靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践*

2014-10-24刘志军兰义飞安文宏徐运动

天然气勘探与开发 2014年3期

刘志军兰义飞夏勇安文宏徐运动

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院）

靖边气田马五1+2段地层岩性主要为细粉晶白云岩，溶蚀孔洞发育，是天然气储集的主要层位。储层埋深3200～3930 m，平均气层厚度5.4 m，平均孔隙度5.8%，平均渗透率0.257 mD，属于低孔、低渗气藏。随着气田的开发，地层压力和井口压力降低近半，且非均衡开采严重，气田稳产难度增大。通过地质、气藏工程多学科联合技术攻关，形成靖边气田碳酸盐岩气藏精细动态评价与水平井开发技术，实现气田的高效开发和长期平稳供气目标。

1 靖边气田碳酸盐岩气藏动态精细评价

针对靖边气田开发动态评价中储层非均质性强、气井生产动态特征差异大等难点，提出了先进、实用、有效的低渗气藏动态分析方法，研究气井泄流范围和气藏储量动用程度，分析压力平面分布特征，落实气田合理产能，为延长气田稳产期，提高采收率奠定了基础。

1.1 不关井地层压力评价

地层压力评价[1-3]是气藏工程研究最基本的元素，是动态储量评价、开发潜力预测、生产动态分析的前提。靖边气田储层渗透率低，关井压力恢复速度慢、恢复时间长，一些气井关井半年以上还不能达到压力平衡，关井测压与生产需求存在很大的矛盾。针对上述难题，提出了压降曲线反推法、井口压力折算法、拟稳态数学模型法、拓展二项式产能方程法等不关井条件下地层压力评价方法。通过实测压力对压降曲线反推法、井口压力折算等方法进行检验，误差范围基本在6%以内，评价精度较高。在此基础上精细评价气田地层压力变化规律及平面分布特征，为气藏加密调整、区块调控等提供了依据。初步估算该方法节约测试费用约428万元/年，减少测试工作对天然气产量的影响约1.6×108m3/a。

1.2 岩性气藏动态控制储量评价

动态控制储量[4-5]本质就是流动条件下参与渗流的地质储量，直接关系到泄流半径和合理井距的确定，是气田开发调整的依据。针对靖边气田气井工作制度不稳定，生产动态特征差异大等难点，在压降法等常规方法的基础上，根据不同类型气井渗流和生产动态特征，提出了“流动物质平衡法、优化拟合法、气藏影响函数法、数值试井法”等方法，并对每种方法的适用条件进行了明确的界定，形成了低渗岩性气藏动态控制储量评价技术系列，精细评价气田动态储量，刻画其平面分布特征（图1），为气田可采储量标定、加密井部署、工作制度优化、气井重复改造井优选等奠定了基础，对开发技术政策优化等方面起到了重要的作用，为保持气田的稳产作出了重要贡献。靖边气田共实施加密井163口，累计建产能9.8×108m3/a，预测20年可累计产气110×108m3。

图1 靖边气田动态储量分布图

1.3 低渗气藏产能评价

目前国外气田广泛采用的气井产能试井方法以常规回压试井和修正等时试井为主，前者应用于高渗透气藏，后者应用于低渗透气藏。长庆气田在理论研究和气井测试资料分析的基础上，发展和完善了常规回压试井、修正等时试井等产能评价技术，在此基础上总结出了适合靖边气田马五1+2储层的单点产能经验公式，若储层相对均质高产气井，qAOF=；储层非均质低产井，），单点法为气田大规模开发产能评价奠定了基础。然而，随着地层压力的降低，气井产能不断减小，评价不同地层压力下的气井产能存在较大难度。通过联合气井产能二项式方程以及单点法公式，并考虑产能系数随地层压力的变化，求解不同地层压力条件下的气井产能方程，动态追踪了不同开发阶段的气井产能，形成了变地层压力条件下产能评价技术。根据采气指示曲线法、节点分析法、最小携液量等方法确定气井合理产量，实现气井合理生产能力的追踪评价，为靖边气田合理生产规模制定提供依据。该方法不需要重新开展产能测试，大大节约了测试成本[6-8]。

2 非均质碳酸盐岩气藏地质建模与数值模拟

2.1 地质建模

储层建模[9-11]是综合描述储层特征、检验前期地质认识的重要手段，也是气田进行动态预测的基础。靖边气田马五1+2储层地质建模面临 “储层沟槽分布复杂、非均质性强”的难点，通过在恢复缺失储层厚度的基础上，利用相控技术精细刻画气田沟槽分布，精确描述了地质认识沟槽分布特征，再利用动态资料对属性建模中基质渗透率进行修正，形成了基于动态约束的储层地质建模技术，较好地描述了靖边气田储层非均质性，提高了非均质气藏建模精度。

（1）采用相控技术，准确描述沟槽分布特征

靖边气田奥陶系马五1+2碳酸盐岩储层，由于长期遭受风化、剥蚀作用，各小层侵蚀沟槽发育，并且从上到下沟槽和剥蚀区范围逐渐缩小，地层面积逐渐扩大，单一的工区边界无法刻画出各小层地层分布变化特征，同时，为了有效排除沟槽内井点数据对储层属性参数预测的影响，借鉴河流相砂岩储层相控建模思路，针对储层特殊情况，将地层和沟槽分别作为一个相，提出沟槽相和地层相概念，将相控建模应用到靖边气田碳酸盐岩储层建模中，建立了靖边气田各小层三维地层相分布模型（图2）。模型整体结果准确地反映出地层受长期风化、剥蚀，形成的貌似现今黄土塬的侵蚀古地貌。

图2 靖边气田三维沟槽分布模型

（2）动态约束储层建模，有效表征储层非均质性

渗透率属性是模型的关键参数，因此建立符合实际生产动态特征的渗透率模型尤为重要。靖边马五1+2储层由于储层发育不同程度裂缝和溶孔，测井解释基质渗透率与试井渗透率存在较大差别，而测井渗透率与试井渗透率之间相关性较差。如果直接利用测井解释渗透率建立地质模型，建立的模型与实际存在较大误差，但是如果利用试井渗透率建立模型，测试数据又非常少。为此，提出了动态约束建模的思路。

根据靖边气田试井及试气资料，回归有效渗透率与单位有效厚度无阻流量关系。在此基础上建立的有效渗透率模型，比静态测井渗透率模型更加反映气井产能分布特征，因此该方法提高了模型精度。

2.2 数值模拟

靖边气田数值模拟[12]面临含气面积大，投产井数多，气井开采历史长，单井动态差异大，历史拟合难度大的技术困难，在整体建立地质模型的基础上，将其分为多个区块进行拟合，解决了运算量大、拟合工作量大的困难，在各区块拟合完成后，将拟合好的模型返回地质模型中进行合并，再利用数值模拟技术进行整体调整。另外通过开发数值模拟前处理平台，提高了数值模拟前处理效率，并充分利用动态监测资料和辅助历史拟合软件，提高了拟合精度和速度，实现了靖边气田大型气藏动态指标适时预报（图3）。

图3 靖边气田不同规模下产量预测曲线

3 低渗薄储层水平井开发技术

随着靖边气田的开发，气井单井产量逐渐降低，稳定并提高单井产量成为保障靖边气田持续稳产的基础。因此针对靖边马五1+2碳酸岩盐气藏 “侵蚀沟槽发育、小幅度构造变化快、气层薄”等特点，技术攻关和现场实践相结合，建立了一套低渗薄储层水平井开发技术系列，该技术已成为靖边气田提高单井产量和保证持续稳产的核心技术。

3.1 水平井井位优选

靖边气田下古生界储层为岩溶型风化壳储层，岩溶古地貌形态及岩溶作用直接影响储层的发育程度和气藏的分布范围；西倾单斜背景下发育成排的小幅度鼻状构造，对气井高产具有明显的控制作用，但其起伏变化也加大了储层预测难度。根据下古生界碳酸盐岩气藏的地质特点，以储层精细描述为核心，确立了“古地貌选井区，小幅度构造定靶点”的水平井部署原则，重点进行岩溶古地貌恢复研究和小幅度构造精细描述。

根据前人研究成果[13]，结合地质研究和地震解释，优选印模法、残余厚度法及地球物理法进行古地貌恢复，充分结合岩心观察结果精细刻画前石炭纪古地貌形态，细分三级地貌单元，其中岩溶作用较强的古残丘和古坡地，是理想的水平井部署区。

根据小幅度构造纵向继承性，充分利用现有钻井、测井及地震资料，采取“二维全区刻画，三维重点精描”模式，以小层精细对比为依据，以钻井资料为基础精细标定地震剖面，利用地震资料追踪井间标志层起伏形态，精细预测小幅度构造变化，提高了井间小幅度构造预测精度，在此基础上优选构造相对平缓区部署水平井。

3.2 水平井优化设计

针对靖边气田下古生界马五1+2气藏储层沉积特点，建立“四气层、五构造、八厚度”的水平井设计模式：以小幅度构造精细描述成果为基础，利用太原组顶（TP）、本溪组顶（TC2）、奥陶系顶（TC）和K2标志层（TO14）之间构造的继承性综合修正K1构造形态；以马五1+2储层六个小层的地层厚度和太原组、本溪组厚度为骨架，验证K1标志层构造描述结果；精细对比马五1四个小层的气层分布，确定水平井主要的目的层位。在此基础上，建立水平井区精细地质模型（图4），并利用地质、气藏工程和经济评价的方法综合确定水平井井型、方位、长度等参数。通过小层对比和地震横向预测，主要采用标志层追踪、石炭系厚度预测、地层倾角计算等三种方法计算靶点，优化水平井轨迹设计，达到精确预测靶点的目的。2011年水平井实钻靶点与设计靶点平均误差控制在2 m左右，为水平井实施奠定了良好基础。

图4 靖平05-8水平井区精细地质模型

3.3 水平井随钻分析及地质导向

水平井随钻分析及地质导向[14-15]的关键是地层变化的实时判断和随钻地质模型的及时调整。前提是综合利用岩屑、钻时、气测及随钻伽马等资料，进行所钻遇层位的准确定位。具体分析时，根据地层地质特点，在斜井段确定了山23顶煤、太原组灰岩顶、本溪组8#煤、奥陶系顶部、马家沟组小层等五处靶点调整时机，预测靶点位置并制定相应调整措施；在目的层顶部马五12底泥质云岩处设置警戒线，严密监控井轨迹，做入靶前最后一次调整。

水平段实施过程中，加入水平井实钻数据建立并适时调整地质模型[9]，在此基础上重点进行岩性边界控制。根据目标层的地质特点，在钻遇地层边界时，准确判断钻头所处的地层顶或底界位置，精细计算地层倾角，提高水平段小幅度构造的认识程度，并提出相应的轨迹调整措施，确保水平井储层钻遇率。

低渗薄储层水平井开发技术的形成和完善保障了气田产能建设任务的顺利完成，靖边气田2008年以来水平井入靶成功率达100%，水平段储层钻遇率平均达60%以上(图5)；水平井产量逐年提高，2011～2012年平均试气无阻流量达80.9×104m3/d(图6)；建成了靖平xx下古水平井开发示范区，平均无阻流量108×104m3/d水平井开发取得了显著效果。