渤中19-6凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略*

2021-06-18范廷恩范洪军肖大坤罗江华

中国海上油气 2021年3期

范廷恩牛涛范洪军王帅肖大坤罗江华

(中海油研究总院有限责任公司北京 100028)

1973年在辽河发现的兴隆台潜山油藏是中国最早发现的潜山油藏，被认为是中国石油勘探和开发中的一大突破；2011年在兴隆台潜山顶面1 900 m以下发现了工业油流，揭示了在潜山内幕仍发育有效储层，这改变了以往潜山有效储层段只分布在顶部风化带的认识，丰富和完善了太古界潜山裂缝发育模式，同时也显示了太古界潜山内幕的巨大潜力，为太古界潜山油气勘探打开了新思路[1-2]。21世纪以来，潜山勘探走向多元化：从潜山顶部突破进深部内幕，从洼中隆到洼边隆，从高幅度潜山到低幅度潜山，从高位潜山到低位深潜山，从碳酸盐岩潜山到变质岩潜山。渤中19-6太古界潜山埋藏深度在3 800～5 500 m，岩性主要为变质岩，纵向发育风化带和内幕带，内幕带探明储量约占总探明储量的40%。针对渤中19-6这种岩性特殊、内幕储层发育的低位深潜山气田，厘清潜山储层的主控因素，构建潜山地质模式，对渤中19-6凝析气田开发策略的制定具有重要意义。

1 地质概况

渤中19-6凝析气田位于渤中凹陷西南部，东南方向为渤南低凸起，西部为埕北低凸起，同时被渤中凹陷、沙南凹陷和黄河口凹陷所环绕，呈洼中隆的构造格局(图1)。纵向地层自上而下依次发育第四系平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、孔店组、局部中生界地层以及太古界变质岩基底。其中，沙三段、沙一段以及东三段为主要的3套烃源岩层，明化镇组、馆陶组、孔店组等主要发育碎屑岩储层，局部中生界地层岩性主要为砂砾岩和凝灰岩[3-4]。

图1 渤中19-6凝析气田区域位置图Fig.1 Location of BZ19-6 condensate gas field

太古界变质岩潜山是研究区的主要含气层段，埋藏深度3 800～5 500 m，构造上被南北走向的郯庐断裂切割成东、西两部分，并进一步被近东西向次级断裂切割成复杂断块[3-4]。岩性以二长片麻岩、变质花岗岩以及混合花岗岩为主，储层空间分布复杂，储集空间类型以裂缝为主，同时发育一定数量的溶蚀孔隙。潜山平均孔隙度3.9%，平均渗透率2.6 mD，具低孔低渗特征。凝析油含量平均700 g/m3，属于特高含凝析油的块状凝析气藏。本文综合岩心、薄片、测井、露头等资料构建了渤中19-6潜山地质模式，并针对潜山自身的特点提出了相应的开发策略。

2 潜山储层分带特征

综合岩心、薄片、成像测井等资料分析，渤中19-6潜山纵向逐渐由风化带过渡为内幕带[15-18]。另外，渤中19-6潜山顶部普遍发育残积、坡积以及冲积等作用形成的砂砾岩，不同成因类型的砂砾岩直接上覆于潜山之上，中间不发育泥岩隔夹层。

2.1 潜山纵向分带标志

渤中19-6潜山风化带和内幕带在物性特征以及钻时、电阻率、放射性特征等方面有显著差异。风化带受风化作用强，铸体薄片中多见沿矿物边界延伸、产状不规则的风化缝。另外，风化带中长石、黑云母等矿物蚀变程度较高，长石高岭土化、黑云母绿泥石化等现象普遍。随着深度增加，内幕带基本不受风化作用影响，风化缝少见，长石蚀变程度低。从裂缝发育程度看，风化带裂缝较为发育，成像测井平均裂缝线密度3～6条/m，储集性能好，测井解释平均孔隙度2.4%～6.5%，净毛比0.33～0.62；而内幕带储集层整体较差，平均裂缝线密度0.8～1.2条/m，测井解释平均孔隙度1.7%～3.9%，净毛比小于0.35(表1)。从电测曲线上看，风化带裂缝发育，钻时和电阻率相对较低，钻时8～29 min/m，电阻率170～1 100 Ω·m。另外，由于风化带受风化淋滤作用较强，黏土矿物增多，伽马能谱测井中TH、U含量明显高于内幕带(图2)；内幕带致密层较为发育，钻时12～52 min/m，普遍较高，电阻率700～22 000 Ω·m，明显高于风化带。综上，通过矿物风化程度、裂缝发育特征以及钻时、电阻率、伽马能谱测井等电测曲线能够在单井上识别出风化带和内幕带。

表1 渤中19-6潜山纵向分带标准Table 1 Standard for weathered zone of BZ19-6

图2 渤中19-6 气田BZ19-6-7井纵向分带特征Fig.2 Vertical zonation characteristics of Well BZ19-6-7 in BZ19-6 gas field

2.2 潜山风化带储层特征

渤中19-6太古界潜山不同断块之间风化带发育差异较大，风化带厚度42～415 m。风化带储层受构造和风化淋滤双重作用控制，裂缝发育，储层空间连续性较好，整体呈“似层状”连续分布。风化带储层主要储集空间类型是构造裂缝、风化缝，其次是溶蚀缝、溶蚀孔等。岩心显示风化带整体裂缝较为发育，同时，宏观裂缝整体充填程度高，超过50%的宏观裂缝完全充填，为闭合无效缝，充填物主要为泥质、硅质、钙质、铁白云石等。成像测井解释构造有效裂缝开度200～600 μm，裂缝相互切割整体呈网状特征，越靠近潜山顶部风化改造作用越强，岩石碎裂化程度越高(图3a)；随着深度增加，风化缝数量减少，以构造缝为主(图3b)，裂缝间的岩块变致密。通过铸体薄片和扫描电镜分析发现，微观储集空间类型主要为微裂缝，其次是溶蚀孔隙。潜山风化带储层测井解释总孔隙度为3.02%～4.99%，平均4.02%；基质孔隙度为2.60%～4.00%，平均3.46%；总渗透率为2.34～2.76 mD，平均2.60 mD；基质渗透率为0.25～0.47 mD，平均0.34 mD。

图3 渤中19-6气田BZ19-6-7井太古界潜山岩心特征Fig.3 Core characteristics of Well BZ19-6-7 of BZ19-6 gas field

2.3 潜山内幕带储层特征

潜山内幕带储层与潜山顶部不整合面距离远，基本不受风化作用的影响。内幕带储层分布主要受内幕高角度断层控制，因此，进山1 000 m深度范围内，在内幕带高角度断层发育的地方仍有有效储层发育，内幕储层沿断层呈“带状” 分布，平面上沿高角度断层方向连续分布，垂直于高角度断层方向连通性差(图4)。渤中19-6潜山内幕带岩心、铸体薄片、成像测井等综合分析结果表明，内幕带储层的主要储集空间类型为构造裂缝，风化淋滤作用形成的风化缝、溶蚀孔发育较少，基质相对致密，整体裂缝走向以NE向和近NE向为主。与风化带相比，内幕带低角度裂缝数量减少，高角度裂缝比例增加，倾角大于60°的高角度缝比例占到26.1%～49.0%。另外，由于内幕带受风化淋滤作用影响小，溶蚀孔隙发育较少，长石矿物表面相对新鲜，蚀变程度较低。内幕带储层整体较差，储层净毛比小于0.35，通过高角度断层的识别，发现高角度断层发育的区域内幕带储层普遍发育好，高角度断层与井点储层特征及测试结果吻合较好。潜山内幕带储层测井解释总孔隙度2.13%～3.71%，平均2.92%；基质孔隙度2.05%～3.12%，平均值2.59%；总渗透率平均2.84 mD；基质渗透率0.01～0.60 mD，平均0.31 mD。

图4 渤中19-6凝析气田太古界潜山地质模式Fig.4 Geological model of BZ19-6 condensate gas field

2.4 潜山顶部砂砾岩成因及特征

潜山顶部长期受风化剥蚀作用，在一定条件下往往会形成原地的残积碎屑、近距离搬运的坡积物等，从而在潜山顶面形成一套近源缓坡退覆式的砂质碎屑层[19-20]。渤中19-6潜山顶面普遍发育一套砂砾岩，每口井均有钻遇，井间钻遇砂体厚度差异大(4～60 m)。岩性主要为砾岩、含砾砂岩和砂岩，局部发育煤层，砾石成分主要是变质岩岩块，岩性与基底潜山岩性相同。物性整体为低孔低渗特征，平面及纵向差异大，孔隙度6.0%～9.3%，渗透率0.5～13.0 mD。

综上所述，渤中19-6潜山受构造、风化及岩性等因素控制，纵向分为风化带和内幕带，其中风化带裂缝发育好，储层呈“似层状”连续分布；内幕带裂缝发育较差，受高角度断层控制，储层呈“带状”分布。另外，潜山顶部发育一套近源缓坡退覆式的砂质碎屑层，全区分布。

3 潜山储层主控因素

潜山储层成因复杂，目前一般认为变质岩潜山储层形成主要受岩石类型、构造运动和风化淋滤三大主控因素影响[5-7]。综合分析认为构造运动和风化淋滤是渤中19-6潜山裂缝形成的关键控制因素，岩石类型起到一定调节作用。

构造运动和风化淋滤作用是潜山储层形成的关键外部因素[6-7]。构造运动使地质体在拉张、挤压或剪切应力作用下发生破碎，形成不同尺度的构造裂缝，而这些裂缝是潜山储渗空间类型的重要组成部分。渤中19-6太古界潜山岩性相对单一，以片麻岩为主，整体暗色矿物含量较低，以石英、长石等刚性矿物为主，有利于构造裂缝的形成。渤中地区在地质历史中构造运动强烈，经历了印支运动、燕山运动、喜山运动多期构造运动，形成了多期断裂系统。印支期扬子板块与华北板块碰撞，产生大量北西西向的逆冲断层；燕山期太平洋板块沿北西西方向向东亚大陆俯冲，郯庐断裂发生左旋挤压，派生出大量北东向的断层；燕山早期渤海湾盆地进入拉张裂陷阶段，在近南北向的拉张作用下，形成了大量东西向张性正断层[3-4]。多期复杂的构造运动形成了大量不同尺度、不同产状的断层，这些断层在很大程度上控制了潜山的裂缝分布。断层及断层周围一定范围内为应力集中区，往往会派生或次生一些构造裂缝，形成的构造裂缝不仅可以直接作为潜山岩体的储渗空间，也为岩体出露地表后的风化淋滤提供了基础。类比其他潜山油气田及野外地质露头勘测结果认为，断层单侧影响裂缝发育的距离约为150 m。另外，构造运动过程中构造隆升、沉降等作用，控制了沟、脊等不同地貌单元的形成，在不同应力场作用下发育不同程度和不同产状的裂缝，而不同地貌单元暴露地表期间发生差异性风化和剥蚀作用，裂缝发育进一步复杂化。

风化作用对潜山储层形成的影响在一定程度上受构造裂缝发育程度的控制。风化作用会对构造运动过程中形成的裂缝进一步改造，在地表各种地质应力作用下，会形成不同尺度的风化缝、压力卸载缝等，地表水的淋滤及溶蚀作用会进一步增大裂缝的开度，增强潜山渗流能力[8-14]。当然，过度的风化作用也会对储层造成损害，一方面，强烈的风化作用会导致长石、黑云母等矿物黏土化，形成的黏土则会堵塞裂缝和孔隙，降低潜山储层渗流能力。另一方面，强烈的风化作用导致岩体碎裂化严重，使得岩体不稳定而容易发生垮塌或被流水等介质破坏等剥蚀作用，其结果是风化带难以有效保存下来。

岩石类型是控制潜山裂缝形成的内因，主要控制潜山在外力作用下形成裂缝等储渗空间的难易程度。当岩石矿物成分中黑云母、角闪石等韧性强的暗色矿物含量较多时，在构造运动的改造过程中则不宜形成构造裂缝，但在风化淋滤作用下，暗色矿物容易发生溶蚀形成溶蚀孔隙。统计发现，渤中19-6潜山中央构造脊东西两侧暗色矿物含量差异明显，其中西块暗色矿物含量低，平均暗色矿物含量3.9%，储层厚度120～420 m，测试产量(18～31)万m3/d，无阻流量(45～160)万m3/d。东块暗色矿物含量较高，平均暗色矿物含量7.5%，储层厚度38～253 m，测试产量(1.1～20.0)万m3/d，无阻流量(1.2～70.0)万m3/d，东块储层物性及测试产能明显比西块好。

4 潜山开发策略

基于渤中19-6凝析气田潜山地质模式及裂缝分布规律，确立了“基于风化带储量，兼顾内幕带储量”的储量动用原则，主要开发动用风化带储量，部分动用内幕带裂缝发育优势区域储量。另外，风化带与内幕带之间由不同尺度的裂缝或内幕高角度断层沟通而上下连通，整个潜山是一个连通体，为一块状油气藏。因此，基于潜山地质、油藏模式的认识，渤中19-6太古界潜山采用一套开发层系开发，主力开发潜山风化带、试验性开采潜山内幕带。

4.1 开发方式

渤中19-6气田储量大、储层物性差、凝析油含量高。开发过程中，地层压力低于露点压力后，凝析油析出会造成凝析油损失。针对渤中19-6气田情况，提出初期采用注气开发，后期根据地层压力下降情况适时转为衰竭开发的方式，通过回注伴生气，减缓凝析油损失，提高凝析气田开发效果。

室内实验分析结果表明，通过注气将地层压力保持在露点压力以上，凝析油采收率可以显著提高；数值模拟结果表明，采用周期注气可进一步提高凝析油采收率。综合理论研究、室内物理模拟实验、数值模拟验证，提出海上低渗裂缝性凝析气藏周期注气提高凝析油采收率技术。基于渤中19-6地质模型，通过数值模拟进行开发指标对比，相比衰竭开发与常规的连续注气开发，周期注气方案累产油及累产气都明显提高(图5)，凝析油采收率可分别提高15个百分点、3个百分点。

图5 渤中19-6气田不同开发方式数值模拟指标对比Fig.5 Comparison of development indexes under different development modes in BZ19-6 gas field

4.2 井网部署

基于潜山巨厚裂缝性储层纵向分为风化带和内幕带的分带模式，采用水平井与定向井联合开发，发挥各自井型优势的空间立体井网模式(图6)。为进一步提高注气开发效果，充分利用重力辅助驱油，采取储层顶部注气，储层中下部采气的注采井网部署方式。此外，为提高单井产量、扩大气驱波及体积，在井轨迹的设计中应结合裂缝发育方向，采用井轨迹与裂缝斜交45°角的布井方式，提高单井产量。注气井避开裂缝带，减缓气窜；注采井主流线方向与裂缝走向呈一定夹角，增加注气波及面积，提高采收率。