深层致密凝析气藏可动用性分析及开发技术对策

2013-07-25王乐之王海霞戚志林

中国矿业 2013年6期

王乐之，王海霞，戚志林

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；3.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331）

深层低渗凝析气藏是一种特殊类型的复杂气藏，一方面，与常规气藏相比，它的开发过程中伴随着复杂的流体相态变化，而与常规凝析气藏相比，由于低渗透率进一步增加了反凝析伤害，开发特点更复杂，开发难度更大。因此，这类气藏往往因开发效果差而作为难动用储量，随着我国对油气资源需求的日益强烈，如何尽快实现这类气藏的有效动用具有非常重要的现实意义［1］。

1 复杂的地质特征及开发难点

我国渤海湾盆地东濮凹陷发育一系列典型的深层致密凝析气藏，开发难度大，效果差［2］。气藏主要特征及开发难点表现在以下几方面。

1）埋藏深，投资大。气藏埋藏深，主要气层埋深3500m以下，属于典型的深层－超深层气藏，钻井投资大。

2）气层厚度薄，物性差。气层单层厚度多在1～3m，储层渗透率主要分布范围在0.05～0.5md，为典型的低渗透－致密气藏。绝大多数气井必须压裂才能投产。

3）产量递减快，产量低。气井初期可获工业气流，但产量下降迅速，初期递减率可达40%～50%，相对稳定产量平均仅为0.5×104m3/d产量普遍较低。

4）含气井段跨度大、气层分布零散。含气井段跨度达1000m，但每百米地层内气层厚度平均仅为5～10m，气层分布零散。

5）主要为近饱和中高含凝析油的凝析气藏，反凝析伤害严重。地露压差多小于5MPa，且中高含凝析油。随着气井生产，近井地层压力迅速下降，地层、井底将产生反凝析现象，而由于储层致密，反凝析影响更加剧烈，导致产能快速下降甚至停产。

6）总体开发经济效益差。由于埋藏深，储层致密，气井产量低，造成井控储量小而投资大，再加上反凝析伤害影响，气井累积产量低，开发效果差，在目前经济技术条件下，开发经济效益差，无法实现整体有效动用。

2 储量可动用性分析及评价

研究中发现，气藏整体难动用背景下存在有利储层发育部位，位于该区域的井，稳定产量相对较高，稳产期较长，具有较好的经济效益。说明该类气藏存在局部优质储量，可获得开发效益。在目前技术经济条件下，气藏实现经济开发的唯一途径就是通过可动用性分析，确定气藏内的相对优质储量，优先对这部分储量进行开发，实现较好的经济效益。本次以东濮凹陷储量动用程度低的B55块为例，开展了储量可动用性分析及评价。

2.1 评价思路

可动用性要求投入开发后必须具有经济效益，其重点就是开展经济性研究。本次采用经济极限储量法进行评价，其主要技术原理是对气藏开发的投入产出进行测算，通过现金流量表计算内部收益率、财务净现值、投资回收期等指标，从而确定达到行业基准值的条件时气藏可动用的储量大小，即为气藏的可动用储量。该方法就是要确定气藏的单井控制经济储量。新钻井只有达到或超过单井控制经济储量，才能在一定的年限内收回投资及成本，并产生经济效益。

同时，结合产量指标和经济界限指标对储量进行可动用性分类，既要考虑储层本身品质引起的储量品质差异，也要考虑在现有储层改造技术的前提下可以达到的产量，需要把地质参数与产能参数、经济指标参数结合起来，寻找现有技术经济条件下具有开发效益的优质储量。

2.2 经济界限研究

经济界限采用现金流法评价。

2.2.1 评价参数

1）开发投资。包括钻井及地面建设投资，按油田实际钻井成本和该区块气井投产实际费用平均值测算。

2）采气成本估算。定额取值以油田上年实际采气成本为基础，成本上升率按2%估算。

3）销售收入。销售收入＝商品量×商品率×价格。天然气、凝析油价格按照油田实际销售价格测算，天然气商品率90%，凝析油商品率95%。

4）产量预测。气藏单井生产期为10年，开发指标采用了气藏开发方案数值模拟指标，预测递减率15%，凝析油含量分块取平均值计算。

2.2.2 单井经济极限控制储量

2.2.2.1 评价方法

对单井进行经济评价，测算其投入与产出。首先要判断单井经济极限可采储量是否存在，判断条件是内部收益率必须大于12%，且一定年限内能收回投资。若该条件符合，则达到投资回收期那一年的累积产量就是单井经济可采储量。若不满足该条件，则这口井开发无效益，其经济可采储量不存在。财务净现值（FNPV）和内部收益率（FIRR）关系式见式（1）。

式中：FNPV为财务净现值，万元；CI为现金流入量，万元；CO为现金流出量，万元；（CI－CO）t为第t年的净现金流量，万元；N为计算期，年；FIRR为内部收益率，%。

根据计算的单井经济可采储量，按气田标定的平均采收率，可计算出单井经济极限控制储量G井，见式（2）。

式中：G井为单井经济极限控制储量，108m3；q井为单井经济可采储量，108m3；ER为平均采收率，%。

2.2.2.2 计算结果

按照平均井深和凝析油含量，B55块气藏单井经济极限可采储量和单井控制经济储量计算结果，见表1。

表1 B55块单井经济极限储量计算结果表

2.3 可动用储量分类标准建立

2.3.1 储能系数的引入

根据气藏多项参数的拟合试验，气层产能与单一的储层参数如渗透率、孔隙度等相关关系均不佳，说明该气藏天然气流动的复杂性。但研究发现，气井产能与为储能系数相关性较好。储能系数是储层有效孔隙度、有效厚度和含气饱和度的乘积，有效孔隙度反映了储层有效储气空间的大小，含气饱和度反映了有效储集空间内开采对象的富集程度，有效厚度则反映了一定区域内的储量丰度［3］。从B55块的实践上看，这三者的乘积综合反映了该区域内储层的品质，即反映了可开采动用的储量的品质。

2.3.2 产能与储能系数关系评价

优选生产时间较长、具备一定的累计产量的产层，统计各产层的储能系数，建立储能系数与产能的关系曲线，可以看出，B55块气层的储能系数与累计产量具有较好的相关性（图1）。经过统计分析后得到回归公式（3）。

2.3.3 可动用储量与储能系数的关系评价

对于直井，B55块直井在当前气价下单井经济极限可采储量（经济极限累产量）为1670×104m3，由图1推算对应的储能系数为1.20，即某井或某一区域储能系数达到1.20以上，钻直井开发具有经济效益，该井或该区域内储量为可动用储量。

而对于水平井，在当前气价下单井经济极限可采储量需达到2827×104m3，计算经济极限储能系数为1.44，即某一单层储能系数须达到1.44，单独作为水平井的目标层才具有经济效益。

2.3.4 储量分类标准

根据储能系数界限，可以将B55块储量划分为3类（图1）。

Ⅰ类可动用：单层储能系数达到1.44，在目前技术经济条件下可单独作为水平井的目标层的储量。

Ⅱ类可动用：B55块含气范围内叠合储能系数大于1.20的储量分布区，现技术经济条件下，对于直井开发具有经济效益的储量为Ⅱ类储量。

Ⅲ类储量（暂不可动用储量）：叠合储能系数小于1.20，在目前市场平均价格下，开发不具备经济效益的储量。这部分储量需要依靠技术进步、降低成本或气价上涨才有开发动用价值。

其中，Ⅰ类、Ⅱ类储量为目前技术经济条件下的可动用储量。

图1 B55块可动用储量分类标准图

2.4 评价结果

分砂组、分层系、全井编制储能系数等值线图，评价B55块可动用储量。

按小层和砂组分析（图2），每个砂组的储能系数都没有达到经济极限储能系数1.20。进一步按亚段分层系进行分析，仅在沙三中的B58井区和B16井区有少量范围储能系数达到1.20以上，说明各砂组乃至亚段均不具有单独开发的开采价值，须作为一套开发层系开发，增加井控气层数和储量，才可达到经济开发价值。

图2 B55块储能系数某砂组等值线图

在气藏全井储能系数等值图上，依据评价的经济极限储能系数圈定出可动用储量的分布范围（图3），并依据气藏总有效厚度等值图评价气藏的可动用储量。评价认为，目前技术经济条件下，B55块不存在Ⅰ类可动用储量分布。

Ⅱ类可动用储量主要分布在B55块构造的腰部B70井—B16井一带，储量大小占整个气藏落实储量的44%。

Ⅲ类储量分布在构造的顶部和低部位，占整个气藏落实储量的56%，说明一半以上的储量目前都暂不具备经济开发的条件。

图3 B55块总叠合储能系数等值线图

3 开发技术对策

针对B55块储量分布以及储量品质的差异性，需要采取不同的增加储量动用技术对策和措施。

3.1 对优质储量钻水平井，优化完井及分段压裂技术提高井控储量

对于Ⅰ、Ⅱ储量分布集中区，推荐采用单井控制储量大、产能较高的水平井来进行调整挖潜。应用水平井开发，除可增加产能外，还由于它增加了井筒泄流面积从而降低了单位面积上的压降，能起到减缓近井地层反凝析的作用。

但是，评价可知，B55块水平井目标层经济极限储能系数为1.44，由于B55块储量品质差，不存在I类可动用储量分布，无可单独作为水平井目标层的储量。因此，B55块要钻水平井进行开发，除水平段目标层外，还需要上部直井段钻遇一定的气层有效厚度，才能达到经济极限的井控储量，所以水平井部井原则上不能在上部层系部署，应尽量优选中下部储能系数大的层设计水平井。

在完井与压裂改造方面，可针对具体情况，采用近年来突飞猛进的水平井套管桥塞分段压裂或采用裸眼完井，进行封隔器滑套分段压裂，大幅度改善储层渗流条件，最大限度地增加单井控制储量，并提高开发效果［4］。

3.2 通过局部部署侧钻水平井提高储量动用程度

B55块目前老井利用率低，部分老井采出程度低，剩余气储量大，地质情况认识较为清楚，侧钻井风险小。在具有一定剩余储量的部位利用老井或报废井侧钻水平井挖潜，既可以起到增加动用储量、提高产能的效果，又可以有效减少钻井投资。

3.3 通过大型压裂和重复压裂增大供气半径

目前工艺技术不断进步，大型加砂压裂技术、多层压裂技术、水平井分段压裂技术、重复压裂技术都日趋成熟［5］，对于低渗致密凝析储层，实施压裂不仅可以有效增加泄气半径，进而提高了储量动用程度，也可以起到压降漏斗变缓，改善渗流条件的目的。对于目前生产中发现的部分气井由于早期压裂规模小，压裂缝长较短，产出状况与地质储量较不匹配的问题，可以考虑采用大型加砂压裂技术、多层压裂技术等进行重复压裂，以提高裂缝长度，改造储层，提高开发效果。