底水丘滩体储集层特征及开发对策

陈鹏羽，程木伟，陈怀龙，文光耀，张良杰，4，赫英旭，李韵竹

（1.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；3.中国石油 阿姆河天然气勘探开发（北京）有限公司，北京 100000；4.中国地质大学（北京）地球科学与资源学院，北京 100083；5.中国石油 川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，成都 610051）

碳酸盐岩具有不同于陆源碎屑岩油气藏的沉积环境和成岩条件，孔隙结构复杂多样，具有显著的各向异性和非均质性，其储集层复杂的孔隙结构导致不同于单一孔隙结构储集层的流体及其渗流特征。前人在碳酸盐岩气藏渗流特征方面开展了系列研究，但仍缺乏对储集层高温高压下缝洞型气藏气水两相渗流机理较为系统的研究，而且物理模型多为简化模型[1-5]。碳酸盐岩储集层具有很强的非均质性，传统砂岩储集层底水水侵公式并不适用于碳酸盐岩气藏的出水指标预测。同时，受储集层孔隙尺寸跨度范围大的影响，基于连续介质模型开发的商业软件难以准确模拟这类储集层的水侵过程。虽然国内外学者对底水缝洞型储集层底水进行了理论、实验及数值模拟研究，但由于裂缝描述和预测困难，导致物理模型代表性不强。受设备因素限制，难以开展地层温度压力条件下水侵机理实验研究[6-10]。关于气田控水方面，前人主要利用岩性、物性、孔隙结构、测井响应特征、储集层品质因子和流动指数等静态资料开展储集层类型研究，鲜有与动态特征相结合，导致对储集层出水风险评价不足，对碳酸盐岩底水气藏生产指导存在局限性[11-13]。本文以土库曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸盐岩气田为例，依据气田地质特征和生产动态，细化不同类型储集层水侵风险和产能特征，提出不同水侵特征类型储集层的高效开发策略。

1 研究区地质及开发简况

土库曼斯坦阿姆河盆地演化主要经历了二叠纪—三叠纪裂陷期、侏罗纪—始新世的沉降期和中新世—全新世的全面抬升改造期3个阶段[14]。阿姆河盆地BTU 气田构造上隶属于查尔朱阶地的桑迪克雷隆起，是由5 个独立构造组成的碳酸盐岩气藏群。研究区侏罗系岩性复杂，可划分为3 段：上部基末利阶—提塘阶膏岩、中部卡洛维阶—牛津阶碳酸盐岩和下部阿伦阶—巴通阶碳质页岩。卡洛维阶—牛津阶以厚层海相灰岩为主，局部地区夹薄层砂泥岩和石膏，是研究区主要的油气产层，厚度200～460 m；基末利阶—提塘阶为巨厚的潟湖相膏岩层，局部夹薄层砂泥岩，厚度可达1 500 m 以上，是研究区主要的盖层；阿伦阶—巴通阶为泥岩、砂岩、粉砂岩夹粉砂质泥岩和碳质页岩薄层，厚度50～150 m，是研究区主要的生油层。卡洛维阶—牛津阶的XVhp 层为气田主要目的层，气藏平均埋深3 200 m。气藏为背斜圈闭，整体为南北向的脊状背斜，东西两翼构造较低。碳酸盐岩目的层发育5 条断层，主要分为北东—南西向的逆断层和北西—南东向的走滑断层，断面较陡，近似直立，断距10～30 m，平面延伸长度为2～6 km。气田存在多个独立的丘滩体沉积，储集层平面上连续性差，具有一礁一藏的特征。

BTU 气田于2016 年正式投产，通过4 a 的生产，气田开发矛盾主要为：①受沉积、成岩差异和裂缝发育程度的影响，储集层表现出较强的非均质性，不同丘滩体储集层地质特征和开发特征存在较大差异，需要分类型提出开发策略；②不同类型储集层因裂缝发育程度、水体活跃程度、气柱高度等存在差异，气井无阻流量变化大（0.1×104～229.6×104m3/d），导致气井产能存在差别，增加气井部署难度；③部分区域水体活跃，储集层裂缝发育，气井无水采气期短，气田无水采气期仅为3个月，开发效果差。

2 丘滩体储集层特征

2.1 丘滩体储集层概念模型

地震、岩心等资料表明，研究区位于缓坡相带区域内，断层发育，多期次的构造破裂作用为点礁和滩体储集层改造起到了极其重要的作用。由于侏罗纪和新近纪构造运动，在丘滩体内发育走滑断层，促进深部热液向碳酸盐岩丘滩体内运移，并对裂缝、缝合线和孔隙进行强烈溶蚀，如在U-21井3 244.7 m处，孔隙和缝合线均可见明显的溶蚀，形成裂缝-孔隙（洞）型储集层。该类型储集层发育形成受沉积、成岩作用与构造破裂作用多重控制。礁滩微相为裂缝-孔隙型储集层发育奠定物质基础；裂缝作用是裂缝-孔隙型储集层发育形成过程中受多类型流体对储集层进行多期次溶蚀的重要前提，为溶蚀性流体进入储集体内对储集层改造提供了良好的通道；多期次溶蚀作用促进次生孔的发育，对裂缝-孔隙型储集层发育形成具重要意义，由此建立缓坡丘滩裂缝-孔隙型储集层的发育模式。

2.2 储集层基本特征

在卡洛维期—牛津期，研究区为碳酸盐岩缓坡沉积，主要发育成群分布的生物丘滩体（图1）。储集层岩石类型多样，以含生物屑微晶灰岩和生物碎屑微晶灰岩为主。主要储集空间为孔和裂缝，以孔为主。其中原生孔主要有粒间孔、晶间孔、粒内孔和生物体腔孔，次生孔主要有粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔；裂缝主要为构造缝，也可见压溶缝，裂缝的发育增加了气井的出水风险。由于储集层平面连续性差，每个丘滩体间物性存在差异。基质孔隙度为0.14%～13.33%，平均为4.94%；综合渗透率为0.000 3～10 574.750 0 mD，平均为0.076 0 mD；初始含气饱和度为49%～66%，平均为52%。气田储集层非均质性强，加剧了气田高效开发难度。

图1 BTU气田丘滩体展布Fig.1.Distribution of mound shoal complexes in BTU gas field

2.3 裂缝发育特征

依据成像测井和岩心特征，研究区储集层裂缝分为构造缝和压溶缝。构造缝中未充填缝较为发育，对储集层综合渗透率影响作用最大。压溶缝较为少见，且大部分被充填，对储集层渗透率影响有限。

研究区储集层低角度、中角度和高角度裂缝均有发育，倾角主要集中在24.0°～52.0°，平均为35.7°，总体上近东西向。裂缝开度以小于1.000 mm为主，平均开度为0.013 mm。裂缝充填程度低，以未充填缝为主，占裂缝总数的96%；充填物包括泥质、方解石和有机质。研究区储集层普遍发育裂缝，裂缝主要集中分布在断层附近，断层伴生裂缝的密度与断层距离成反比（图2）。

图2 BTU气田裂缝平面分布Fig.2.Plane distribution of the fractures in BTU gas field

研究区广泛分布延伸规模大、充填弱的构造缝，裂缝与溶蚀形成的孔隙匹配良好，可形成大型网状渗流系统，大幅提高储集层渗流能力[15-16]，因此，裂缝密度成为影响气井产能的关键因素。研究区储集层基质具低孔低渗特征，气井的主要渗流通道为裂缝，导致气井无阻流量与射开储集层厚度相关性不强，开发初期通过在断层附近大斜度井钻遇更多的裂缝，从而提高了单井产能，实现了“稀井高产”的建产目标。

2.4 水侵特征

由于气井出水已成为气田主要开发矛盾，基于水体分析精度需要，利用近4 a 的生产数据和研究区三维地质模型，通过数值模型拟合气井地层压力变化、出水时间及产水量，以此计算气田的底水水体倍数（图3）。根据GB/T 26979—2011，水侵指数为0～1.0的气藏，为弹性水驱气藏。模型计算平均水体倍数为14.12；T-401D 井区水侵指数为0.12，底水不活跃；U-21井区水侵指数为0.34，底水次活跃；B-101D 井区和B-102D 井区水侵指数分别为0.66 和0.42，底水较活跃；T-602D 井区水侵指数为0.82，底水活跃。综上所述，研究区气藏驱动类型为弹性水驱，稳产控水是气田高效开发的关键。

图3 BTU气田底水水体倍数平面分布Fig.3.Plane distribution of bottom water volume multiples in BTU gas field

2.5 丘滩体储集层水侵风险评估

研究区丘滩体储集层异常复杂的储集空间和不同的水体活跃程度，使得其水侵特征类型多种多样。基于岩性分析、裂缝特征参数、水体活跃程度、储集层综合渗透率和储集层厚度等，将研究区丘滩体水侵储集层分为5 类（表1），即高角度裂缝大水侵厚储集层（Ⅰ类）、低角度裂缝小水侵厚储集层（Ⅱ类）、高角度裂缝大水侵薄储集层（Ⅲ类）、低角度裂缝中水侵薄储集层（Ⅳ类）和致密小水侵薄储集层（Ⅴ类），其中Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅴ类储集层出水风险最高。

表1 BTU气田丘滩体水侵储集层类型Table 1.Classification of the mound⁃shoal reservoirs with different water⁃invasion characteristics in BTU gas field

3 碳酸盐岩底水气藏开发特征及对策

3.1 气井产能递减特征

气井的稳产能力受储量、配产、出水等多因素影响，通过研究区生产动态分析，单井产量递减规律主要有以下3 种类型。

（1）投产递减型 气井投产后因出水导致产气量开始递减，无明显稳产期；气井控制的大部分储量于气井见水后采出；整体上单位压降产气量偏低，平均为0.8×108m3/MPa；井口油压下降较快，平均为8.97 MPa/a（图4a）。投产递减型的单井多分布于Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅴ类储集层中，高角度裂缝发育，水体较活跃，底水沿裂缝快速侵入至井筒，导致气井投产即见水。该类型气井初始产量高，但主要生产阶段位于见水期，限制了单井产能有效发挥。

图4 BTU气田典型井采气曲线Fig.4.Gas production curves of typical wells in BTU gas field

（2）稳产递减型 气井投产后产气量保持稳定，具有较长时间的稳产期，定压生产后产气量开始递减；稳产期末单井采出程度约为56.2%；单位压降产气量较高，平均为2.2×108m3/MPa；井口油压下降速度适中，平均为4.37 MPa/a（图4b）。稳产递减型的单井多分布于Ⅱ类储集层中，储集层裂缝发育，但底水不活跃，气井单井控制储量大，无阻流量高，见水风险小，具有较长时间的稳产期，开发效果好。

（3）阶梯递减型 因控制底水锥进速度，气井投产后产气量整体呈阶梯式下降；见水前单井采出程度约42.0%；单位压降产气量高，平均为2.5×108m3/MPa；井口油压下降慢，平均为3.37 MPa/a（图4c）。阶梯递减型的单井多分布于Ⅳ类储集层中，低角度裂缝发育，底水次活跃，气井虽存在出水风险，但通过阶梯式调低配产,可控制底水抬升的速度，从而延长无水采气期，实现较好的开发效果。总之，研究区储集层因裂缝发育程度、水体活跃程度等因素不同，导致气井递减特征存在差异。

3.2 气井出水特征

现场数据和理论分析表明[8，17-19]：水气比仅能代表气井瞬时出水指标，该指标受工作制度影响较大。利用累计水气比可以有效地消除人为因素的干扰。气井累计水气比与采出程度关系曲线由于受储集层物性、裂缝发育程度、水体活跃程度等诸多因素的影响，呈现不同的形态。在研究区累计水气比与采出程度关系曲线中，Ⅲ类储集层T-602D 井因高角度裂缝较发育、底水活跃，气井见水时间最早，无水采出程度（RN）小于0.05%，出水指标曲线斜率（a）大于10；Ⅰ类储集层B-101D井因高角度裂缝发育、底水较活跃，气井见水时间较早，无水采出程度近似为1.00%，出水指标曲线斜率大于10；Ⅳ类储集层U-21井和U-101D井裂缝相对不发育，底水次活跃，气井见水时间晚，无水采出程度大于10.00%，出水指标曲线斜率约为5；Ⅱ类储集层T-401D 井由于底水不活跃，目前未见水（图5）。

图5 BTU气田出水井累计水气比与采出程度关系曲线Fig.5.Cumulative water⁃gas ratio vs.recovery percent of reserves in water production wells of BTU gas field

基于气井累计水气比与采出程度关系曲线分析结果，气井出水指标曲线斜率与水体活跃程度关联性强，气井见水时间与裂缝发育程度关联性强。即裂缝发育区域气井见水时间早，水体活跃区域的气井见水后产水量增长迅速。

3.3 开发对策

现场实践表明，底水丘滩体气藏采用笼统合采的开发方式，可实现较高的单井产能和快速建产的目标。此类型的气田开发中，平面上裂缝发育区域动用程度高，裂缝不发育区域几乎未动用；纵向上受底水侵入的影响，部分储集层未有效动用。通过借鉴国内外相似气藏（法国拉克、麦隆，中国威远等）的开发历程，根据治水不如防水的经验，基于研究区地质模型进行优化方案研究结果，提出研究区不同水侵特征类型储集层的独立开发策略，实现气田的高效开发（表2）。

表2 BTU气田不同水侵特征类型储集层开发策略Table 2.Development strategies for the reservoirs with different water⁃invasion characteristics in BTU gas field

（1）Ⅰ类水侵特征型气藏 单井产能高，控制储量大，气井出水不可避免，大部分的储量于气井见水后采出，气井产量递减特征为投产递减型。建议可适当优化气井避水距离和选用水平井完井，延缓气井见水时间，同时应及早实施排水采气。考虑到出水规模较大，在生产中，推荐实施气举或速度管柱方式排水采气。

（2）Ⅱ类水侵特征型气藏 单井产能高，气井控制储量大，气井产量递减特征为稳产递减型，气井稳产时间长，出水风险小，可适当提高采气速度，实现气田投资快速回收。

（3）Ⅲ类水侵特征型气藏 单井产能适中，气井产能递减快，见水时间早，容易暴性水淹，大部分的储量于气井见水后采出，气井产量递减特征为投产递减型。储集层气柱高度有限，难以优化气井避水距离；大部分储量于气井见水后采出，气井应及早实施排水采气。考虑到气井出水量大，推荐现场实施气举或速度管柱方式排水采气。

（4）Ⅳ类水侵特征型气藏 单井产能高，气井控制储量大，气井存在出水风险。建议可适当优化气井避水距离，选用水平井开采；同时气井控压生产，让气井产量递减特征符合阶梯递减型，从而控制气水界面抬升速度。加强气井检测频率，关注气井水气比变化，动态调整气井配产，延长气井无水采气期。

（5）Ⅴ类水侵特征型低渗气藏 单井产能低，储集层措施改造后才能投产。气井实施压裂改造后，会增加气井出水风险，缩短气井无水采气期，结合气柱高度小的特点，气井极易见水，建议尽早开展排水采气工作，保证气井正常生产。

研究区应用差异化开发对策后，预计气田可稳产50×104m3/d，产量持续稳产6 a，水气比稳定，水侵得到有效控制，预计最终采收率可达62.83%。

4 结论

阿姆河盆地BTU 气田储集层类型主要为裂缝-孔隙型，基质物性较差，局部受构造缝影响，渗透性相对较好，整体表现为低孔低渗特征。部分区域底水活跃，导致气井出水风险大。综合分析岩性、裂缝特征参数、水体活跃程度、储集层综合渗透率和厚度等动静态参数，将研究区水侵类型细分为高角度裂缝大水侵厚储集层型、低角度裂缝小水侵厚储集层型、高角缝大水侵薄储集层型、低角度裂缝中水侵薄储集层型和致密小水侵薄储集层型，并分析对应的水侵风险。

基于气井生产特征分析结果，气井出水指标曲线斜率与水体活跃程度、见水时间与裂缝发育程度关联性均强。在高角度裂缝发育的储集层中，气井见水风险较大，为投产递减型。在低角度裂缝发育、水体不活跃的储集层中，气井出水风险小，稳产能力强，为稳产递减型。在低角度裂缝发育、水体活跃的储集层中，气井通过控压生产可控制底水锥进，为阶梯递减型。

基于不同类型水侵储集层特征，围绕井型优选、采气速度、避水距离等关键参数提出控水稳产对策，促进研究区复杂底水丘滩体气藏高效开发。