川东地区长兴组生物礁气藏开发特征及技术对策

2020-03-28王昱珩陈智雍

天然气勘探与开发 2020年1期

周敏向阳张伟张娜王昱珩陈智雍王涵

中国石油西南油气田分公司重庆气矿

0 引言

上二叠统长兴组生物礁气藏是碳酸盐岩气藏中的重要气藏，在四川盆地有广泛的分布，在川东地区已成为继石炭系气藏后重要的产能补充气藏。川东地区在“九五”期间，随着天东74井等5口长兴组生物礁专层井获得成功，“开江—梁平”海槽长兴组生物礁的认识不断深入，开始了长兴组气藏大规模开发。目前，川东地区勘探开发工作主要围绕“开江—梁平”海槽东西两侧台缘带、“武胜—石柱”凹陷南北两缘以及“城口—鄂西”海槽西侧台缘带这“五缘”相带开展[1-3]。

生物礁气藏属于岩性气藏，储层具有强烈的非均质性，主要表现在礁体内部不同的礁体储层发育程度有很大的不同，同时礁体与礁体之间多由致密层隔开，形成“一礁一藏”的集群式分布特征，在开发上表现出与其他碳酸盐岩层状气藏如川东石炭系气藏更加复杂的开采特征。因此，笔者通过已开发的生物礁气藏开采特征和开发实践的总结，对长兴生物礁开发技术对策进行探讨，为川东地区长兴生物礁气藏新区的开发提供参考。

1 主要地质特征

1.1 构造特征

川东生物礁气藏构造各异，多为断层切割的断垒构造、断下盘潜伏构造、鼻突构造等。区带内不同构造（高点），形态不同。圈闭多数不受构造控制，基本为岩性圏闭。闭合度在33.0～860.0 m之间，圈闭面积在介于0.30～44.67 km2。

1.2 地层特征

受海平面升降和沉积差异的影响，川东地区上二叠统长兴组与上覆下三叠统飞仙关组、下伏上二叠统龙潭组在岩性和电性特征上具有明显差别。顶部多以深灰色、褐灰色灰岩或云岩与上覆飞仙关组底部的泥页岩、泥灰岩或石灰岩接触，与飞仙关组底部相比，电性上具有低自然伽马、较高电阻率的特征；底部多为深灰色、褐灰色灰岩及硅质灰岩或燧石结核灰岩与下伏龙潭组顶部黑灰色、深灰色泥灰岩或页岩接触，与龙潭组顶部相比，电性上具有明显的低自然伽马及高电阻率特征。受“开江—梁平”海槽、“武胜—石柱”台内凹陷及“城口—鄂西”海槽控制，地层厚度在平面上呈厚薄相间的分布特征，2个海槽区以及台内凹陷区厚度相对较薄，台地区次之，“开江—梁平”海槽东西两侧台缘带、“武胜—石柱”台内凹陷南北两缘以及“城口—鄂西”海槽西侧台缘带等生物礁发育有利区长兴组地层厚度相对较大。总体看实钻生物礁长兴组地层厚度一般介于220～280 m[4-10]。

1.3 储层特征

川东地区长兴组储集岩石类型主要为残余生物屑微—粉晶白云岩、细—中晶白云岩、礁白云岩等各类白云岩，储层中95%以上的为白云岩。储集空间集孔、洞、缝3类于一体，均是通过多次溶蚀或构造作用形成，起主要储集作用者是各类孔隙和溶洞，孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔、晶间孔、铸模孔、生物体腔孔、架间孔等，溶洞主要包括孔隙性溶洞、裂缝性溶洞，裂缝是主要的渗流通道。实钻的生物礁井孔隙度分布范围为0.01%～25%，平均值为3.38%；渗透率分布范围为0.01～1 313 mD，平均值为4.75 mD，整体上表现为中低孔、中低渗的裂缝—孔隙型储层，局部存在高孔高渗段，主要发育在长兴组中上部。

川东地区长兴组储层发育有利区主要位于“开江—梁平”海槽东西两侧台缘带、“武胜—石柱”台内凹陷南北两缘以及“城口—鄂西”海槽西侧台缘带，厚度介于0.625～133.925 m，主要发育Ⅱ类、Ⅲ类储层，有少量Ⅰ类储层分布，其中Ⅰ类储层厚度0～12.250 m、Ⅱ类储层厚度0～60.125 m、Ⅲ类储层厚度0.625～128.750 m[11-17]。

1.4 气藏特征

川东地区长兴组生物礁主力气藏以高含硫气藏为主。双家坝、大猫坪、五百梯、石宝寨等5个川东长兴组生物礁主力气藏H2S含量30～200 g/m3，为高含硫气藏，其余如双龙、卧龙河等区块以低含硫为主。地层水为CaCl2型水，矿化度较高。

川东地区长兴组生物礁主力气藏气水关系复杂。如卧龙河南段长兴组生物礁气藏无统一的气水界面，气水界面卧061-1井-4 010 m、卧117井-3 568 m，而与卧117井相邻的双15井产纯气，气层底界海拔-3 641 m。五百梯长兴组生物礁气藏高部位天东021-X7井测试产地层水，该段中部海拔-4 084.8 m，低部位天东021-4井测试为纯气井，其储层底界海拔为-4 160.8 m，可见气水关系比较复杂。

在已投入开发的主要气藏中，有五百梯、卧龙河等6个高压气藏，压力系数1.2～1.8，原始地层压力60.6～76.6 MPa；有石宝寨、大猫坪等2个常压气藏，压力系数0.9～1.2，原始地层压力44.8～57.8 MPa。地层温度84.6℃～113.8℃。

2 主要开发特征

2.1 生产动态

川东长兴组生物礁气藏地质特征与主产层石炭系有较大不同，在生产动态上表现出较大的差异性。主要表现以下4个方面：①对于中低渗非均质较强的生物礁气藏很容易出现开采不均衡的问题。如五百梯长兴组生物礁气藏，在2006年就在天东61井区、天东74井区已形成明显压降漏斗。②对于中高渗较均质的气藏，开采较均衡，但容易出现配产偏高。如大猫坪长兴组生物礁气藏，虽然开采较均衡，但生产压差大，产能下降较快，平均年递减率超过10%，同时井口压力也下降快。③酸化效果好，但持久性差。如大猫坪的云安012-1、012-2井解堵酸化后，产量分别提高了47.8%和8.2%，表皮系数明显降低，但1年后表皮系数又明显增加，产量出现较明显下降。④大产量井只要合理配产与石炭系气藏一样具有一定合理稳产期，大多数生物礁气藏产水稳定，产水量小，对生产影响小[18]。

2.2 压力系统

川东长兴组气藏一般有多个压力系统或形成多个开发单元，难以形成均衡开发。生物礁气藏受礁体的分布及储层发育程度的影响，很容易分割成多个压力系统或造成多个连通性较差的系统。

最典型的大天池气田五百梯区块长兴组生物礁气藏。其主体生物礁于1992年12月投入开发，到2018年为止，气藏部分生产井之间的连通关系仍然不清，目前大致可划分为6个区块（图1）：①大1号断层以北为大天002-6井区；②大1与大13号断层之间为大天002-8井区；③天东002-12至天东74井为气藏北区；④天东72至天东53井为气藏中区；⑤天东021-5井区；⑥天东021-4井区。这6个区块之间的连通关系至今无可靠证据证明是连通的。

图1 五百梯长兴组有利相带分布图

虽然礁体间连通性差，但部分礁体内连通性好，可以实现均衡开采。在川东也有礁体分布范围较大，礁体内部连通性较好的生物礁气藏，气藏也可实现均衡开发，这种类型的生物礁气藏与层状气藏石炭系气藏有一定的相似性。如大猫坪主体、黄龙场长兴组生物礁气藏。

以大猫坪长兴组生物礁气藏为例，气藏于2009年11月投产，主体完钻5口井，已投产4口井。根据干扰测试、后期完钻井的先期压降、新完钻井云安012-12井实测地层压力与邻井云安012-6井地层压力十分接近等动态资料均证实礁体内连通。通过几年的开采，各井压力历次关井压力基本平衡，证实气藏开采均衡（图2）。

2.3 非均质性较强

川东长兴组气藏由于受礁体控制，非均质性较强，普遍比碳酸盐岩层状气藏如川东石炭系气藏更强。以五百梯长兴组生物礁气藏为例，渗透率最高在72井区8.60 mD，最低天东53井区0.03 mD，非均质性非常强。其渗透性表现出2个特点：①在天东10井、天东72井和天东61井反映出分区明显的几个不同的渗流区，尤其是天东10井特别突出，存在由井眼向外以原形环状急剧降低，在70 m范围，渗透率从0.74 mD下降到0.2 mD，70 m以外则下降到0.01 mD，因外部区域渗透性太差，对该井的能量贡献仍受到很大的限制。②在天东53井、天东74井渗透性相对要稳定，但因流动范围狭窄，气井产能也受到较大的影响。五百梯长兴组生物礁的天东61井，双对数曲线怪异，难以定量解释，该资料较真实地反映了该井地层流动状态和地下储集特征的复杂性（图3）。可见，川东长兴组气藏非均质性普遍比川东石炭系气藏更强。

2.4 气井产能差异大

受气藏非均质性强的影响，生物礁气藏气井产能差异较大。长兴组气藏气井大小产量气井均占有一定的比例。川东生物礁气藏原始无阻流量小于20h104m3/d的气井22口，大于100h104m3/d的气井13口，分别占42口获气井的52.38%、30.95%，但大产量井无阻流量合计2 818.65h104m3/d，占长兴组总无阻流量3 458.30h104m3/d的81.50%，是气藏主力气井。如大猫坪长兴组生物礁气藏大产量气井具有以下特征：①产量大，部分井能以50h104m3/d产量稳定生产；②动态储量和累计产气量多，部分高产井超过30h108m3[19]。

高含硫气井生产过程中易发生堵塞，特别是高产气井，影响产能的发挥。根据生产证实部分的气井生产中有元素硫析出（图4），使产量降低影响气井产能发挥。2013年云安012-1井开井时发生井口节流阀堵塞，经现场取出后化验有硫化物存在。

图2 大猫坪长兴组组气藏压力剖面图

图3 天东61井压力恢复双对数曲线图

图4 云安012-1井堵塞照片

国内外不少学者对硫沉积以及对生产的影响进行了研究，普遍认为气体在储层渗流空间及井筒的流速直接关系到气流携带析出的元素硫的效率和沉积。气井产量越高，气体流速越大，越易携带出硫元素，元素硫就越不易发生沉积。但是，气井配产越高，虽然更容易带出硫元素，但是地层压力下降越快，硫的溶解度将会快速减小，导致更多硫元素析出[20-21]。

2.5 地层水不活跃

在川东长兴组生物礁气藏中，许多是产层下部早期礁产水。如云安012-12测井解释早期礁产水，后测试上部晚期礁产纯气；卧061-1井下部测试产水，封堵后测试上部产纯气；宝1井、云安012-X9属早期礁产地层水。

川东长兴组生物礁气藏生产中产水特征差异大，但水体不活跃。从已投入开发的气藏看，生产中产地层的水井较少，且对生产影响也较小。大猫坪长兴组生物礁气藏已投产10年，共投产井5口，日产气150h104m左右，目前无地层水入侵迹象。卧龙河3个已开发区块至今不产地层水。黄龙场长兴组生物礁气藏，南北两翼水体活跃程度不同，南翼黄龙001-X1井水体较活跃，北翼黄龙004-X3井水体活跃程度弱，但整体为舌进水侵，水侵替换系数分别为0.18、0.09。石宝寨长兴组生物礁气藏宝1井虽产地层水，但产水量及水气比缓慢增长，水侵替换系数0.36，表明气藏边水活跃程度为次活跃[22]。

2.6 储层精细刻画影响储量动用

受目前对技术手段的限制，对生物礁储层非均质性刻画精度不够，多数气藏还无法像川东石炭系整装气藏一样采取整体井网部署，以获得最佳开发效果。目前主要采用滚动勘探开发模式。在已开发的气藏中，中高渗、储层非均质不强的气藏，如大猫坪、黄龙场等气藏井网部署合理储量动用效果较好，储量动用程度达到了80%～90%，采收率可以在85%以上，而中低渗气藏、非均质强的气藏，如五百梯、龙会场等气藏，现有储层的精细刻画技术还不能满足开发需求，开发井部署效果差异较大，储量动用程度为40%～60%，采收率低于80%。

3 开发实践及技术对策探讨

3.1 开发方式的技术对策

由于生物礁具有“一礁一藏”的集群式分布特征，目前对礁体形态认识很多还停留在定性阶段，如大猫坪是环礁或是整体发育台缘礁一直存在2种认识，反映出现有技术对礁体难以精细刻画，同时气藏连通关系无法很快搞清，储层非均质很强，很少有像碳酸盐岩层状气藏一样的整装中大型气藏，多数气藏无法实现整体开发。

从川东长兴组生物礁的开发实践看，生物礁气藏的开发基本是走一步看一步的方法[23]。下面以卧龙河卧061-1、石宝寨、五百梯长兴组生物礁气藏开发实践为例，对开发技术对策进行探讨。

当时通过对卧龙河卧061-1井区的研究认为该区块有容积法储量29.67h108m3/d，部署了4口井。首先实施卧061-1井，2012年3月完钻测试产量46.33h104m3/d，随后对该井投入开采，虽然该井产量高，但压力下降较快，计算动态储量仅0.86h108m3，目前气井产量较低，日产气量1.28h104m3，生产压力1.22 MPa。综合分析认为虽然容积法储量较大，但动态储量较小，因此建议该区块部署的其他井不实施（图5）。

图5 卧龙河长兴组卧061-1区块井位部署图

石宝寨长兴组生物礁气藏是另一个滚动开发的例子。该气藏首先在1984年2月完钻宝1井，测试产量37.20h104m3/d，随后实施了宝2、3、4井却皆为干井，采用容积法计算宝1井控制储量8.83h108m3，认为该区块已没有多大潜力，宝1井投产后初期产量12.0h104m3/d左右，计算动态储量为15.55h108m3，远高于容积法储量。因此立项对石宝寨长兴生物礁规模、储层分布情况进行深入研究后建议在构造高部位储层有利位置部署宝001-1井，该井在2010年10月测试产量46.82h104m3/d，投产后计算动态储量12.01h108m3，目前日产气量还有14.2h104m3，生产压力6.68 MPa，处于稳产阶段。这是动静结合滚动开发的成果范例（图6）。

再以五百梯长兴生物礁气藏为例，该气藏1992年12月天东10井以10h104m3/d最先投产，随后天东53、72、61、74井也相继投产，气藏规模达到64h104m3/d左右。由于该气藏压力系统非常复杂，2006年立项对该气藏进行了一次系统的干扰试井，对气藏的连通性、渗流特征深入研究，采用动静结合的开发方式对五百梯南北区进行滚动扩边开发。随后相继投产天东002-11、021-3、021-4、021-X6、002-12井和大天002-8、002-6等9口井，使气藏开发范围进一步扩大（图1）。该气藏历时多年开采，开采规模仍有40h104m3/d，现已年累计产气27.48h108m3。

图6 石宝寨长兴组气藏井位图

从以上分析可以看出，因生物礁气藏的特殊性以及认识手段的局限，结合川东生物礁开发实践，认为对生物礁气藏的开发方式应是发现1口投产1口，同时编制比层状气藏更加系统的动态监测方案，如探边测试、硫沉积对产能的影响实验都要在方案中制定详细，以便尽快搞清气藏动态特征，动静结合确定下一步滚动开发方案。

3.2 气藏采速及气井配产的技术对策

川东长兴组生物礁气藏开发方式应采用滚动开发方式，但在川东也有部分气藏内部连通较好或区块较大，可以编制像石炭系气藏的一样开发方案，实现整体开发。如大猫坪长兴组生物礁气藏，编制了《云安厂气田大猫坪区块长兴组气藏开发方案》，根据方案预测，该气藏以7口井生产，年产4.95h108m3可以稳产12年。针对成片规模较大，但礁体连通性差的气藏，如五百梯长兴组生物礁，同样可以编制气藏稳产方案，但在实施时仍执行生物礁的滚动开发模式，采用新井接替方式实现整个区块的稳产。

根据川东长兴组生物礁气藏开采特征和开发实践，川东长兴组生物礁气藏是一个边水影响较小的高含硫气藏，多数又是不能整体开发的小气藏，因此，在开发中可以适当提高采气速度。由于气井容易析出硫影响产能的发挥和气藏采收率，因此，要根据各气藏的情况制定科学的动态监测方案，加强硫析出条件的研究，在气井合理配产时充分考虑硫沉积对开发的影响。根据目前对硫沉积的研究成果和开发实践初期配产占原始无阻流量的比例应低于30%，硫沉积对气井影响较小。

以云安012-1井为例，其原始地层压力51.39 MPa，地层温度385.85 K，气井原始无阻流量171.77h104m3/d。通过理论计算气井以35h104、45h104、55h104、65h104m3/d的产量生产时，所对应的硫沉积状况如图7所示。

图7 云安012-1井产量与硫饱和度变化曲线图

从图7以看出，随着开采的进行，元素硫不断的沉积，并且产量越大，生产相同的时间，元素硫沉积越多。当云安012-1井配产高于无阻流量的30%时，硫元素析出较快，容易造成气井堵塞，结合经济效益考虑，该井配产应低于无阻流量的30%。

3.3 井型选择的技术对策

从川东开发实践看，川东生物礁气藏共完钻95口井，其中，直井80口，大斜度井15口，均取得较好的效果。结合长兴组气藏礁体分布特征、生物礁发育与储层分布模式。生物礁气藏在选用井型时同时考虑经济极限产量和井控储量等因素，针对该气藏在进行选择时主要采取以下技术对策：①对于纵向上层数多、储层较厚的生物礁采用直井；②对于储层集中、横向上多礁盖发育采用大斜度井。

总之，由于川东生物礁横向分布稳定性很差，现有技术难以准确预测，没有石炭系等层状气藏稳定性好，因此，目前生物礁气藏较少采用水平井，但随着储层预测、随钻导向技术的进步，水平井可能会在生物礁气藏的开发中发挥日益重要的作用。

3.4 气藏治水的技术对策

从已开发的气藏看，地层水对川东长兴组生物礁气藏整体开发影响不大，但气井出水对气井产能影响很大，从而影响气藏高效开发。从开发实践看，主要采取了4条技术对策：①井型选择上，对可能出水的井，选择直井，有利于后续工艺的开展；②对已钻可能出水的井应从源头防止出水，首先加强流体识别，如只打开上部气层，如云安012-12井，下部测井解释为水层，因此只射开上部产气层；其次，对水层进行封堵，如卧061-1井，下部测试产水，封堵后射开上部产纯气；③对可能出水的井合理配产，实行小压差生产，防止气井早期见水；④气井出水后积极排水采气，延缓地层水进一步向气藏推进。