孙华超
（中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006）
大牛地气田上古生界下二叠统下石盒子组盒1段盒11气藏位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的浅水辫状河沉积致密砂岩气藏，于2011年通过水平井开发试采，2012-2014年为规模建产阶段，截至“十三五”末，累计投产水平井180口，标定采收率为22.9%，剩余气调整潜力较大。通过调研和借鉴同类型气藏的开发经验发现，在致密气藏水平井开发方面，前人主要从致密气藏水平井的渗流机理［1-3］和生产动态评价上做了大量研究［4-9］。在剩余气分布规律研究方面，主要是针对直井开发区的剩余气分布特征及描述开展研究［10-11］，而对于浅水辫状河致密气藏进入开发中后期、水平井开发方式下的剩余气分布特征对比，以及针对性挖潜对策的研究较少［12-15］，对水平井区剩余气分布规律尚缺乏深入研究，储量动用特征不清、剩余气描述难度大，制约了剩余气评价与挖潜。为此，要改善气藏开发效果，通过开展单砂体构型特征分析，运用基于单砂体建模数模一体化的剩余气分布定量描述技术，总结不同类型剩余气的空间分布特征，制订了直井＋水平井混合井网加密调整和优化压裂设计等挖潜对策，以期为改善开发效果、提高气藏采收率提供技术支撑。
大牛地气田下石盒子组盒1段为浅水辫状河沉积，地层厚度介于48～78 m，按照沉积韵律、隔夹层发育特征将其划分为盒11、盒12、盒13三个小层。较之于深水辫状河沉积，浅水辫状河沉积具有河床宽、水体浅、水体能量随季节频繁变化，以河道充填沉积为主，砂岩普遍发育，但成分和结构成熟度较低的特征。其中盒11储层岩性为灰白色岩屑石英砂岩、岩屑砂岩，成分成熟度中等，油气显示好，高能心滩发育灰白色含砾粗砂岩、粗砂岩，物性较好，孔隙度介于7.5%～11.3%，渗透率介于0.41～0.59 mD；
低能心滩发育浅绿灰色中砂岩，孔隙度介于5.3%～8.8%，渗透率介于0.17～0.46 mD。气藏压力系数介于0.90～1.02，属低压—常压系统。储层分布受砂体展布和物性控制，无边水、底水，属典型的浅水辫状河地层岩性圈闭致密砂岩气藏。河道砂体平均储层厚度为8.5 m，宽度介于1 000～1 500 m，有利微相为心滩，具有“厚度薄、规模小、分布散”的特点，单期心滩厚度介于2～3 m，长度介于50～150 m（图1），呈切割状分布在大段致密砂岩之中。
图1 盒11顺河道沉积微相图
在气藏剩余气描述研究方面，目前主要有单井动态储量评价、动态监测、数值模拟等方法。受储层强非均质性和致密储层内复杂渗流机理的影响，致密气藏剩余气形成机理和分布模式同常规中高渗气藏有较大的差别，通过总结剩余气分布的影响因素、分布形式和类型，为气藏挖潜增效、最大限度地提高采收率提供依据。
2.1 剩余气形成原因
剩余气形成机理是开展定量评价的基础，由于致密低渗透储层受毛细管压力以及固液界面作用力的制约，当驱动压力较小时，流体难以流动，只有当驱动压力增加到一定值时，流体才开始流动。通过启动压力梯度岩心实验（表1）可知，随着储层物性变差，启动压力梯度增大，造成连通砂体内的压降波降低及距离缩短和泄压效率降低，形成动用较差型剩余气。同时，规模形状各异的心滩砂体叠置或孤立存在，孤立心滩砂体与阻流带发育，储层连通性差，单个心滩规模介于50～150 m，落淤层介于10～50 cm，在原有800～1 000 m井距、100～150 m等间距常规压裂的情况下，井网未控与压裂未沟通的心滩砂体剩余气富集（图2）。
表1 岩样启动压力测试结果表
图2 盒11气藏未动用心滩砂体分布模式图
2.2 剩余气定量描述
在剩余气形成机理分析的基础上，精细地质建模是开展准确数值模拟的前提，因此，需要根据储层有效砂体发育规模的实际地质情况及井网井距开展单砂体精细地质建模，平面网格进一步细分到25 m×25 m，垂向上网格尺寸进一步细分到0.5 m，采用相控建模方法，分单砂体建立孔隙度、渗透率和饱和度等储层属性模型，通过密井网检验，实现各单砂体精细表征。通过应力敏感、启动压力梯度等岩心实验，随着净围压增大，渗透率降低，随着储层物性变差，启动压力梯度增大，如表2和图3所示，建立了考虑压裂、启动压力梯度等因素的数值模型。
表2 大牛地气田盒11气藏覆压孔渗实验结果表
图3 盒11气藏数值模型目前地层压力图
利用月度生产数据建立气井生产历史动态模型，模型储量拟合误差为3.5%，气井压力拟合符合程度为93.6%，定量描述剩余气平面和垂向分布特征（图3）。
如DPH-X井采用定产拟合井底流压的历史拟合方式，流压拟合符合率达到95.7%，产量拟合符合率达100%（图4、图5）。
图4 DPH-X井井底流压拟合曲线图
图5 DPH-X井日产气量拟合曲线图
2.3 剩余气分布特征
影响剩余气分布的因素较多，且多种因素交织作用，导致剩余气的分布特征及类型也相对复杂。利用辫状河储层剩余气数值模拟结果，分析主要受储层非均质性、开发方式及技术政策等因素影响，按照形成原因及分布样式可分为井网未控型、井间未波及型、井间未控型、井控未打开型和渗流阻隔型等5类剩余气（图6）。
图6 浅水辫状河储层致密砂岩气藏剩余气分布模式图
在剩余气定量描述的基础上，根据井网未控、井间未波及、井间未控等类型剩余气分布特征，分析确定直井、水平井等不同井型的经济界限参数，以单井新增经济可采储量最大化为目标，优化井型与井距，进行加密井优化部署。
3.1 挖潜思路
运用经济评价法确定挖潜政策界限，根据水平井产量变化特征和各项经济指标运行情况，以剩余气调整必须满足最低内部收益率8%的要求为约束，建立单井技术经济界限模型，迭代求取加密直井、加密水平井的初期日产气量界限、累计产气量界限、控制地质储量界限等。
直井钻完井投资为765万元，1 000 m水平段长水平井钻完井投资为1 985万元，天然气价格为1 119元／103m3，单井固定操作成本为36.3万元／年、单位变动成本和期间费用为85元／103m3，基准气价为1 089元／103m3。天然气商品率为96%，气增值税率为9%，资源税率为4.8%，城市维护建设税率为7%，教育附加税率为5%，企业所得税率为25%，弃置费率为10%，弃置费折现率为2.75%。
利用中国石化油气田开发建设项目经济评价软件分析表明，加密水平井经济界限初期日产气量为1.8×104m3，界限累计产气量为3 100×104m3，加密直井界限初期日产气量为0.7×104m3，界限累计产气量为1 270×104m3。通过数值模拟，预测不同地层压力下的气井产量，认为储层目前地层压降小于5 MPa的区域满足气井界限初产以及界限累产的要求，指导剩余气加密调整区域优选。
3.2 挖潜对策
基于辫状河储层的剩余气成因与分布特点，结合剩余气的分布样式、规模大小等特征，通过经济评价法＋数值模拟法制订差异化挖潜措施（表3）。在剩余储量大于1.2×108m3的大井距井网未控区部署加密水平井27口，采取密切割长缝压裂工艺，增加沟通孤立心滩型剩余气，动用剩余储量30×108m3，数值模拟预测总增产气量11.6×108m3，预计气藏采收率达到28.4%，相比调整前采收率提高5.5%。
表3 大牛地气田盒1段盒11气藏不同类型剩余气挖潜对策表
截至目前，利用研究认识，重点围绕井网未控型与井间未波及型剩余气富集区，部署加密调整水平井17口，初期平均稳定日产气量为3.0×104m3，平均生产天数为458 d，累计增产气量为3.795 5×108m3（表4）。
表4 大牛地气田盒1段盒11气藏调整井生产效果表
1）大牛地气田水平井开发区盒1段盒11为浅水辫状河沉积，单期心滩厚度介于2～3 m，长度介于50～150 m，呈切割状分布在大段致密砂岩之中。
2）剩余气分布特征受沉积类型有效砂体展布与井网控制程度的共同影响，剩余气主要分布在大井距井网未控区、压裂未沟通的心滩，按照形成原因、分布特征将剩余气细分为井网未控型、井间未波及型、井间未控型、井控未打开型和渗流阻隔型等5类。
3）基于辫状河储层的剩余气成因与分布特点，结合剩余气的分布样式、规模大小等特征，通过经济评价法＋数值模拟法制订差异化挖潜措施，为致密砂岩气藏提高采收率提供了支撑。
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