吳雙, 商曉飛, 李蒙, 趙華偉, 廉培慶, 段太忠

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083)

依據(jù)中國天然氣藏分類標準,致密砂巖氣通常指砂巖儲層滲透率低于0.1 mD(不包含裂縫),無自然產(chǎn)能,用常規(guī)手段無法實現(xiàn)工業(yè)性開采的天然氣資源[1]。近年來,中國致密砂巖氣勘探開發(fā)成果豐碩,致密氣資源技術(shù)可采量為12×1012～15×1012m3,致密氣產(chǎn)量占到全國天然氣總產(chǎn)量的1/4[2-3]。四川盆地川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組蘊藏豐富的致密砂巖氣資源,其中川西坳陷中段新場構(gòu)造帶須家河組二段氣藏的探明儲量已超千億立方米,早期試采數(shù)據(jù)顯示無阻流量最高可到151×104m3/d,彰顯出一定開發(fā)潛力[4-5]。劉忠群等[6]研究表明,須家河組二段氣藏低孔低滲的儲層物性導(dǎo)致其儲量動用困難,而斷裂帶的發(fā)育可顯著改善儲層物性,與斷裂伴生的規(guī)模性構(gòu)造縫是氣井高產(chǎn)的關(guān)鍵。李王鵬等[7]研究表明,新場須二段氣藏對產(chǎn)能起貢獻作用的有效裂縫為傾角大于30°的構(gòu)造裂縫,屬于喜馬拉雅期形成的晚期裂縫,具有較好的開啟度。張世華等[8]研究表明,受中期致密化及晚期構(gòu)造運動影響,早期形成的水區(qū)或致密化抬升或沿斷裂流動調(diào)整,導(dǎo)致須家河組二段氣水分布格局變得更加復(fù)雜,無統(tǒng)一的氣水界面,不同部位氣井的產(chǎn)水特征差異較大。隨認識深入,儲層基質(zhì)品質(zhì)對開發(fā)的重要性日趨突顯。蔡希源[9]研究表明,深層致密砂巖儲層中發(fā)育的“有效儲滲體”是天然氣富集、高產(chǎn)的關(guān)鍵。“有效儲滲體”的發(fā)育受構(gòu)造、沉積相和成巖相3種因素控制。Yang等[10]研究表明,須二段儲層品質(zhì)受沉積微相和韌性巖屑含量影響,水下分流河道沉積微相的儲層物性較好,河口壩微相的儲層物性較差。劉君龍等[11-12]研究表明,新場須二段有利巖石相分布規(guī)律受沉積砂體控制,沉積作用決定了砂體空間展布,是有利巖石相形成的物質(zhì)基礎(chǔ);后生成巖流體對有利巖石相的形成起到了差異性改造的作用,在此基礎(chǔ)上建立了新場須二段氣藏的甜點模式和識別標準。Huang等[13]研究表明,新場須二段儲層的主要孔隙類型為殘余粒間孔和粒內(nèi)溶孔,有效儲層表現(xiàn)為基質(zhì)孔隙度大于3%,滲透率大于0.03 mD。劉正中等[14]研究表明,裂縫性致密砂巖氣藏內(nèi)存在由孔隙到裂縫、裂縫到裂縫的多級滲流,基質(zhì)與基質(zhì)、基質(zhì)與裂縫間的啟動壓力大幅度影響開發(fā)效果。對致密砂巖氣藏開發(fā)應(yīng)適當增大生產(chǎn)壓差,減小井距。曹茜等[15]研究表明,裂縫性致密砂巖氣藏的滲透率隨環(huán)境壓力的改變而發(fā)生動態(tài)變化,建議氣田在衰竭式開采過程中,可以通過早期注水等方式維持內(nèi)壓在較高水平,控制有效應(yīng)力的增加速度,以獲得較大氣體滲透率,保持氣井高產(chǎn)。

雖然各專業(yè)領(lǐng)域?qū)W者針對須家河組裂縫性致密砂巖氣藏的開發(fā)地質(zhì)特征及動態(tài)滲流規(guī)律開展了諸多研究,但對地質(zhì)模式制約下的剩余氣分布規(guī)律鮮有刻畫揭示,理論認識與開發(fā)規(guī)律之間存在脫節(jié),開發(fā)方案制定缺乏充分依據(jù)。為此,在剖析須家河組氣藏產(chǎn)能主控因素的基礎(chǔ)上,現(xiàn)形成一套適于裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術(shù)流程,實現(xiàn)剩余氣分布預(yù)測及定量描述,揭示剩余氣分布規(guī)律,查明布井潛力區(qū)篩選的必要地質(zhì)條件,進而論證布井優(yōu)化原則,研究認識可直接用于開發(fā)決策。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic position of the study area

新場地區(qū)須二段地層主體為三角洲前緣沉積,水下分流河道是分布最廣的沉積砂體類型,是該區(qū)主力儲集體。新場須二氣藏雖然不同部位儲層品質(zhì)存在差異,但整體屬于低孔低滲致密砂巖儲層,孔隙度平均3.8%,滲透率普遍低于0.1 mD。巖性以淺灰色巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖夾黑色泥巖為主[10-13]。同時,儲層中還不同程度發(fā)育裂縫,按成因分為兩種類型:與斷裂相關(guān)的構(gòu)造縫多呈高角度,主要控制初產(chǎn)氣量,與巖性相關(guān)的層理縫多呈低角度,主要影響穩(wěn)產(chǎn)能力[6,11-13,16]。

新場地區(qū)須二氣藏已提交探明儲量1 250.44×108m3[4],然而儲量動用率很低,僅5%。須二氣藏原始水層主要分布于南北兩側(cè)構(gòu)造低部位,開發(fā)過程中地層水沿裂縫發(fā)育帶不均勻推進,導(dǎo)致氣井不同程度產(chǎn)水。由于開發(fā)早期裂縫供氣作用顯著,氣井初產(chǎn)通常較高,初產(chǎn)階段的產(chǎn)能水平能夠一定程度反映生產(chǎn)潛力大小。綜合整體生產(chǎn)周期,將投產(chǎn)前三年確定為初產(chǎn)階段,依據(jù)初產(chǎn)階段的日均產(chǎn)氣量高低,將日均產(chǎn)氣量高于10×104m3/d的井定義為高產(chǎn)高效井,介于4×104～10×104m3/d的井定義為中產(chǎn)有效井,低于4×104m3/d的井定義為低產(chǎn)低效井。研究區(qū)高產(chǎn)高效井僅占10%,中產(chǎn)有效井占50%,低產(chǎn)低效井占40%,整體開發(fā)情況不理想。

2 產(chǎn)能主控因素

新場地區(qū)須二段氣藏不同氣井之間,生產(chǎn)動態(tài)及產(chǎn)能具有顯著差異。由于氣藏儲層非均質(zhì)性較強,不同位置氣井受不同的地質(zhì)因素主控產(chǎn)能。通過對不同產(chǎn)氣井的典型特征進行總結(jié),發(fā)現(xiàn)產(chǎn)氣能力主要受構(gòu)造裂縫和基質(zhì)砂體巖性這兩類地質(zhì)因素影響。

2.1 構(gòu)造裂縫

須二段早期主要表現(xiàn)為巖性-構(gòu)造氣藏,中后期經(jīng)歷整體致密化,晚期進一步受構(gòu)造運動影響,同時疊加多期次的斷裂,引發(fā)儲層中產(chǎn)生一系列構(gòu)造裂縫(呈高角度縫)[17]。構(gòu)造裂縫類型多樣,其主要受斷裂控制,發(fā)育強度與距離斷層遠近有關(guān);在一定程度上,構(gòu)造裂縫也受褶皺控制,背斜部位由于應(yīng)力拉張作用,相比向斜部位更容易發(fā)育裂縫。裂縫對致密低滲儲層起到改善作用,裂縫帶發(fā)育區(qū)可以保障一定范圍內(nèi)的儲層流體流動,也是氣井高產(chǎn)的關(guān)鍵。

地球物理Fault likelihood屬性能夠反映斷裂裂縫發(fā)育趨勢及強度[18-19]。新場地區(qū)西部的裂縫發(fā)育程度有限,中東部在斷裂帶附近的高裂縫密度區(qū),氣井開發(fā)效果較好,遠離斷裂帶的低裂縫密度區(qū),氣井產(chǎn)能較低(圖2)。這類由斷裂引起的高角度構(gòu)造縫對改善基質(zhì)滲透率十分關(guān)鍵,如果構(gòu)造縫欠發(fā)育,即便是儲層基質(zhì)物性較好,也難以獲得穩(wěn)定的經(jīng)濟產(chǎn)氣量。例如X10-2井為一口打在構(gòu)造縫欠發(fā)育但基質(zhì)物性好區(qū)域的開發(fā)評價井,采取分層壓裂合層開采,開發(fā)僅2個月,產(chǎn)氣量便由6×104m3/d迅速降至1×104m3/d,穩(wěn)產(chǎn)能力差。

圖2 不同裂縫密度區(qū)氣井產(chǎn)能分布Fig.2 Well production distribution at different fracture density areas

2.2 基質(zhì)砂體巖性

新場地區(qū)須二段砂體在平面上連片展布,縱向上疊置發(fā)育,儲層普遍含氣,然而對儲量及產(chǎn)量起主要貢獻作用的是致密化背景下具有一定孔滲性的相對優(yōu)質(zhì)砂體(即“甜點”)。須二段儲層有利巖石相分兩類,一類是發(fā)育水平層理縫(呈低角度縫)的千層餅、平行層理中粗砂巖,主要發(fā)育在中亞段;另一類是不發(fā)育水平層理縫的塊狀層理、斜層理中砂巖,在上亞段居多[11-12]。

GR表示自然伽馬;RD表示深側(cè)向電阻率

3 氣藏數(shù)值模擬

通過氣藏數(shù)值模擬,能夠在全面繼承地質(zhì)認識和地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上,將靜態(tài)儲層物性與流體屬性、生產(chǎn)動態(tài)相融合,形成動態(tài)數(shù)值模型,對氣藏內(nèi)部氣水流動規(guī)律進行直觀、定量表征刻畫,進而揭示開發(fā)機理,明確剩余氣儲量分布情況,指導(dǎo)開發(fā)調(diào)整方案的制定。

3.1 數(shù)值模擬思路

對于新場地區(qū)須家河組裂縫性致密砂巖氣藏,數(shù)值模擬的難點主要在于儲層非均質(zhì)性較強,由此導(dǎo)致模型網(wǎng)格數(shù)量龐大、計算速度慢、收斂性差,對整個新場地區(qū)統(tǒng)一模擬存在較大難度。因此,基于研究區(qū)產(chǎn)能主控因素認識,考慮各類儲層參數(shù)和裂縫發(fā)育情況在平面及垂向上的差異,合理劃分流動單元,形成一套更適合裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術(shù)流程。

3.1.1 分井區(qū)根據(jù)構(gòu)造起伏、斷裂展布及開發(fā)動態(tài)合理劃分井區(qū)邊界,同一井區(qū)應(yīng)處于一致的構(gòu)造演化背景及斷裂裂縫系統(tǒng)中。通過劃分若干井區(qū)模擬來削減參與計算的網(wǎng)格數(shù)量,降低儲層非均質(zhì)性影響,提高模型運算效率。研究區(qū)劃分成新2井區(qū)、聯(lián)150井區(qū)、新場6井區(qū),各自獨立開展數(shù)值模擬(圖4)。

圖4 數(shù)值模型分區(qū)情況Fig.4 Well block division of numerical simulation model

3.1.2 分砂組

新場地區(qū)須二氣藏不具有連續(xù)統(tǒng)一的氣水界面,同一井區(qū)內(nèi)垂向上各砂組的氣水界面不一致,不同井區(qū)間同一套砂組的氣水界面也不一致(表1)?？梢娚敖M之間的連通性較差,因此在砂組分界處設(shè)置有效隔層,保證模型初始化平衡。

表1 不同井區(qū)各砂組的氣水界面深度

3.1.3 分介質(zhì)

考慮到斷裂產(chǎn)生的構(gòu)造縫在須二段儲層中廣泛發(fā)育,起到?jīng)Q定性氣水導(dǎo)流作用,故構(gòu)建雙重介質(zhì)模型,區(qū)分出裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng),裂縫系統(tǒng)用來表征斷裂構(gòu)造縫屬性的空間分布[30],基質(zhì)系統(tǒng)用來表征儲層基質(zhì)砂體的物性變化,通過竄流系數(shù)控制基質(zhì)系統(tǒng)向裂縫系統(tǒng)供氣的難易程度。須二段儲層的裂縫系統(tǒng)孔滲數(shù)值在斷裂帶附近較高,裂縫孔隙度介于0.04%～0.15%,裂縫滲透率介于6～18 mD;基質(zhì)系統(tǒng)孔滲數(shù)值受控于儲層巖石類型,基質(zhì)孔隙度下限3%,主要介于4%～5%,基質(zhì)滲透率介于0.05～0.1 mD。

3.1.4 分巖性

根據(jù)砂巖粒度巖性分類,對基質(zhì)系統(tǒng)做進一步分區(qū),劃分為粗砂巖區(qū)、中砂巖區(qū)、細砂巖區(qū)和泥巖區(qū)。由于泥巖區(qū)物性差,對產(chǎn)量貢獻很小,設(shè)置其為無效網(wǎng)格以提高計算速度?；|(zhì)系統(tǒng)不同巖性區(qū)的氣水滲流特征存在差異,裂縫系統(tǒng)的氣水流動能力更為顯著,根據(jù)實驗數(shù)據(jù)賦予不同形態(tài)的相滲曲線,來反映流體流動行為差異(圖5)。

圖5 氣水相滲曲線Fig.5 Relative permeability curves of gas and water

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

基于“分井區(qū)、分砂組、分介質(zhì)、分巖性”建立的初始化數(shù)值模型開展生產(chǎn)歷史擬合,采用定氣水總量的控制方式,擬合指標包括區(qū)域地層平均壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量。擬合過程中,綜合考慮儲層發(fā)育特性及生產(chǎn)動態(tài)變化,在合理數(shù)值范圍內(nèi)對不確定性較強的地質(zhì)參數(shù)開展調(diào)試,包括裂縫滲透率、相滲曲線、氣水界面、水體能量、竄流系數(shù)、表皮系數(shù)等參數(shù),以達到較好擬合效果。

對于強非均質(zhì)裂縫性致密砂巖氣藏,確保地層壓力和產(chǎn)氣量的擬合精度是數(shù)值模擬的關(guān)鍵,因為這兩個指標分別代表了能量和物質(zhì)基礎(chǔ),是氣藏開發(fā)的必要前提條件。3個井區(qū)的模擬地層壓力與試氣解釋地層壓力變化趨勢較一致,擬合良好;模擬產(chǎn)氣量與實際觀測數(shù)據(jù)擬合較好,結(jié)束時刻的累產(chǎn)氣量和日產(chǎn)氣量擬合誤差控制在10%以內(nèi);模擬產(chǎn)水量相比實際觀測數(shù)據(jù)有一定偏差,但產(chǎn)水變化趨勢與實際相符,基本能夠反映儲層氣水流動規(guī)律,具體如圖6和表2所示。

表2 結(jié)束時刻擬合指標對比表

圖6 分井區(qū)指標擬合情況Fig.6 History matching results of each well block

以上裂縫性致密砂巖氣藏數(shù)值模擬技術(shù)流程,綜合考慮了新場地區(qū)須二氣藏具有裂縫-基質(zhì)雙重介質(zhì)的儲層非均質(zhì)特征,通過分井區(qū)、分砂組、分介質(zhì)、分巖性,精細劃分出各類流動單元,保證了生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果滿足一定精度要求,實現(xiàn)了更高效的氣藏數(shù)值模擬,也對同類型油氣藏的開發(fā)提供參考借鑒價值。

4 探索與討論

4.1 剩余氣分布規(guī)律

基于雙重介質(zhì)數(shù)值模型,可以分別得到基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的剩余氣分布規(guī)律和儲量動用情況(圖7),為選區(qū)布井提供指導(dǎo)。新場地區(qū)須二氣藏經(jīng)歷了近20年的開發(fā)生產(chǎn),剩余氣分布規(guī)律呈現(xiàn)3個典型特征。

圖7 須二氣藏砂組剩余氣分布Fig.7 Residual gas distribution of sand group of Xu 2 member

(1)基質(zhì)砂巖提供了主要儲氣空間。新場地區(qū)砂體整體連片發(fā)育,在構(gòu)造起伏的約束下,中部構(gòu)造高部位普遍含氣,邊水主要分布在南北兩翼構(gòu)造低部位。同時,剩余氣分布受基質(zhì)砂體巖性控制。在新2井區(qū)X10-1H井和X301井連線以北區(qū)域、新場6井區(qū)XC6井一帶,基質(zhì)砂巖物性好,巖性以粗砂、中砂巖為主,剩余氣豐度均超過5×108m3/km2,最高可達6.5×108m3/km2;在聯(lián)150井區(qū)X202井和L150井連線以南區(qū)域、新場6井區(qū)F5斷裂帶周圍,巖石類型多為中砂、細砂巖,剩余氣豐度平均為2×108m3/km2。

(2)斷裂裂縫中的剩余氣量很小。由于斷裂帶周圍的構(gòu)造縫網(wǎng)發(fā)育密集,有限的剩余氣主要集中在幾條大斷裂附近,分布形態(tài)多呈南北向長條狀,與斷層走向一致。豐度介于0.06×108～0.22×108m3/km2。

(3)井網(wǎng)控制程度對剩余氣分布產(chǎn)生影響。新2井區(qū)F1斷裂帶上的井網(wǎng)控制程度較高,是新場地區(qū)的主力高產(chǎn)區(qū)域,當前基質(zhì)砂巖和斷裂裂縫均表現(xiàn)出低剩余氣豐度特征;基質(zhì)含氣豐度由開發(fā)初期的2×108～3×108m3/km2降至0.9×108～1.6×108m3/km2;裂縫含氣豐度初期主要介于0.1×108～0.3×108m3/km2,在開發(fā)過程中大斷裂溝通了背斜南北兩翼邊水,導(dǎo)致區(qū)域嚴重水淹,剩余氣豐度接近為0。除F1斷裂帶以外的其他位置,由于井控程度較低,剩余氣分布規(guī)律主要受基質(zhì)巖性分布和斷裂裂縫發(fā)育的影響。

在剩余氣分布規(guī)律的指導(dǎo)下,可以明確在遠離邊水的構(gòu)造高部位、基質(zhì)砂體連片展布、斷裂裂縫發(fā)育程度高、剩余氣豐度高于2×108m3/km2的位置是新場地區(qū)須二氣藏的布井潛力區(qū)。

4.2 布井優(yōu)化論證

新場地區(qū)須二氣藏當前采出程度低,有進一步加密布井的需求。裂縫性致密氣藏的加密布井要根據(jù)剩余氣分布特征、裂縫發(fā)育程度(主要為斷裂構(gòu)造縫)、區(qū)域泄壓范圍等因素綜合確定。

表3 布井方案描述

圖8 F5斷裂帶開發(fā)現(xiàn)狀Fig.8 Current development status of F5 fracture zone

如表4所示,在無新井干擾情況下,X601井單位地層壓降產(chǎn)量為0.29×108m3/MPa;部署新井后,新老井同時消耗地層能量,X601井單位地層壓降產(chǎn)量為0.12×108～0.15×108m3/MPa。在同一方位,隨井距增大,X601井單位地層壓降產(chǎn)量呈增大趨勢變化,表明井距越大,X601井受新井干擾程度越小。相同井距條件下,北側(cè)布井方案中的單位地層壓降產(chǎn)量高于南側(cè)布井方案,對老井X601井是如此,對新井亦是如此,這說明北側(cè)儲層的連通性相對較弱,在X601井北側(cè)布井,會使得老井和新井的相互干擾程度更小。同時,北側(cè)布井方案的新老井單位地層壓降產(chǎn)量之和明顯高于南側(cè)布井方案,說明北側(cè)部署新井更有利于地層能量的利用。此外,N1500方案中,新老井單位地層壓降產(chǎn)量之和已經(jīng)超過了無新井干擾情況下的X601井單位地層壓降產(chǎn)量,表明地層能量利用率達到最高。綜上優(yōu)化論證,圍繞X601井,合理的加密布井位置應(yīng)選在該井北側(cè)沿主斷裂方向1 500 m以上的區(qū)域。

表4 不同布井方案的單位地層壓降產(chǎn)量

5 結(jié)論

(1)新場地區(qū)須二氣藏為裂縫性致密砂巖氣藏,儲量動用程度低,整體開發(fā)效果不理想,氣井產(chǎn)能差異大,主要受到兩類地質(zhì)因素影響,即構(gòu)造裂縫和基質(zhì)砂體巖性。

(2)針對須二氣藏具有裂縫-基質(zhì)雙重介質(zhì)的儲層非均質(zhì)特征,通過分井區(qū)、分砂組、分介質(zhì)、分巖性合理分割流動單元,形成一套更適合裂縫性致密砂巖氣藏的數(shù)值模擬技術(shù)流程,保證了地層壓力和產(chǎn)氣量指標擬合誤差小于10%,模擬效率和精度基本滿足開發(fā)需求。

(3)須二氣藏剩余氣在構(gòu)造高部位連片富集;基質(zhì)砂體巖性差異引起了剩余氣豐度差異;斷裂裂縫中的剩余氣量有限,分布形態(tài)與斷裂帶走向一致;井網(wǎng)控制程度也對剩余氣分布產(chǎn)生影響。因此,在遠離邊水的構(gòu)造高部位、基質(zhì)砂體連片展布、斷裂裂縫發(fā)育程度高、剩余氣相對富集(豐度高于2×108m3/km2)的位置是布井潛力區(qū),并進一步按照單井受干擾程度小且地層能量利用率高的原則,確定合理布井方位和開發(fā)井距。