，河道寬度約為90 m，導(dǎo)致該井控制儲量低，穩(wěn)產(chǎn)能力差；該井對應(yīng)儲層物性差，解釋滲透率為0.011 6 mD，為超低滲透氣藏，表明均屬特低滲氣藏，需要經(jīng)過壓裂或酸化等措施才能獲得工業(yè)氣流。

圖2 米X1井試采曲線

2.3 動儲量評價

針對米脂氣田已投產(chǎn)井生產(chǎn)情況，主要采用壓降法、產(chǎn)量不穩(wěn)定法，對米脂氣田的生產(chǎn)井進(jìn)行動儲量計算，結(jié)果 0.05×108m3～0.83×108m3，單井平均動儲量0.31×108m3（見圖3）。

圖3 生產(chǎn)井動儲量柱狀圖

2.4 氣井合理產(chǎn)量評價

氣井配產(chǎn)水平直接反映了氣井的生產(chǎn)能力和開發(fā)潛力。這里主要采用經(jīng)驗(yàn)法、采氣指示曲線法、類比法等方法論證氣井合理產(chǎn)量。

2.4.1 經(jīng)驗(yàn)法 借鑒蘇里格致密氣藏單井配產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)。其中qAOF≥5×104m3/d的井，可以按試氣無阻流量的1/5～1/4 配產(chǎn)；2×104m3/d≤qAOF＜5×104m3/d 的井，可以按試氣無阻流量的 1/4～1/3 配產(chǎn)；qAOF＜2×104m3/d 的井，可以按試氣無阻流量的1/3～1/2配產(chǎn)。根據(jù)此方法確定氣井合理配產(chǎn)為 0.92×104m3/d（見表 2）。

表2 氣井經(jīng)驗(yàn)法配產(chǎn)表

2.4.2 采氣指示曲線法 根據(jù)地層靜壓、試氣穩(wěn)定流壓、產(chǎn)量及無阻流量，確定二項式產(chǎn)能方程系數(shù)A、B的值；然后依據(jù)產(chǎn)能方程，可以計算不同壓差下的產(chǎn)量，繪制采氣指示曲線，確定合理產(chǎn)量。根據(jù)此方法確定米X1井合理配產(chǎn)為1.0×104m3/d（見圖4）。

圖4 壓差與產(chǎn)量關(guān)系曲線

2.4.3 類比法 選擇儲層特征相近的神木氣田進(jìn)行類比。通過物性參數(shù)、試氣成果等參數(shù)對比，本區(qū)塊差于神木氣田。根據(jù)此方法確定氣井合理配產(chǎn)為0.9×104m3/d（見表3）。

綜合以上3種方法的研究結(jié)果，確定米脂氣田單井合理初始配產(chǎn)為0.9×104m3/d。

3 井網(wǎng)井排距確定

3.1 井網(wǎng)

沿砂體展布方向，在砂體發(fā)育中心采用非均勻布井，砂體兩側(cè)適當(dāng)布井。應(yīng)優(yōu)選儲層發(fā)育好、產(chǎn)能盡可能大、各氣層盡量重疊的部位，便于開采后期的層間調(diào)整。本區(qū)域砂體展布特征表明，有效砂體呈透鏡狀、條帶狀展布，以孤立式和多邊多層式為主，總體具有“縱向發(fā)育多層、平面復(fù)合連片”特征。根據(jù)砂體規(guī)模及走向，優(yōu)選南北向排距大于東西向井距四邊形井網(wǎng)形態(tài)。

3.2 井距

井距問題是低滲氣田開發(fā)中的關(guān)鍵。對于低滲、低豐度的大面積氣層，采用大井距開采，所需井?dāng)?shù)少，投入少。但井?dāng)?shù)少，不利于形成較大的產(chǎn)能規(guī)模；同時，大井距導(dǎo)致單井控制可采儲量過多，在氣井經(jīng)濟(jì)壽命期內(nèi)難以基本采出，使采收率降低。因此，合理的井距應(yīng)兼顧經(jīng)濟(jì)效益和開發(fā)效果。本文主要采用經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法、類比法開展井網(wǎng)井距研究。

3.2.1 經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法 一口井的總收入為累計采氣量與天然氣價格的乘積，而一口井從鉆井到廢棄時支出的總費(fèi)用包括：鉆井、場站建設(shè)、支氣管線、儲層改造、采氣成本等幾方面。對于一口井來說，其鉆井費(fèi)用、平均每口井的油建費(fèi)用與平均年采氣操作費(fèi)用之和，至少應(yīng)大于或等于每年的天然氣的銷售額，這就必須有足夠的儲量，即單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲量，將它作為一個選擇合理井距的重要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

其中：Gp－氣井極限累計采氣量，104m3；Gmin－氣井最小控制儲量，104m3；f－天然氣商品率；P-天然氣價格，元/千立方米；L-單位成本與費(fèi)用，元/千立方米；L1-各種稅金，元/千立方米；I-單井投資總計，萬元；R-采收率，%。

根據(jù)上述經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，經(jīng)計算可得單井經(jīng)濟(jì)極限累計采氣量為1 289×104m3，采收率取值50%，則氣井最小控制儲量 2 578×104m3，儲量豐度 0.75×108m3/km2，可知該氣田單井經(jīng)濟(jì)極限井距587.3 m。

3.2.2 類比法 經(jīng)過研究，米脂與相鄰的神木氣田東側(cè)具有相似的沉積背景及儲層特征。

南部的子洲氣田山2為優(yōu)勢儲層，連續(xù)性較好。適合直井、水平井開發(fā)；米脂與神木氣田東側(cè)氣藏發(fā)育規(guī)模類似，較子洲氣田本部小，連通性較差，適合叢式井組開發(fā)。通過氣田砂體規(guī)模對比（見表4），同時借鑒神木氣田東側(cè)模式，米脂氣田以叢式大井組多層系開發(fā)，井排距為800 m×1 000 m。

根據(jù)神木氣田（多層系含氣）低成本開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，同時考慮米脂氣田復(fù)雜的地貌特征，推薦實(shí)施5～6井組。

4 實(shí)施效果

研究成果能夠指導(dǎo)現(xiàn)場生產(chǎn)支撐。近年來，在米脂氣田鎮(zhèn)川地區(qū)實(shí)施叢式大井組開發(fā)，先后完鉆3個井組13口開發(fā)井，儲層鉆遇及試氣效果好，其中米X1井多層段（盒 6、盒8、山2、太原、本溪）試氣獲得 40.8×104m3/d無阻流量（見圖5、圖6）。

表3 氣田參數(shù)對比表

表4 氣田砂體規(guī)模對比表

圖5 鎮(zhèn)川區(qū)塊開發(fā)井鉆遇儲層參數(shù)

圖6 鎮(zhèn)川地區(qū)與米1井區(qū)開發(fā)井試氣對比圖

下一步建產(chǎn)區(qū)可以考慮在鎮(zhèn)川區(qū)塊和北部雙118區(qū)塊。兩區(qū)域的砂體厚度、孔滲條件均較好。鎮(zhèn)川區(qū)塊已完鉆開發(fā)井13口，鉆遇砂體和試氣效果較好，建議擴(kuò)大產(chǎn)建規(guī)模；其次是北部雙118區(qū)塊，已完鉆探井試氣顯示本溪層產(chǎn)量高，為本溪層局部發(fā)育甜點(diǎn)區(qū)，可先部署評價井，待實(shí)施效果決定下一步開發(fā)方向。

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TE332

A

1673-5285（2017）11-0087-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.021

2017-10-17

焦廷奎，男（1981-），重慶忠縣人，工程師，從事油氣田開發(fā)工作，郵箱：jtk_cq@petrochina.com.cn。