蘇里格氣田西區高含水致密砂巖氣藏差異化開發技術對策

何東博 冀 光 江乾鋒 程立華 孟德偉王國亭 郭 智 程敏華 韓江晨

1. 中國石油勘探開發研究院 2. 中國石油長慶油田公司

蘇里格氣田是典型的致密砂巖氣田，年產氣量達250×108m3，二疊系下石盒子組盒8段與山西組山1段是氣田的主力開發層系，儲層非均質性強及低壓、低滲、低豐度是其典型特征[1-6]，氣田主要劃分為東區、中區、西區3個部分。其中，中區、東區均已實現規模效益開發并逐步進入井網加密部署提高采收率階段；西區是氣田未來穩產的重要后備儲量接替區，但由于儲層氣水關系復雜，投產氣井普遍產水及存在井筒積液，生產過程中壓力和產氣量下降快，單井產能與動態儲量遠低于氣田平均水平，制約了超過萬億立方米地質儲量的有效動用。截至2020年底，蘇里格氣田日產氣量小于5 000 m3的低產井占總井數比例已高達67%，其中57%的低產井由井筒積液所致，且多數分布在氣田西區。為使西區高含水致密砂巖氣藏增加儲量動用，實現有效開發，研究可行的技術對策十分迫切。為此，筆者充分結合靜、動態生產資料，開展產層測井識別、氣水分布控制因素、氣井產水動態特征及生產制度優化、差異化開發部署等研究，挖掘氣井產能潛力，提高儲量動用程度，形成高含水致密砂巖氣藏不同類型天然氣富集級別區分類施策挖潛動用策略，以期支撐蘇里格氣田西區的有效開發。

1 氣水分布與生產動態特征

1.1 構造與成藏特征

蘇里格氣田西區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡下傾的最低部位，主體地層傾角0.5°～1.7°，最大5.7°，主體坡降梯度3～15 m/km，最大50 m/km。結合氣田條帶狀有效砂體規模，平均長度1 800 m、寬度140 m[7-9]，測算蘇里格氣田西區氣藏氣柱高度介于7.5 ～ 27.0 m，氣柱產生浮力介于 0.07 ～ 0.27 MPa。同時，儲集層巖心壓汞實驗得到排驅壓力介于0.05 ～ 5.34 MPa， 其 中 大 于 0.27 MPa 的 樣 品 占93.7%，即在地層傾角0.5°～1.7°的構造背景、平均1 800 m長度有效砂體條件下，不具備形成較高垂直氣柱的條件，天然氣向上的浮力不足以克服儲集層毛細管阻力，從而導致氣、水難以分異，形成蘇里格氣田西區氣水過渡帶、氣水混存的分布格局。

蘇里格氣田生烴強度介于(12～28)×108m3/km2，其中氣田西區處于弱生烴區，生烴強度普遍低于16×108m3/km2。近距離側向、垂向運移聚集是蘇里格天然氣的主要成藏方式[10-14]，在此控制下，高生烴區域將形成較好的天然氣富集區，相對低生烴區則多發育氣水伴生氣藏。

1.2 氣水發育及分布特征

1.2.1 地層水以滯留水和自由水為主

受儲層微觀孔隙結構與石英砂巖強親水共同控制，蘇里格氣田地層水可劃分為自由水、滯留水、束縛水3種類型[15]。自由水在重力作用下可自由流動，多以純水層存在；滯留水為天然氣充注過程中驅替地層水不徹底所殘留，受毛細管力作用難以自由流動，多形成氣水同層；束縛水則主要存在于微小孔隙或吸附在顆粒表面。蘇里格氣田西區單井產水量介于0～46.5 m3/d，類型以滯留水和自由水為主。

1.2.2 有效儲層含水飽和度高，部分氣層具有低電阻率特征

蘇里格氣田西區靠近氣藏邊界，整體處于氣水過渡帶區域，生烴強度普遍較低的條件導致天然氣運移聚集過程中驅替原始地層水不徹底，儲層多以氣水同層形式存在，氣層發育相對較差且分布局限。天然氣充注富集程度低造成有效儲層含水飽和度較高，部分氣層具有低電阻率特征，生產過程中往往呈現氣水同產和井筒積液的現象，與通常氣層高電阻率且無水產出的規律有較大差異。通過電阻率—聲波及電阻率—密度交匯分析，有效儲層電阻率介于10～100 Ω·m，聲波時差介于210～250 μs/m，密度介于2.4～2.6 g/cm3，以此為依據，氣層、氣水同層及含氣水層難以區分。

1.2.3 氣水分異差，無統一的氣水界面

綜合靜態地質特征及生產動態響應分析該區生烴強度及儲集層非均質性對氣水分布的作用。結果顯示，生烴強度與氣層發育富集具有明顯的相關性，控制了氣、水分布的宏觀格局，區域生烴強度越大，氣層相對越發育；儲層非均質性主要控制天然氣的局部充注和聚集成藏。總體上，含水層大面積發育，縱向上以氣水同層為主，儲集體內部氣、水分異較差，沒有統一的氣水界面。

氣井動態試氣與靜態生烴強度疊合分析結果表明：在蘇里格氣田整個區域均具有明顯的規律，隨生烴強度由高到低，氣井由純氣井逐漸向氣水同產井過渡（圖1）。例如，蘇里格中區蘇14井區氣井試氣基本不產水，全部為純氣井，隨生烴強度向西部逐漸降低，產水井增加且產水量逐漸增大；生烴強度從南部的 24×108m3/km2向北部逐漸降低至 14×108m3/km2，氣井產氣量逐漸減少，產水量呈明顯增多趨勢，特別是在生烴強度最弱的蘇43井區，產水量較周圍氣井普遍較高，可見，生產動態上很好地反映了生烴強度對氣、水分布的控制作用。另外，從跨越多個生烴強度界限的東南—西北方向氣藏剖面分析，生烴強度大的東、南部氣層發育程度明顯好于生烴強度小的西、北部，隨生烴強度向西、北部逐漸減弱，含氣水層和氣水同層發育逐漸增多，即在縱向有效儲層發育上反映了生烴強度對氣、水分布的控制作用（圖2）。總體上，生烴強度控制了蘇里格氣田氣、水分布的宏觀格局，導致中區氣層發育、西區及北部多發育氣水層的特征[16]。同時，氣藏剖面也呈現了致密氣藏有效儲層物性差異決定了有效砂體天然氣充注富集程度，內部泥質含量低、孔滲條件好的部位排驅壓力小，將被優先充注形成純氣層，而泥質含量高、物性相對差的部位排驅壓力大，原始地層水難以被徹底驅替，造成氣水混存。根據蘇里格氣田西區蘇120、蘇54、蘇43 等多個井區單井測井解釋成果，可將氣水分布總結為上水下氣型、上氣下水型、上下水夾氣型、巨厚儲層氣水混存型及純氣型5種分布模式[15]：①上水下氣型。其下部巖性較純且孔滲條件優于上部，天然氣會優先充注下部，上部氣水混存。②上氣下水型。其儲層上部巖性較純且孔滲條件優于下部，天然氣會優先充注上部，下部氣水混存。③上下水夾氣型。儲層中部巖性較純且孔滲條件最好，天然氣會優先充注中部，上、下部氣水混存。④巨厚儲層氣水混存型。其巖性、物性無明顯差異，天然氣被巨厚儲層分散，難以形成有效的聚集，呈現氣水混存狀態。⑤純氣型。其儲層巖性純、物性好，易形成純氣層。總體來看，儲層非均質性主要影響天然氣的局部充注和聚集成藏，歸納的5種單井氣水層垂向接觸模式，對氣井射孔選層，實現氣井開采先期控水具有指導作用。

圖1 蘇里格氣田生烴強度與氣井試氣成果疊合圖

圖2 蘇里格氣田西區氣藏連井剖面圖

1.3 氣井生產特征

由于有效儲層含水飽和度高，氣、水層混雜分布，氣井在儲層壓裂溝通后通常氣水同產，基本沒有無水采氣期，產量遞減快，水氣比逐漸上升，導致最終累積產量低。蘇里格氣田西區總體平均水氣比高達0.68 m3/104m3，已規模開發的蘇 47、蘇 48 及蘇 120這3個井區，氣井生產受產水影響更為嚴重，低產、低效井占比均高于60%，蘇120井區甚至超過80%，3個井區的15座集氣站中11座平均單井日產氣量小于 1×104m3，平均水氣比為 1.4 m3/104m3。

2 面臨的挑戰及開發技術對策

2.1 面臨的挑戰與開發技術思路

結合氣田西區整體含水飽和度高、儲量品質差的靜態地質特征及投產氣井受產水影響低產、低效井比例高的生產動態表現，認為當前開發主要面臨以下4個方面的挑戰：①富集區優選難度大；②氣層識別精度低；③缺乏產水量計量，氣井配產缺乏依據；④氣井排采措施需要進一步優化。

針對上述4個方面的挑戰，為實現高含水飽和度致密氣有效開發，對應提出以下開發技術對策：①動靜態結合滾動優選富集區；②提高氣層識別精度，優化氣井開發層位；③優化配產，利用地層能量延長攜液生產期；④優化排水周期，提高氣井累積產量。

2.2 富集區優選技術

2.2.1 儲量區劃分

基于氣水分布控制因素分析與產層測井識別可優選出縱、橫向氣層發育而含水層不發育的相對優質儲量區。以生烴強度、儲層物性、氣層發育程度、投產井水氣比等為核心指標，將蘇里格氣田西區劃分為富集區、富水區兩類儲量區（表1），其中，富集區是開發技術對策研究、實現最大限度產能挖掘的重點目標，是蘇里格氣田未來穩產及不斷上產的有力補充。而富水區在當前經濟技術條件下尚不能實現規模有效開發。

表1 蘇里格氣田西區儲量區劃分表

2.2.2 富集區優選

基于富集區優選標準：①以生烴強度16×108m3/km2為界限優選高生烴強度區，生烴強度越大，天然氣越易聚集成藏。②優選孔隙度大于8%、滲透率大于0.1 mD、氣層厚度大于3 m的心灘沉積和河道底部充填沉積相對高滲砂體。統計結果表明，蘇里格氣田西區高滲砂體主要集中在盒8下亞段，厚度小于4 m的砂體廣泛分布，大于4 m的砂體孤立分散發育。山1段和盒8上亞段普遍差于盒8下亞段。③投產井水氣比小于1 m3/104m3的區域，確保富集區動、靜態的一致性。進一步細化明確富集區優選所需資料并形成優選流程（圖3），據此，優選落實典型富集區1 486 km2，地質儲量 1 732×108m3（圖 4）先行開發，后續實施滾動優選開發部署。

圖3 蘇里格氣田西區富集區優選流程圖

圖4 蘇里格氣田西區富集區優選圖

2.3 氣層精準識別與開發層位優化

結合研究區147個單層的試氣成果，開展測井巖電關系分析，電阻率—聲波、電阻率—密度交匯顯示（圖5），氣層、氣水同層和含氣水層的巖電關系并無明顯規律可循，難以有效區分。但對于含氣儲層，聲波、密度和中子測井都有良好顯示，表現為聲波時差變大，中子和密度值變小的特征。為此，從放大含氣儲層挖掘效應的角度，通過聲波、密度和中子測井構建氣層敏感特征參數DT和AK來識別氣層、氣水同層和含氣水層，即縱波時差差比和AK交匯法。

圖5 測井參數交匯圖

縱波時差差比DT：當儲層含氣時，Δt升高，φn降低，Δt1降低[17]，DT＞0；儲層為非氣層時，DT≤0。

基于單層試氣數據進行AK和DT交匯（圖5），顯示縱波時差差比和AK特征參數對氣水層的識別效果較好，具有清晰的界限規律，較常規巖電交匯分辨率有顯著提高。通過確定氣層、氣水同層和含氣水層AK和DT值范圍，形成氣水層識別標準（表2），將其應用于研究區氣井解釋（圖6），71個單層試氣點，僅有7個點與試氣結論不符，解釋精度較原傳統方法提高了17%，達到90%。

表2 蘇里格氣田西區氣水層識別標準表

圖6 DT—AK交匯法測井解釋成果圖

統計分析蘇里格氣田西區氣井測井解釋各類產層射孔產水情況，顯示氣水同層及含氣水層射開后產水的比例高達56.4%，氣層產水比例僅6.09%，說明氣水同層及含氣水層的射孔對氣井產水具有重要影響。因此在精準識別上水下氣、上氣下水、上下水夾氣、巨厚儲層氣水混存及純氣型5種氣水分布模式的基礎上，氣井射孔完井應集中于氣層，同時采取措施有效避開氣水同層及含氣水層，實現氣井開采先期有效控水的目標。

2.4 井組產水劈分與生產制度優化

蘇里格氣田在低成本開發路線下實現了規模效益，但也給蘇里格氣田西區有效開發帶來較多問題，例如產液計量以集氣站為單元對多口氣井統一計量，對于普遍存在井筒積液的情況，單井產水數據缺乏從而通常將氣井視為無水產出井，給氣井生產動態分析、產能評價及生產指標預測等均帶來困難，造成較大的計算誤差，進而導致氣井生產特征及區塊整體產能認識偏差。可見，針對蘇里格氣田西區高含水致密氣藏，研究制訂綜合考慮氣井產水的開發技術對策非常重要。為此，在實驗獲取氣—水相對滲透率曲線的基礎上，綜合應用三維地質建模與數值模擬手段，同時以集氣站總產水量及單井氣水兩相計量試驗成果為約束，開展氣井產水劈分探索，獲取單井全生命周期產水量數據，明確各區塊產水水平，成果可用于氣井兼顧產水量的合理生產制度優化與最佳排水周期確定。

2.4.1 氣井產水劈分

2.4.1.1 氣、水相對滲透率

氣、水相對滲透率反映氣、水通過地下儲層的滲流能力，對氣井氣、水產量具有決定性影響。首先通過實驗室非穩態方法獲取不同巖心樣品的氣、水相對滲透率數據，得到氣水相對滲透率與含水飽和度的關系曲線。進而將多組實驗氣、水相對滲透率曲線進行歸一化處理，同時借助少數開展單井產水計量的水平井，建立基于水平井和周邊直井的混合井組模型，經過數值模擬擬合水平井單井產氣量、產水量和壓力歷史，期間結合儲層物性及單井完井參數等對歸一化相滲曲線進行優化調整，最終得到研究區可靠的相對滲透率曲線。校正后的相對滲透率曲線氣、水兩相共滲區含水飽和度介于30%～80%，與氣井測井解釋含水飽和度相吻合，說明儲集層多為氣水兩相滲流，與西區多見巨厚儲集層氣水混存型氣水分布模式及生產動態上普遍產水的特征相一致。

2.4.1.2 數值模擬產水劈分

將校正后的準確相對滲透率曲線應用于蘇48-5集氣站井組模型數值模擬分析，進行氣井產量與壓力的歷史擬合，擬合過程以集氣站總產水計量及單井氣水兩相計量試驗成果為參考和約束，主要開展3個方面的優化與調節：①氣井動態控制儲量，實現數值模擬計算氣井的最終累積產氣量與氣藏工程方法分析的氣井動態儲量相一致；②儲集層連續性與連通性，基于井點鉆遇儲層發育情況及氣藏剖面有效砂體分布特征，在井周儲層內部設置阻流帶，改變連通性與滲透性；③氣井井筒相關各項參數，如根據氣井不穩定試井等手段所確定的裂縫半長、表皮系數、井控泄流范圍、邊界距離等。通過對上述3個方面動、靜態參數優化調整，集氣站產水量、氣井產氣量與壓力均獲得較好的擬合，從而獲得氣井全生命周期產水量數據。劈分結果顯示：集氣站總體產水量擬合水氣比的誤差僅為8.1%，單井產氣量及壓力歷史擬合率高于90%，擬合效果較好（圖7、8）。同時，與站內僅有的兩口氣—水兩相計量試驗氣井對比，產水量相對誤差均低于10%；多數氣井產水劈分計算水氣比大于1 m3/104m3，與氣井在生產過程中表現的產氣量逐漸降低、油套壓差逐漸增大等現象相吻合。證實了數值模擬產水劈分方法的可靠性。

圖7 蘇48-5集氣站產水量歷史擬合對比圖

圖8 蘇48-3-24井產水劈分曲線圖

2.4.2 生產制度優化

蘇里格氣田強非均質性與高含水儲層特征對天然氣地下滲流能力制約明顯，受啟動壓力梯度影響，氣相滲流能力逐漸降低，水相滲流能力逐漸升高[18-19]，生產上表現為單井壓力波及范圍小，壓降速度快、自然產能低及遞減率高[20]。優化制訂兼顧氣井產水量影響的生產制度對于提高此類氣井最終累積產量、延長穩產期至關重要。以氣井全生命周期臨界攜液流量分析計算為基礎[21]（圖9），綜合考慮氣井開采合理控壓與自然攜液生產能力，應用兼顧井筒溫壓分布、氣井產能變化及連續攜液理論的動態優化配產方法[22]，可以較好地解決產水氣井合理配產問題。在氣井投產初期即考慮氣井的臨界攜液能力，充分發揮氣井攜液潛能，保持氣井產量高于井口臨界攜液流量，實現降低排水措施采氣量，降低開采成本的同時提高氣井穩產期和最終累積采氣量的目標。針對西區產水氣井，基于數值模擬產水劈分成果，應用動態優化配產方法，結果顯示，氣井平均連續攜液采氣量的占比可以達到90%，排水采氣措施采氣量僅約10%，起到了在保證較高采收率的同時提高開發效益的作用 （圖10、表3）。

圖9 氣井全生命周期臨界攜液流量分析圖

圖10 S20-8-10井動態優化配產壓力、產氣量及采收率變化曲線圖

表3 蘇里格氣田西區氣井動態優化配產成果表

2.5 確定氣井最佳排水周期

針對蘇里格氣田西區產水量大、難以自然攜液生產的氣井，需要定期開展排水采氣措施，應用產水劈分成果可輔助確定氣井合理的排水措施周期。在氣井產氣量低于井筒臨界攜液流量條件下，井筒積液量不斷增加，產氣能力不斷變差，按照現場井筒液面高度排查標準，油管液面位置不足2 000 m時，氣井生產將受到嚴重影響，需開展排水采氣措施提升氣井生產能力。不同產水氣井的積液速度存在明顯差異，通過跟蹤研究300口產水氣井生產動態數據，可劃分為輕微、中度及重度產水井3種類型。基于氣井平均日產氣量占臨界攜液流量比例及氣井產水劈分數據成果，計算井筒滯留水的體積，結合井筒液面檢測排查標準，可確定氣井嚴重積液，亟需開展排水采氣措施的時間[液面高度小于2 000 m，公式（6）]。結果顯示輕微、中度及重度產水井需要實施排水采氣的周期分別為125 d、20 d 和 3 d（表 4）。依據最佳排水周期研究成果，氣田數百口積液氣井取得了較好的實施效果（表5），日產量平均增產112%，有效支撐了氣井持續穩定生產。

3 結論

1）蘇里格氣田西區具有氣水分異差，氣、水層混雜分布，無統一氣水界面的氣水分布特征；生烴強度、儲集層非均質性對氣水分布具有主控作用，前者生烴強度控制了氣、水分布的宏觀格局，區域生烴強度越大，氣層相對越發育，后者則控制天然氣局部充注和聚集成藏。據此劃分出上水下氣型、上氣下水型、上下水夾氣型、巨厚儲層氣水混存型及純氣型5種氣水縱向結構模式。

2）基于氣水分布規律與開發表現，確定了氣田開發面臨的4個方面挑戰與關鍵問題，提出相對富集區優選、測井產層精準識別、生產制度與排采周期優化等4項開發技術對策。建立了富集區優選標準；構建了DT-AK交匯氣水層識別方法和標準，較常規巖電交匯分辨率有顯著提高，單層試氣點校驗解釋精度達90%；建立了產水劈分方法，形成充分考慮產水影響的自然攜液生產制度優化及排水采氣周期優化技術對策，氣井全生命周期動態優化配產平均連續攜液采氣量占比接近90%，排采最佳周期確定輕微產水井 125 d，中度產水井 20 d，重度產水井 3 d。

3）以富集區優選、氣水層識別、產水劈分、生產制度及排采周期優化為核心的高含水致密砂巖氣藏系統開發對策，對于蘇里格氣田持續穩產具有支撐作用，同時，對同類型氣藏開發具有參考和借鑒意義。

符 號 說 明

Δt、Δtma、Δtf分別表示地層、骨架、流體聲波時差，μs/m；Δt1表示中子測井值合成聲波時差，μs/m；φn表示中子測井曲線解釋層的中子孔隙度；DT表示縱波時差差比，無因次；A表示中子表示密度交匯圖上骨架點與流體點連線的斜率，無因次；K表示中子表示聲波交匯圖上骨架點與流體點連線的斜率，無因次；ρb、ρma、ρf分別表示巖石體積密度、骨架和流體密度，g/cm3；φma、φf分別表示骨架和流體的含氫指數；AK表示反映巖石骨架和孔隙流體特征的構建特征參數，無因次；AC表示聲波時差，ms/m；Rt表示地層電阻率，Ω·m；DEN表示密度測井，g/cm3；POR表示孔隙度；PERM表示滲透率，mD；Sw表示含水飽和度；Sg表示含氣飽和度；GR表示自然伽馬，API；pc表示套壓，MPa；pr表示地層壓力，MPa；pwf表示氣井井底壓力，MPa；pwh表示油壓，MPa；q表示氣井日產量，104m3/d；qc表示氣井臨界攜液流量，104m3/d；qsc表示氣井配置產量，104m3/d；R表示氣井動態控制儲量采收率；tp表示排水時間，d；V2000表示積液高度2 000 m時井筒內液體體積，m3；Qw表示劈分產水，m3/d；qg表示氣井日產氣量，104m3/d。