大牛地氣田太2氣藏細分開發單元及調整對策—以A井區為例

吳 悅

（中國石化華北油氣分公司采氣一廠，陜西榆林 719000）

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，太2氣藏為主力開發層系，沉積環境為潮坪相障壁砂壩沉積[1]，發育較穩定，呈北東–南西向條帶狀展布。隨著開發程度不斷地增加，太2氣藏在開發過程中出現低壓低產、采出程度低、液氣比高、關停井增多等一系列問題。前人針對太2氣藏開展了大量的研究工作，包括沉積環境、砂體展布[1]、儲層特征[2]等，但未針對相關開發單元及調整對策開展研究。本文針對太2氣藏目前存在的問題，以大8–大10井區為例，利用動靜結合，從靜態地質及動態分析方面，將研究區細分為4類開發單元，并針對不同的開發單元提出了具體的調整對策，該研究成果對研究區后期開發調整及儲量有效動用，具有重要的指導意義。

1 開發特征

大牛地氣田太原組太2段是典型的低孔、特低滲致密砂巖氣藏，平面上相變快，儲層物性差，非均質性強，縱向上多套氣層疊合。太2氣藏主要采用水平井開發，不同開發階段表現不同的開發特征，但隨著氣藏開發的深入，開發難度不斷增大。單井投產初期，日產氣量較穩定，穩產時間可達150 d，但地層壓力下降較快；單井投產中期，日產氣量開始快速下降，年遞減率高達32.3%，但地層壓力下降有所減緩；單井投產后期，日產氣量、壓力下降水平均有所減緩，表現為穩產遞減型開發特征。

截至2019年底，研究區油壓為2.6 MPa，套壓為4.8 MPa，單井日產氣為0.9×104m3，液氣比為1.15 m3/104m3，開井率相較于年初下降明顯。隨著氣藏的開發，儲層中的氣體逐漸被采出，地層壓力逐步下降，原本被卡斷在孔隙中的氣體體積迅速膨脹，推動微細孔喉處的水，造成氣井液氣比升高[3]。研究區在現階段開發中，出現低壓低產、采出程度低、液氣比高、關停井增多等問題。

2 開發單元細分

太2氣藏大8–大10井區由于儲層非均質性強，平面儲量動用狀況差異大，因此亟需開展油藏開發單元細分研究。采用“動靜結合”方法，在儲層靜態特征差異性分析基礎上，結合動態開發特征，將研究區開發單元細分為4類，細分指標包括：沉積微相、有效厚度、油套壓、地層壓力、液氣比、采出程度等。開發單元①位于研究區東北部，沉積微相包括迎水沙灘及砂壩側翼，砂體厚度較大，儲層物性較好。開發單元②位于研究區中部主體區，沉積微相包括迎水沙灘及砂壩主體，整體上砂體厚度大，儲層物性相對最好。開發單元③位于研究區南部，沉積微相主要為砂壩側翼，砂體厚度較大，儲層物性與開發單元①較為接近。開發單元④位于研究區西北部，沉積微相主要為背水面潮坪沙灘，砂體厚度較小，儲層物性相對最差（圖1）。

圖1 研究區開發單元劃分

2.1 地質特征

大牛地太2段屬于有障壁島海岸的潮坪沉積，沉積微相進一步可劃分為迎水沙灘、砂壩主體、背水潮坪沙灘3種沉積類型[4]。其中，迎水沙灘在砂壩側翼面向海洋一側，水動力較強，儲層物性好；砂壩主體位于迎水沙灘和潮坪沙灘之間，厚度較大，儲層物性較好；潮坪沙灘在砂壩側翼背向海洋一側，水動力較弱，儲層物性較差。本次開發單元細分結果是將不同開發單元的微相特征、物性特征及含氣飽和度進行了區分。開發單元①和開發單元②主要發育迎水沙灘和砂壩，儲層物性好，滲透率大于0.8×10–3μm2，含氣飽和度大于52%；開發單元③發育砂壩側翼，儲層物性較好，滲透率約為0.6×10–3μm2；開發單元④發育潮坪沙灘，儲層物性較差，滲透率僅為0.4×10–3μm2（表1）。

表1 開發單元地質特征劃分指標

2.2 壓力分布

地層壓力是直接關系氣田地質儲量計算、氣藏開發動態和開發效果評價的核心參數，也是地層能量保持狀況的真實反映，對產氣井開發生命周期的長短和氣田開發效果的好壞起決定性作用[5–6]。本文在假定定容氣藏條件下，綜合運用Arps法、流動物質平衡法[7]、現代遞減分析法和歷史擬合等方法[8–9]計算了氣井地層壓力，各種方法的優缺點如表2所示。開發單元①、開發單元②、開發單元③儲層物性相對較好，地層壓力相對較高，其中開發單元②生產壓差較大，油壓和套壓均較高，部分井內積液，開發單元④儲層物性差，地層壓力偏低（表3）。

表2 不同生產動態分析法對比

表3 開發單元壓力指標 MPa

2.3 開發指標

在對研究區單井目前地層壓力評價的基礎上，精細分析各單元彈性產率、采出程度、動態儲量，評價各單元開發指標，為氣藏不同開發單元具體調整對策提供參考理論依據。開發單元①和開發單元②地質儲量大，但開發單元②采出程度低，關停井多，整體開發效果較差，通過增大生產壓差，保證單元穩產，彈性產率423×104m3/MPa。開發單元③氣井液氣比高，高產液制約著該單元氣井穩產，氣井產量普遍低于臨界攜液流量，容易發生水淹，因此保證氣井穩定排液是維持穩產的關鍵。開發單元④由于儲層物性較差，動態儲量低，累計產氣量低，開發效果較差（表4、圖2）。

圖2 研究區開發現狀

表4 開發單元開發效果指標

3 調整對策

受儲層連續性和連通性、封閉孔隙、水鎖、廢棄壓力、非均質變異系數、泄氣半徑等因素的制約，致密氣藏采收率比常規氣藏采收率偏低[10–11]。致密氣藏水平井開發穩產及提高采收率對策有加密調整、增壓開采、側鉆、沖砂等措施[12–15]。對照研究區開發現狀，制約采出程度的主要因素為儲層連續性和連通性、關停井，為了改善研究區開發效果，提高采收率，調整對策主要有加密調整、關停井治理等。開發單元②與開發單元①地質特征較為相似，但開發效果較開發單元①差。綜合動態開發特征分析認為，開發單元②局部地區關停井最多，井網井距較大，存在未動用區域。因此，在開發單元②較好的地質條件下，主要對該單元進行加密和關停井治理，改善其開發效果，針對開發單元④地質條件差，建議后期進行水平井側鉆。

3.1 加密調整

井網加密是致密砂巖提高儲量動用程度和氣田采收率的最有效手段[16]。太2段氣層開發實際井距為600～1 200 m，整體井網部署較為合理。開發單元②局部關停井較多，整體采出程度偏低，存在局部加密調整空間。開發單元②中P44井和P42井為T–12井東西兩翼的加密調整井，井距為410～680 m，在加密井壓裂過程中，對T–12井的壓力產量進行監測，未發生井間干擾（圖3），這證明在該區域進行井網加密具有一定可行性，表明現有井網存在未控制區域。因此，針對井距超過1 000 m的區域，開展加密可行性論證是下步重點分析方向。

圖3 T–12井生產曲線

3.2 關停井治理

隨著氣藏開發的深入，研究區關停井逐漸增多，影響日產量2.9×104m3，關井原因主要為并管關井。對并管關停氣井的地質潛力分析表明，這些關停井主要位于主砂壩沉積環境，儲層物性較好，具備復產潛力，應嘗試并管同開或間開定期釋放產能。結合前文開發單元細分結果，共提出治理關停井9口，實現增產7口，平均日增產量3.0×104m3，累計增產478.0×104m3。關停井實施效果表明，后續應繼續開展關停井治理，可實現氣井產能有效釋放。

4 結論

（1）根據多個指標將研究區細分為4類開發單元：單元①儲層物性好，開發效果好；單元②儲層物性好，開發效果偏差；單元③儲層物性較差，整體開發形勢差；單元④儲層物性較好，開發效果較好，但液氣比較高。

（2）太2氣藏目前表現為低壓低產、采出程度低、液氣比高、關停井增多的開發特征，針對不同的開發單元提出不同調整對策，針對開發單元②提出了井網加密、關停井治理措施；針對開發單元④提出了水平井側鉆等措施。