新场JS_%282%29致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究.pdf

1958西南石油大学学报（自然科学版）2023 年 8 月 第 45 卷 第 4 期Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）Vol.45 No.4 Aug.2023DOI：10.11885/j.issn.1674 5086.2021.06.15.01文章编号：1674 5086（2023）04 0103 08中图分类号：TE377文献标志码：A新场 JS2致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究刘 言1，刘 露2*1.中国石化西南油气分公司，四川 成都 6100412.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041摘要：加密调整作为开发中后期气藏提高采收率的主要手段之一，但目前加密调整界限模糊，调整效果不尽理想。以典型致密砂岩气藏新场 JS2气藏为例，以经济评价为依据，利用动态分析及数值模拟技术，研究不同储量区加密调整经济技术界限，提出针对性的技术对策。研究结果表明：1）I 类储量区加密调整界限：地层压力大于原始地层压力的 59%，直井和水平井均可；当储量丰度大于 4.96108m3/km2，水平井更优；地层压力仅为原始地层压力的 47%59%只适用于直井。2）II 类储量区：地层压力大于原始地层压力的 67%且储量丰度大于 2.03108m3/km2直井及水平井均可，储量丰度小于 2.20108m3/km2适用于直井，储量丰度大于 2.34108m3/km2水平井更优；地层压力为原始地层压力的 51%67%，只适用于直井。3）III 类储量区：仅水平井适宜加密调整，且地层压力大于原始地层压力的 88%，储量丰度大于 1.30108m3/km2。4）通过加密调整，预测增加可采储量 4.02108m3，提高采收率 0.67%。关键词：致密砂岩气藏；加密调整；数值模拟；地层压力；储量丰度A Study on the Threshold of Infiltration Adjustment of Tight SandstoneGas Reservoir in the Middle and Late Stages of DevelopmentLIU Yan1,LIU Lu2*1.Southwest Oil&Gas Company,SINOPEC,Chengdu,Sichuan 610041,China2.Exploration&Production Research Institute,Southwest Oil&Gas Company,SINOPEC,Chengdu,Sichuan 610041,ChinaAbstract:Infiltration adjustment is one of the main methods to improve recovery in the middle and late stages of gas reservoirdevelopment,but the adjustment effect is not ideal at present due to the inadequate understanding of threshold of adjustmentimplementation.Taking the typical tight sandstone gas reservoir of Xinchang JS2as an example,we study the economic andtechnical threshold for infiltration adjustment of different reserve areas through economic evaluation,dynamic analysis andnumerical simulation,and put forward specific technical suggestions.In type I reserve area adjustments should be made to bothverticalandhorizontalwellswhentheformationpressureisgreaterthan59%oftheoriginalformationpressure;whenthereserveabundance is greater than 4.96108m3/km2,adjustments should be made to horizontal wells;when the formation pressure is at47%59%,adjustments should be made to vertical wells only.In type II reserve area,when the formation pressure is greaterthan 67%and reserve abundance is greater than 2.03108m3/km2,adjustments can be made to both vertical and horizontalwells;when reserve abundance is less than 2.20108m3/km2,adjustments should be made to vertical wells,and when reserveabundance is greater than 2.34108m3/km2,adjustments should be made to horizontal wells;when the formation pressure isat 51%67%,adjustments should be made to vertical wells only.In type III reserves area,adjustments can be made only tohorizontal wells when the formation pressure is greater than 88%of the original formation pressure and reserve abundance isgreater than 1.30 108m3/km2.Ti is estimated that recoverable reserves can increase by 4.02108m3and recovery by 0.67%through infiltration adjustment.Keywords:tight sandstone gas reservoir;infiltration adjustment;numerical simulation;formation pressure;reserve abundance网络出版地址：http：/ 言，刘 露.新场 JS2致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究J.西南石油大学学报（自然科学版），2023，45（4）：103 110.LIUYan,LIULu.AStudyontheThresholdofInfiltrationAdjustmentofTightSandstoneGasReservoirintheMiddleandLateStagesofDevelopmentJ.Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2023,45(4):103110.*收稿日期：2021 06 15网络出版时间：2023 07 05通信作者：刘 露，E-mail：104西南石油大学学报（自然科学版）2023 年引言致密砂岩气资源量丰富，分布范围广泛，随着天然气在中国能源消费结构中的比重逐渐增大以及天然气供需矛盾的显现，如何经济有效地提高致密砂岩气藏采收率，成为天然气行业高效发展的首要目标1 4。西南油气分公司致密砂岩气藏众多，因其储层物性差、储量丰度低、单井自然产能低、采收率低及经济效益差，规模效益开发难度大5 7。经过近 10 a的技术攻关，通过多层合采、水平井及加密调整等手段，实现了部分气藏的有效建产和高效开发。目前，大部分气藏已经进入递减期，老井产量递减快、井口压力低，储量平面及纵向动用不均衡，剩余可采储量多以低品质、低丰度及高含水储量为主8 11，同时，多数气藏已进入开发中后期，提高采收率主要依靠加密调整，但前期加密调整效果差异明显，在目前效益开发情况下，加密界限不清制约了气藏经济高效开发12 14。本文以典型致密砂岩气藏新场 JS2气藏为例，根据已建立的气藏三维地质模型，利用 Eclipse 数值模拟完成生产历史拟合，真实还原气藏实际地质特征及开发规律，找到气藏剩余储量分布区，并以经济评价为依据，研究气藏不同储量区加密调整界限，提出针对性的开发技术对策，为气藏进一步经济高效开发提供支撑15 18。1 地质特征及开发特征新场 JS2气藏位于川西拗陷孝泉丰谷北东东构造带上，为近东西向平缓鼻状构造，断裂不发育。气藏埋深 2 1202 800 m，纵向上多气层叠置。岩芯平均孔隙度为 9.83%，平均渗透率为0.337 mD，有效渗透率为 0.050.10 mD19。气藏产出流体主要为天然气，同时产出少量地层水和凝析油。气藏原始地层压力 39.0048.33 MPa，地层压力系数 1.642.09，原始地层温度 60.778.0C，地温梯度 1.82 2.39C/hm，各储量区平均物性参数如表 1所示。整体来说，新场 JS2气藏属于异常高压致密砂岩气藏，具有河道叠置连片、砂体厚度大、储层致密、含水饱和度高、产能低及储量丰度低的特点20 22。表 1新场沙溪庙组气藏储量区分类标准Tab.1Classification standard of gas reservoir reserve area of Xinchang Shaximiao Formation储量区类型渗透率/mD储能系数/m地层系数/（mDm）I 类0.251.22.5II 类(0.15,0.25(0.6,1.2(1.5,2.5III 类(0.10,0.15(0.4,0.6(1.0,1.5IV 类60.1060.461.0经过近 30 a 的开发，新场 JS2气藏先后经历了单层直井试采、单层压裂直井规模建产、多层压裂直井调整稳产和水平井加密调整等 4 个阶段，目前，已进入递减阶段。总体来说，气藏采用直井和水平井的不规则混合井网开采7。前期开发特征表明，气藏单井自然产能低，层内层间差异大。平面上优质储量区气井产能相对较高，优质储量区约为差储量区的 1.11.6 倍；纵向上优质气层 JS22和 JS42直井平均可采量约为难动用气层 JS12和 JS32的 23倍23 24。2 剩余储量分布利用前期研究已有数值模型得到新场 JS2气藏地层压力分布图和剩余储量丰度图，其中，新场JS2气藏数值模型网格数为 3262357（有效储层 4层），平面网格步长 50 m，纵向网格步长根据气层实际有效厚度确定，气藏共计 426 口生产井，生产历史拟合从 1990 年到 2019 年。结合地质认识可知，气藏剩余储量主要分为两大类，高含水饱和度型和井网控制差型。高含水饱和度型剩余储量主要是由于井区含水饱和度高、砂体薄、物性差，难以建产，储量有效动用难造成的。这类剩余气主要分布在各气层边部以及 JS12气层东部条带等区域，如图 1 所示。共计 11个井区，储量面积 27.13 km2，储量 27.80108m3，储量丰度分布在（0.441.82）108m3/km2，以 III 类储量区为主。第 4 期刘 言，等：新场 JS2致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究105井网控制差型分为水平井靶前未射开、井网控制差及多层合采动用不充分 3 类。水平井靶前未射开型主要是因为水平井靶前 300 m 左右未射孔，造成靶前区难以有效动用，如图 1 所示。井网控制差型是因为井距偏大造成井区储量动用不充分，多分布于主力气层中部，如图 1 和图 2 所示。多层合采动用不充分区，直井穿过多套气层，未全部射开或低渗低压层生产受到抑制，多分布于多层合采井区域，如图 2 所示。主要分布于 20 个井区，储量面积 9.02 km2，地质储量 12.87108m3，储量丰度差异大，最低丰度仅为 0.39108m3/km2，最高丰度达到3.21108m3/km2，以 III 类储量区为主。!#$%&()*+,-./0(12)345(+6789(:+)*+a;?AB5;?AB5/()10 m km832-4.53.01.50213321440图 1新场 JS12气层目前地层压力及剩余储量丰度图Fig.1Current formation pressure and residual reserves abundance diagram of JS12Gas Layer!#$%&()*+,-./0(12)345(+6789(:+)*+3.02.00;=/MPa10030050010101111a;?AB5?AB5/()10 m km832-20040001.04.0图 2新场 JS42气层目前地层压力及剩余储量丰度图Fig.2Current formation pressure and residual reserves abundance diagram of Xinchang JS42Gas Layer3 不同储量区加密调整界限研究3.1 单井经济界限为评价单井是否具有经济效益，利用现金流法，以单井经济界限为依据，计算在目前开发技术和经济条件下，单井经济极限可采储量25。在当前气价 1.404 元/m3条件下，新场 JS2气藏各层直井经济极限可采储量（0.217 50.225 2）108m3；水平井经济极限可采储量（0.377 00.390 6）108m3，如表 2所示。表 2新场气田沙溪庙组气藏经济界限参数表Tab.2Economic threshold parameters of Shaximiao Formation gas reservoir in Xinchang Gas Field井型气层产层中深/m单井投资/万元经济极限可采储量/（108m3）直井JS122 241.461 2890.217 5JS222 323.111 3250.219 0JS322 388.791 3550.224 3JS422 401.481 3610.225 2水平井JS122 241.462 5780.377 0JS222 323.112 6370.380 1JS322 388.792 6840.382 2JS422 401.482 6930.390 6106西南石油大学学报（自然科学版）2023 年3.2 储层物性界限根据新场 JS2气藏物性下限及表 1 中储量区分类标准，确定各储量区孔隙度、渗透率、含水饱和度及有效厚度的极限变化范围。利用数值模拟，选取气藏不同储量区典型井区完成生产历史拟合，进行不同物性条件下不同井型数值模拟研究26。根据预测的单井技术可采储量，结合单井经济极限，得到不同储量区不同物性条件与不同井型的利润关系（图 3）。-2003800780011800158000.050.200.350.500.65,-?./012/mD-100030007000110001500068101214345/%-200040001000016000220002800061014182226306785/m-20002000600010000140001800045505560659(:;5/%,-?./,-?./,-?./#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()#$%&#$%()d 9(:;5c 6785b 345a 012图 3不同储量区不同物性条件下不同井型利润对比图Fig.3Profit comparison diagram of different well types in different reserve areas with different physical properties从图 3 可知，对于 I 类储量区，即储量丰度大于 4.07108m3/km2，直井及水平井均能获得较高利润；当有效厚度大于 25 m，孔隙度大于 13%，含水饱和度 52%55%，即储量丰度大于 4.96108m3/km2，水平井能获得更高的利润。II 类储量区仅当有效厚度小于 10 m 时，即储量丰度小于 2.20108m3/km2，水平井利润为负，只适用于直井；其他物性条件下，即储量丰度大于 2.03108m3/km2，直井与水平井均能获得利润；特别的，当有效厚度大于 15 m，孔隙度大于 11%，含水饱和度 55%58%，即储量丰度大于2.34108m3/km2，水平井能获得更高的利润。III 类储量区当渗透率大于 0.08 mD，有效厚度大于 11 m，孔隙度大于 9%，含水饱和度小于 61%，即储量丰度大于 1.30108m3/km2，水平井能获得利润；当储量丰度小于 1.30108m3/km2，直井和水平井均不能获得利润。3.3 地层压力界限利用典型井区开展数值模拟，在不同储量区不同地层压力条件下分别加密直井和水平井，计算加密调整井可采储量，得到不同井型加密调整的地层压力经济界限图版及公式，如图 4 及表 3 所示。对于水平井，当 I 类储量区地层压力高于24.01 MPa，II 类储量区高于 28.34 MPa，III 类储量区高于 38.52 MPa，即目前地层压力为原始地层压力的 59%、67%和 88%，水平井加密调整能达到单井经济极限，获得效益。对于直井，当 I 类储量区地层压力高于 20.36 MPa，II 类储量区高于 22.73 MPa，III 类储量区高于 35.23 MPa，即目前地层压力为原始地层压力的 47%、51%和 79%，采用直井加密可获得经济效益。所以，根据气藏各气层原始地层压力，得到不同储量区不同井型加密调整压力界限，如表 4 所示。在 I 类储量区进行水平井加密调整，地层压力至少大于 24.33 MPa；而选择直井加密调整，地层压力可适当降低，最低到 19.38 MPa 可以进行加密调整。在 II 类储量区进行水平井加密调整，地层压力至少大于 27.63 MPa；而选择直井加密调整，可降低到21.44 MPa。在 III 类储量区进行水平井加密调整，目前地层压力至少达到 36.29 MPa 以上；而选择直井加密调整，可降低到 32.58 MPa。第 4 期刘 言，等：新场 JS2致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究10700.501.001.5020242832364044()*+/MPa,-./0()/10 m83#$%#$%#$%00.501.001.50202530354045,-./0()/10 m83()*+/MPa#$%#$%#$%a 12.b 3.图 4地层压力与加密井累产关系曲线Fig.4Relationship between formation pressure and accumulation of infilled wells表 3地层压力与累产关系式Tab.3Relationship between formation pressure and accumulative production井型I 类储量区II 类储量区III 类储量区水平井Gp=0.0363pi 0.4943Gp=0.0185pi 0.1472Gp=0.0156pi 0.2239直井Gp=1.6585lnpi 4.7789Gp=0.5972lnpi 1.6465Gp=0.1892lnpi 0.4549注：Gp单井累产气，108m3；pi井区目前平均地层压力，MPa表 4新场 JS2气藏不同气层不同储量区不同井型加密调整地层压力界限Tab.4The formation pressure threshold of different well types in different gas layers and reserves of Xinchang JS2Gas Reservoirfor infiltration adjustment气层原始地层压力/MPa水平井界限/MPa直井界限/MPaI 类储量区II 类储量区III 类储量区I 类储量区II 类储量区III 类储量区JS1241.2424.3327.6336.2919.3821.4432.58JS21242.8525.2828.7137.7120.1422.2833.85JS22243.1825.4828.9338.0020.2922.4534.11JS3244.3426.1629.7139.0220.8423.0635.03JS4245.1226.6230.2339.7121.2123.4635.644 加密调整对策及效果以剩余储量潜力区、储层物性经济界限和地层压力界限为依据，落实新场 JS2气藏具有加密调整潜力的 11 个井区，其中，8 个井网不完善井区和3个高含水饱和度井区，部分潜力区如图 1 及图 2 中数字标识所示。加密调整面积 9.79 km3，可动用地质储量 18.20108m3。结合不同井型的储层物性及地层压力加密界限，以及气藏水平井 400650 m 和直井 350500 m 井距要求18 19，可部署加密水平井6 口，直井 5 口，预测增加可采储量 4.02108m3，提高采收率 0.67%，如表 5 所示。表 5新场 JS2气藏加密调整井统计表Tab.5Adjusted wells in Xinchang JS2Gas Reservoir气层井区剩余储量类型目前地层压力/MPa剩余储量丰度/（108m3km2）井型水平段长度/m预测可采储量/（108m3）JS12137.382.30直井0.36239.073.16水平井7000.45336.092.50直井0.324高含水饱和度40.271.74水平井8500.38JS212541.011.38水平井1 1000.40640.112.06直井0.29JS222735.953.21直井0.31JS32834.652.09直井0.319高含水饱和度45.231.82水平井8500.39JS421040.021.59水平井1 1000.4111高含水饱和度43.131.50水平井1 1000.40108西南石油大学学报（自然科学版）2023 年5 结论1）新场 JS2气藏剩余储量主要分为井网不完善型及高含水饱和度型两大类，分布于 31 个井区，面积 36.15 km2，储量 40.68108m3，储量丰度差异大，最低丰度仅为 0.39108m3/km2，最高丰度达到3.21108m3/km2，以 III 类储量区为主。2）新场 JS2气藏加密调整物性界限，I 类储量区均符合加密调整经济界限，当储量丰度大于4.96108m3/km2，水平井效益更高；II 类储量区仅储量丰度小于 2.20108m3/km2，不适宜水平井加密调整，其他条件下直井及水平井均可，当储量丰度大于 2.34108m3/km2，水平井效益更高；III 类储量区仅储量丰度大于 1.3108m3/km2，仅水平井能获得利润。3）新场 JS2气藏地层压力加密调整经济极限，水平井 I、II 及 III 类储量区目前地层压力需达到原始地层压力的 59%、67%和 88%；直井则需目前地层压力达到原始地层压力的 47%、51%和 79%。4）新场 JS2气藏具有 8 个井网不完善井区和3个高含水饱和度井区，可部署加密水平井 6 口，直井 5 口，预测增加可采储量 4.02108m3，提高采收率 0.67%。参考文献1戴金星，倪云燕，董大忠，等.“十四五”是中国天然气工业大发展期对中国“十四五”天然气勘探开发的一些建议J.天然气地球科学，2021，32（1）：1 16.doi：10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.019DAI Jinxing,NI Yunyan,DONG Dazhong,et al.20212025 is a period of great development of Chinasnatural gas industry:Suggestions on the exploration anddevelopment of natural gas during the 14thFive-Year Planin ChinaJ.Natural Gas Geoscience,2021,32(1):116.doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.0192郭旭升，蔡勋育，刘金连，等.中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望J.天然气工业，2021，41（8）：12 22.doi：10.3787/j.issn.1000-0976.2021.08.002GUO Xusheng,CAI Xunyu,LIU Jinlian,et al.Naturalgas exploration progress of Sinopec during the 13thFive-Year Plan and prospect forecast during the 14thFive-YearPlanJ.Natural Gas Industry,2021,41(8):1222.doi:10.3787/j.issn.1000-0976.2021.08.0023贾承造.中国石油工业上游发展面临的挑战与未来科技攻关方向J.石油学报，2020，41（12）：1445 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