港北潜山奥陶系气藏增储建产研究实践

王建柱

摘 要：潜山油气藏是大港近年来开辟的增储建产新领域，2016年港北潜山预探发现太17X1气藏，该气藏构造上位于港北潜山北翼，目的层为古生界奥陶系峰峰组，气层埋深2850—3400m，微构造为依附于港西断层的断鼻构造，该气藏为碳酸盐岩储层，属特低孔特低渗气藏。太17X1井通过试采生产，气油比一直稳定在2500m3/t以上，进一步体现出气藏的生产特征，以试油、试采为基础，结合动静态资料研究，明确了太17X1奥陶系潜山气藏特征，开展了产能评价研究，部署了增储建产一体化方案。

关键词：气藏；潜山；产能评价；增储建产

一、地层特征

钻井资料证实，本区发育新生界的第四系平原组至古生界的奥陶系下马家沟组，厚度约3360m。港北潜山发育三大储集岩类，分别是碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩，与泥岩、煤层等盖层相匹配，形成六套储盖组合。

太17X1断块有利储层主要位于峰峰组、上马家沟组，Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ类裂缝储层厚度37-144m，平均89m。

二、構造特征

在井震结合的基础上，针对太17X1断块奥陶系峰峰组开展精细构造解释，编制了太17X1断块峰峰组气层顶界构造图。太17X1断块主要目的层位为古生界奥陶系峰峰组，位于港西断层上升盘，为一依附于港西断层的断鼻构造，地层南高北低，走向近东西，倾向北西，构造高点位于太17X1井附近，高点埋深-2850m，圈闭幅度500m，圈闭面积2.5km2。

三、储层特征

太17X1断块奥陶系为海相碳酸盐岩沉积，储层岩性主要为泥晶白云岩、泥粉晶白云岩，泥晶灰岩。

储集空间特征以构造裂缝，溶孔、溶洞等次生孔隙为主。据井壁取心、岩心孔渗测试资料，奥陶系平均孔隙度3.5%，平均渗透率2.1×10-3μm2，属于特低孔特低渗储层。

根据太17X1井成像测井资料统计，港北潜山奥陶系裂缝主体走向以北西-南东向为主，港西断层根部裂缝较发育。太17X1断块裂缝以高角度裂缝为主，走向北西西、北东东向。

四、气藏特征

根据有利储层预测结果，太17X1断块峰峰组气层分布受构造控制，在高部位相对发育。

为准确判断油气藏类型，制定合理开发方式，提高油气藏采收率，2016年对峰峰组流体进行了高压物性流体取样及分析（太17X1井）。开展了单次脱气实验、恒质量膨胀实验、粘度测定、PVT研究。综合分析，判定太17X1断块为受构造控制的层状凝析气藏。

五、地质储量计算

根据《石油天然气储量计算规范》，采用容积法计算太17X1断块的储量。依据储量规范及PVT资料，考虑实际生产特征，太17X1断块储量级别为控制储量，计算如下：

计算天然气含气面积为2.5km2，有效厚度11.2m，单储系数0.12×108m3/km2·m，天然气地质储量3.4×108m3，凝析油地质储量9.7×104t。

六、试油试采特征

（一）试油分析。港北地区奥陶系试油井共有9口，本区块试油井仅太17X1井1口：太17X1井共试油了3次。第1次射孔下马家沟组，结论为干层；第2次射孔上马家沟组，结论为水层；第3次射孔峰峰组，自喷，日产油28.4t，日产气103376m3，气油比3640t/m3，试油结论为油气层。

（二）试采分析。太17X1井于2016年9月自喷进站投产，生产层位为峰峰组。初期日产油9.78t，日产气34900m3；目前日产油2.07t，日产气16789m3。

本井生产初期产量较高，前三个月平均日产气达到2.42×104m3，

油压随着累产气的增加呈线性下降关系，反应定容气藏或弱边水气藏特征。

七、气藏工程设计

（一）开发层系。太17X1断块纵向上主要目的层是峰峰组，有利储层厚度20-50m，气层有效厚度为11.2m，采用一套层系开发。

（二）开发方式。本区块地质储量3.4×108m3，属特小型凝析气藏，且为特低孔特低渗储层。宜采用衰竭式开发，减少成本。

（三）井型、井网、井距。太17X1断块为特低孔、特低渗、特小型气藏，合理采气速度一般为3%-5%。因此以三角形井网为基础，利用不规则井网灵活部署常规井，气井井距600-800m，单井产能2.0×104m3/d。

（四）采收率及可采储量预测。综合试油试采特征，计算该气藏废弃压力9MPa，天然气采收率65%，凝析油采收率30%。

天然气控制储量3.4×108m3，计算可采储量2.3×108m3。凝析油地质储量9.7×104t，计算可采储量2.91×104t。

八、产能评价方案部署

太17X1断块为天然气控制储量，需进行评价升级。按照增储建产一体化工作思路，评价井、产能井统一部署，编制整体产能评价方案，评价井、产能井相互结合、统筹实施，实现增储建产同步。

产能评价方案部署：按照一套层系开发，部署气井4口，单井平均井深3300m，新钻井进尺1.32×104m，平均单井日产气2.0×104m3，日产气水平8.0×104m3，预计实施后可新增探明天然气地质储量3.4×104m3，新建成天然气年产能力0.26×108m3。

预测方案初期最高采气速度5.0%，20年累计采气1.42×108m3，采出程度41.7%。

目前该方案已通过专家组评审，已纳入现场实施方案，预计下半年整体开展实施。

参考文献：

[1]马亭，向廷生，张俊.油藏流体连通性的地球化学研究，有机地球化学研究进展[M].重庆：重庆大学出版社，1996：146-152.endprint