川西窄河道低滲砂巖氣藏潛力分析

劉 露，胡景濤，成 晟，漆國權，袁 玥

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司川西采氣廠，四川德陽 618000）

川西窄河道低滲砂巖氣藏潛力分析

劉 露1，胡景濤1，成 晟2，漆國權2，袁 玥2

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司川西采氣廠，四川德陽 618000）

川西地區什邡蓬萊鎮組氣藏JP23氣層平面非均質性強，開采井網不規則，剩余氣分布不明確，對儲量動用分析以及挖潛的正確性增加了難度。為此，根據什邡蓬萊鎮組JP23氣層的地質特征，利用petrel三維建模技術和eclipse數值模擬技術建立三維地質模型并完成生產歷史擬合，得到JP23氣層目前地層壓力分布圖。結合儲量分類圖及靜態儲層參數分布圖找到JP23氣層潛力區，為下一步氣層開發及挖潛提供有利的依據。結果顯示:JP23氣層的潛力區主要分布在114-1HF和101－3井之間，23-15HF和104-1HF井之間以及87-1、23-1H和23-3HF井左上部。

剩余氣分布；地層壓力；數值模擬

什邡蓬萊鎮組氣藏儲層平面非均質性強，平面上以局部富集為主，目前開采井網不規則，開采不均衡，剩余氣分布不明確，對儲量動用分析以及挖潛的正確性增加了一定的難度。為此，研究剩余氣分布，找到剩余氣富集區，是氣藏下一步開采及提高采收率首要解決問題。但因為氣體的物理性質，真正能表征氣藏剩余儲量的除了靜態物性參數，更重要的是壓力分布[1，2]。靜態物性參數目前獲取較為方便，地層壓力卻隨著開采的進行不斷變化，獲取難度大。目前現場主要使用動態監測法實測單井靜壓以此推測井區地層壓力，但因為低滲儲層，需要關井時間足夠長才能保證所取資料正確，又因為什邡蓬萊鎮氣井產能較低，關井易造成氣井減產、停產，所以關井實測地層靜壓資料相對不足[3]。

在此情況下，得到目前氣藏準確地層壓力分布尤為重要。為此，本文以什邡蓬萊鎮組氣藏主力氣層JP23為研究對象，利用確定性建模和隨機建模方法相結合，利用petrel三維建模技術建立JP23氣層的三維地質模型[4]；結合eclipse數值模擬技術進行單井歷史擬合，以還原地層真實情況，得到JP23氣層目前地層壓力分布圖，結合JP23氣層物性參數分析氣層潛力，提出下一步挖潛建議[5，6]。

1 JP23氣層特征

1.1 地質特征

什邡氣田位于孝泉-豐谷含氣構造南部斜坡帶，與新場和馬井大中型氣田相連，緊鄰成都凹陷生烴中心。JP23氣層為什邡蓬萊鎮組氣藏的主力氣層之一，呈北東-南西向條帶狀展布，河道寬度0.7 m～5.2 m，分流河道中心砂體厚度大，為10 m~25 m，為多期次河道疊置的高含水飽和度構造巖性砂巖氣藏[7，8]。氣層平均有效厚度11.37 m，基質平均孔隙度8.64%，平均滲透率0.64×10-3μm2，原始含氣飽和度48.41%。儲層低滲、強非均質性，砂體呈條帶狀展布，具有低豐度、低產、局部富集的特點。原始地層壓力15.95 MPa~20.22 MPa，氣藏原始平均地層壓力系數1.30～1.50，屬高壓氣藏。氣藏地層溫度為38.56℃~50.60℃，平均地溫梯度為2.07℃/100 m，屬正常地溫系統。

1.2 流體特征

蓬萊鎮組氣藏地層水為CaCl2型，地層水礦化度較高，總礦化度17 500 mg/L~62 936 mg/L，天然氣相對密度平均0.588 5，該區天然氣屬不含硫化氫的優質天然氣。

1.3 開采特征

JP23氣層目前生產井32口，單井日均產氣0.64× 104m3，日產水0.19 m3左右，平均井口油壓2.49 MPa。60.98%的井產量低于0.5×104m3，68.29%的井壓力低于2.0 MPa，JP23氣層目前以低壓低產井為主。

2 地質模型的建立

JP23氣層網格模型采用網格方向平行于沉積方向，平面采用均勻網格，縱向采用不等距網格，其值決定于JP23氣層的厚度。網格的平面尺寸定義為25 m× 25 m，由此確定網格數量為1 014×1 040×5=5 272 800（見圖1），建立孔隙度、滲透率及含水飽和度物性模型（見圖2～圖4）。

圖1 JP23氣層三維網格

圖2 JP23氣層孔隙度分布圖

圖3 JP23滲透率分布圖

3 生產歷史擬合

JP23氣層自2011年1月投產至今，生產時間較短，且單井均進行過壓裂改造，歷史擬合難度較大[10]。擬合采用定產工作制度，以實際井口壓力為依據，擬合單井計算井口壓力。

什邡蓬萊鎮組JP23氣層共進行了42口井的生產歷史擬合（見圖5，圖6），從擬合結果可知，35口井擬合精度較高，擬合曲線規律性好，且生產時間越長，擬合程度就越高（見圖7，圖8）。7口井擬合精度較差，主要原因:（1）長關井，雖然有實際井口油壓，但在數模中以未生產井處理，無井口壓力，如102-1HF和86-2H（見圖9，圖10）；（2）9口井采用流量計敞井試氣，井口油壓為0，數模時無法建立該井井口油壓計算公式，只能按相同井型鄰井優先原則借鑒鄰井井口油壓計算模型，模擬井口壓力跟實際壓力出現一定誤差，致使擬合效果不好（見圖11，圖12）。

擬合較好井占總井數83.33%，總體擬合精度達到80%以上，說明建立的地質模型基本可靠，誤差在合理范圍內。

圖4 JP23氣層含水飽和度分布圖

圖5 全區日產氣擬合曲線

圖6 全區累產氣擬合曲線

圖7 105單井日產氣擬合曲線

圖8 105井口油壓擬合曲線

4 結果與分析

什邡蓬萊鎮組JP23層原始平均地層壓力19.22 MPa，目前數模計算的平均地層壓力18.42 MPa（見圖13），全區平均地層壓力下降少，只下降了0.8 MPa，但井網控制區地層壓力下降最高達到了10.48 MPa，進一步表明氣層開采的不均衡性。

對比原始地層壓力和目前地層壓力分布圖可知（見圖14，圖15），地層壓力的變化主要分為以下三種:

（1）井網控制區，地層壓力形成多個壓降漏斗，壓力下降達2.21 MPa~10.48 MPa。

在西南部形成了以87井組和23-1H井組為主的壓降漏斗，目前地層壓力10.32 MPa～17.51 MPa，比原始地層壓力20.80 MPa下降了3.29 MPa～10.48 MPa；在西部形成了以75井組為主的壓降漏斗，目前地層壓力12.68 MPa～17.49 MPa，比原始地層壓力19.70 MPa下降了2.21 MPa～7.02 MPa；在西北部形成了以104-1H和105井組為主的壓降漏斗，目前地層壓力在11.30 MPa～17.22 MPa，比原始地層壓力18.82 MPa，下降了1.6 MPa～7.52 MPa；在東北部形成了以20井組為主的壓降漏斗，目前地層壓力12.20 MPa～14.35 MPa，比原始地層壓力18.30 MPa，下降了3.95 MPa～6.10 MPa。

圖9 102-1HF井日產氣擬合曲線

圖10 102-1HF井口油壓擬合曲線

圖11 104井日產氣擬合曲線

圖12 104井口油壓擬合曲線

圖13 JP23地層壓力變化圖

圖14 JP23氣層原始地層壓力分布圖

圖15 JP23氣層目前地層壓力分布圖

（2）井網未完全控制區，地層壓力下降慢，壓力下降范圍基本在2 MPa～4 MPa。

87井組旁的71、71-1H和86-2H，75井組旁邊的74，20井組旁邊的305和104-1HF，以及東南部109-1、101-3、33、50-1和17井屬于井網未完全控制區，壓力下降慢。

（3）井網未控制區，地層壓力基本保持不變。

所以，目前JP23氣層主要的潛力區分布在以下幾個區域（見圖15）:

（1）1區:114-1HF和101-3井之間。目前地層壓力與原始地層壓力一致，均為19.40 MPa，為鄰井壓力未波及區。JP23氣層物性參數顯示，該區孔隙度4.5%~ 7.6%，滲透率0.12×10-3μm2~0.40×10-3μm2，含氣飽和度26%~32%（見圖3、圖4和圖5）；鄰井114-1HF和101-3目前產量分別為0.93×104m3和1.11×104m3；此區具有較大開發潛力。

（2）2區:23-15HF和104-1HF井之間。目前地層壓力與原始地層壓力一致，均為19.81 MPa，為鄰井壓力未波及區。結合JP23氣層物性參數，孔隙度4.2%~ 9.8%，滲透率0.11×10-3μm2~0.24×10-3μm2，含氣飽和度23%~35%（見圖3、圖4和圖5）；鄰井23-15HF和104-1HF目前產量0.67×104m3和0.54×104m3；所以，此區具有一定的開發潛力。

（3）3區:87-1、23-1H和23-3HF井左上部。目前地層壓力與原始地層壓力一致，均為21.50 MPa，為鄰井壓力未波及區。結合JP23氣層物性參數，孔隙度5% ~11%，滲透率0.1×10-3μm2~0.19×10-3μm2，含氣飽和度33%~46%（見圖3、圖4和圖5）；鄰井87-1、23-1H和23-3HF目前產量分別為0.79×104m3、1×104m3和1.48×104m3；所以，此區具有一定的開發潛力。

5 結論

（1）什邡蓬萊鎮組JP23氣層，目前屬于遞減期，產量下降快，地層壓力分布不均衡，利用建模和數模相結合的方法可以得到目前地層壓力分布圖，為下一步措施提供有利的依據。

（2）對于低滲氣藏，壓裂過的井生產時間越長，擬合程度越高，得到的模擬壓力更準確。

（3）JP23氣層的壓降漏斗主要在井網完全控制區，壓力下降2.21 MPa~10.48 MPa；井網未完全控制區，地層壓力下降慢，壓力下降范圍2 MPa～4 MPa；井網未控制區，地層壓力基本保持不變。

（4）JP23氣層的潛力區主要在114-1HF和101-3井之間，23-15HF和104-1HF井之間以及87-1、23-1H和23-3HF井左上部。

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The potential analysis on the narrow channel of low permeability sandstone gas reservoir in west Sichuan

LIU Lu1，HU Jingtao1，CHENG Sheng2，QI Guoquan2，YUAN Yue2
（1.Exploration&Production Research Institute，Southwest Oil and Gas Branch Company，Sinopec，Chengdu Sichuan 610041，China；2.West Sichuan Gas Production Plant，Southwest Oil and Gas Branch Company，Sinopec，Deyang Sichuan 618000，China）

The JP23gas reservoir in the Penglaizhen formation of Shifang area heterogeneity is strong and production well pattern is irregular,the remaining gas distribution is not clear,increase the difficulty of the reserves producing analysis and the correctness of the potentialities.Therefore,according to the geological characteristics of the JP23gas reservoir,model three-dimensional modeling by petrel and completes the production history matching by eclipse,to get its present pressure distributing figure.Combined with reserves classification figure and static reservoir parameter distribution find JP23gas potential areas,provide favorable basis for gas reservoir development and the next exploration.The result shows the potential area of JP23gas reservoir are mainly distributed in between 114-1HF and 101-3 wells, between 23-15HF and 104-1HF wells,and 87-1,23-1H and 23-3HF wells upper left.

distribution of residual gas；formation pressure；numerical simulation

TE122.23

A

1673-5285（2017）04-0102-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.026

2017－03-02

川西凹陷斜坡地帶復雜致密砂巖氣藏開發關鍵技術，項目編號:2016ZX05048-004。

劉露（1986-），博士研究生，研究方向為提高采收率及數值模擬，郵箱:110415lu@163.com。