川东石炭系气藏后期开发提高采收率探讨

摘 要

摘要：川东石炭系气藏目前仍是四川盆地东部的主力气藏，但多数气藏已进入开发中后期，提高气藏的采收率显得极为重要。在对川东9个开发后期的整装石炭系气藏资源潜力和最终采收率
摘要：川东石炭系气藏目前仍是四川盆地东部的主力气藏，但多数气藏已进入开发中后期，提高气藏的采收率显得极为重要。在对川东9个开发后期的整装石炭系气藏资源潜力和最终采收率分析研究的基础上，根据气藏不同开发模式特征及对剩余储量的分析，对目前开采条件下的最终采收率进行了预测。通过对影响气藏采收率的因素进行分析，提出了进一步降低输压、主动排水采气及加密非均质气藏井网提高采收率的技术思路。实践证明，这些措施应用后提高了气藏采收率10%左右。
关键词：四川盆地；东；石炭纪；产量递减；最终采收率
0 概况
四川盆地东部石炭系气藏目前多数已进入中后期开发，随着勘探程度的提高，要寻找大的气田来满足日益增加的社会需求愈加困难，因而，提高川东石炭系气藏采收率、充分挖掘资源潜力已成为目前乃至今后相当长的一段时间的主要工作。
川东石炭系气藏多为受构造、断层和地层控制的复合型气藏，从笔者研究的9个后期开发的石炭系气藏来看，气藏埋深从2000～5000m，渗透率0.001×10-3～100×10-3μm2不等。相国寺、万顺场石炭系埋深浅，渗透率在10×10-3μm2以上，生产压降小(一般为0.1～1MPa)，产能高(无阻流量100×104m3/d以上)，为典型的中高渗型气藏；沙罐坪、云和寨、卧龙河、张家场等石炭系埋深4000～5000m，渗透性差异大，非均质强，如云和寨石炭系气藏北区为特低渗(0.001×10-3～0.003×10-3μm2)，生产压降在10MPa左右，开采难度大；还有部分气藏在开发早中期就出水，如双家坝、龙头一吊钟坝等，不仅增加了开发难度，且降低了气藏最终采收率。
1  部分后期开发气藏资源潜力分析
1.1 开采程度高、开采均衡的气藏潜力分析
相国寺、万顺场、福成寨、张家场4个气藏都是开发较早的气藏，到2008年12月，相国寺采出程度达到88.92%，非均质性强的张家场也达到61.21%，由于这几个气田开采均衡，基本上为能量的自然衰竭，根据生产统计，4个气藏仍有74.16×108m3的剩余储量。
1.2 部分出水气藏潜力分析
川东多数气田存在边水，在后期开发中一般都以缓慢均匀方式侵入，对气藏采收率影响不大，如福成寨、张家场；但对于裂缝性水窜多发生在气藏开发早中期出水，使气藏储量减小，采收率降低，如双家坝、龙头-吊钟坝、云和寨石炭系南区等，由于气藏出水，产能和储量下降(见图1)，部分天然气不能采出。如双家坝石炭系气藏，出水前计算动态储量55.44×108m3，出水后降到44.28×108m3，减少11.16×108m3，吊钟坝减少了11.909×108m3，云和寨降低了6.21×108m3，万顺场减少了5.87×108m3，4个主要出水气藏水封闭储量33.43×108m3。按气藏目前动态储量计算，气藏剩余储量75.02×108m3，加上水封闭储量共计108.44×108m3。

1.3 低渗透气藏潜力分析
沙罐坪、云和寨、卧龙河石炭系气藏非均质性较强，尤其是云和寨北区大面积为特低渗透。渗透率为0.001×10-3～0.003×10-3μm2，生产压差一般在10MPa左右。根据2005年川东低渗透储量分布研究成果，卧龙河石炭系低渗透储量64.93×108m3，沙罐坪57.63×108m3，云和寨北区30.12×108m3，3个气藏目前采出131.6407×108m3，主要为高渗透区储量，剩余地质储量185.85×108m3，基本上为低渗透储量。
2 提高采收率的技术措施
2.1 适时调整井口工艺流程和用户结构、降低输压，提高气藏采收率
增压开采是气田开发中后期，提高采收率的一个最有效的措施，在川东气田的开发中已得到充分体现[1～3]。如相国寺石炭系气藏1977年投入开发，地质储量45.56×108m3，开采已30余年，累计采气40.51×108m3，后期开发中，由于适时调整地面工艺及用户结构，降低了废弃压力，目前外输压力最低只有0.6MPa，到2008年12月，采出程度已达到88.92%，按目前递减规律预测，总的可采储量可达到43.073×108m3，最终采收率有望达到94.54%。
根据9个后期开发气田目前井口压力和外输压力预测，气藏废气产量至少在15×104m3/d以上，预测其总可采储量555.77×108m3，最终采收率为43%～87%。从各井外输压力对比认为，均有一定的下降空间，尤其是沙罐坪、龙头-吊钟坝、万顺场，如再次减低输压，变一次增压为多级增压，或进行高低压分输，把目前远输用户逐步改为就近用气，可将废弃产量降到5×104m3/d或更低，总可采储量至少提高到581.376×108m3，净增可采储量25.604×108m3(见表1)。
表1 川东石炭系后期开发气藏最终采收率预测统计表
气田
储量(108m3)
目前开采条件下
实施增产措施后
总可采储量(108m3)
最终采出程度
降低输压增产量(108m3)
排水采气增产量(108m3)
加密井网或大斜度井(108m3)
气藏最终采气量(108m3)
气藏最终采收率
相国寺
45.36
39.668
0.87
2.5540
 
 
42.22
0.93
万顺场
70.80
58.110
0.82
1.2062
1.7610
 
61.08
0.86
沙罐坪
85.12
36.419
0.43
2.0680
 
11.5260
50.01
0.59
双家坝
67.43
45.979
0.68
1.6800
3.3486
 
51.01
0.76
云和寨
68.64
30.371
0.44
4.4920
1.8630
5.4054
40.27
0.59
龙-吊
114.20
82.471
0.72
6.5130
3.5727
 
92.56
0.81
福成寨
89.60
75.419
0.84
1.4320
 
 
76.85
0.86
张家场
75.99
59.266
0.78
2.5540
 
 
61.82
0.81
卧龙河
178.31
128.069
0.72
3.1020
 
12.9860
144.16
0.81
合计
795.29
555.771
0.70
25.6050
10.5453
29.9174
619.97
0.78
2.2 主动、强化排水采气，提高水封闭储量采收率
排水采气是水驱气藏开发到中后期，提高采收率最有效的措施，特别是当气体弹性能量大于水体弹性能量，采水速度大于采气速度时，可使饱和在水中的气体扩散在井中，从而提高采收率。研究表明，在双家坝、龙头-吊钟坝、云和寨、万顺场4个主要出水气藏都表现出局部水侵活跃，反映出沿裂缝水窜的特征，由于水侵而使储量减少33.43×108m3，这部分储量被水以溶解、封闭等形式仍存在气藏中，因此，通过对水区和出水井进行主动排水采气，就可采出水淹区分散的储量，达到提高采收率的目的。如万顺场石炭系气藏1987年4月投产，1996年1月5日池6井开始产水，1996年12月开始实施排水采气，到2005年9月18日该井淹死时，累计采气6.7327×108m3，该井采出程度为50.5%，其中排水采气2.86276×108m3，占该井采出程度的20%，该井成功进行排水采气近9a，由于在方案调整中采取了主动排水采气，不但提高了水封闭储量的采出程度20%，而且有效的保护气藏无水开采；据统计，川东石炭系目前已被水淹死的井有2口(七里7、池6井)，因产水而封闭的井有七里43井，七里8井。如能有效的利用这些井或再打替换井主动排水采气，按池6井自喷排水采气增加采收率20%计算，4个出水气藏至少增加可采储量10.55×108m3。
2.3 调整井网、实施大斜度井、提高低渗气藏采收率
生产统计表明，对后期开发的非均气藏，合理补充和调整井网，是提高非均质气藏采收率的有效途径。如沙罐坪石炭系气藏，1987年2月投产，初期生产井10口，气藏开采规模32×104m3/a，若不补充新井，1992年就开始递减，气藏采收率只有48%；1992～1994年针对非均质特点，先后完成了8口井，气藏完钻总井数达到18口，使气藏延缓到2001年7月才开始递减，采出程度提高到58%，采收率提高了10个百分点。从目前气藏生产现状分析，该气藏剩余储量较大，在气藏外围的罐31、罐8井、罐3井、罐29井区井距较大，通过加密井网，至少可提高采收率5%～10%。增加可采储量20×108m3/d以上。
根据对不同渗流条件下的供给半径定量研究表明(见图2)，渗透率小于1×10-3μm2的储层，供给半径在300m左右；当渗透率大于1.2×10-3μm2时供给半径就明显增加。从图2中看出：当K介于1.2×10-3～1.4×110-3μm2，供给半径为600～2000m；当渗透率大于等于1.4×10-3μm2，供给半径急剧增加，供给半径在2000m以上。这说明气藏的非均质性对气井供气范围影响大，井网密度应不一样。沙罐坪、云和寨北区、卧龙河石炭系气藏大部分井渗透率小于1×10-3μm2，根据计算井距在300～2000km，从目前采出程度较高、非均质性较强的福成寨、张家场石炭系来看，井距1～2km，从理论和实际开发效果对比认为，沙罐坪、云和寨北区、卧龙河石炭系气藏平均井距在1km左右为最好。
 

根据2006年7月完成的天东97x大斜度井效果分析，在低渗透气藏实施大斜度井是提高采收率的有效措施。天东97x井石炭系处在有效储层剥蚀区，储层实钻厚39.5m，Ⅲ类储层6.7m，孔隙度2.5%～3.3%，如直井钻井，该井储层增厚1m左右，根据产能预测应为干井，由于该井实施大斜度钻井，获得了2.45×104m3/d的工业气流，由此反求该井的渗透率为0.003×10-3μm2，为特低渗透气藏。因此认为，在沙罐坪、云和寨北区、卧龙河石炭系气藏通过进一步调整井网和钻大斜度井或水平井，将大大提高低渗透气藏的采收率。
3 结论
通过对川东9个石炭系气藏剩余地质储量和生产预测，按目前开采条件，9个气藏还可采气156.15×108m3，气藏最终采收率为40%～87%，平均70%；由于气田衰竭、出水和低渗透等多种原因，将有215.584×108m3储量不能采出；如对目前开发的气藏地面工艺流程、用户结构进行进一步调整，加大对被水封闭储量排水采气力度，对低渗透储层加密井网并配以大型酸化改造可提高采收率10%左右，增加可采储量66.067×108m3。对于目前川东资源接替不足和供气矛盾日益突出的情况下尤为可观，不但有较好的经济效益，而且具有较大的社会效益。
参考文献
[1] 陈元千.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001.
[2] 王雨生.新场气田蓬莱镇组气藏整体增压开采方案研究[J].西南石油学院学报，2005，27(5)：40-43.
[3] 向建华，高泽立，冯小波，等.川东石炭系气藏排水采气工艺技术及其应用[J].天然气工业，2007，27(9)：87-90.
　
(本文作者：陈淑芳 张娜 刘健 陈诗琦 中国石油西南油气田公司重庆气矿)