渤中19-6气田裂缝性低渗巨厚储层立体井网部署研究

谭先红 范廷恩 范洪军 王 帅 牛 涛

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

裂缝性油气藏是21世纪石油增储上产的重要领域之一[1-4]。近年来，在渤海湾地区发现了全球最大的变质岩潜山凝析气藏——渤中19-6气田。该气田潜山段厚度最高达1 000 m，为裂缝性低渗巨厚储层。目前对于常规砂岩气藏，已有较成熟的井网部署技术与方法，但对于渤中19-6这种特殊类型气藏，如何开展井网部署是亟需解决的重要问题。裂缝性巨厚储层井网部署与单井产气量、注采井间匹配性、采收率、经济效益等息息相关。气藏的物性条件及流体性质决定了气田的开发方式，而储层裂缝系统又在很大程度上影响着布井方式，裂缝的产状特征直接影响着注采开发井网的形式。本文针对渤中19-6气田这一特殊类型潜山低渗巨厚凝析气藏，分析了井网部署的策略，井网部署中应充分利用不同构造位置及井型优势，针对巨厚储层形成空间立体井网驱替模式，提高气驱效果。通过室内实验研究了立体井网气驱渗流机理，并且研究了立体注采井位设计及合理井距，为提高单井产量、增强气驱开发效果提供坚实基础。

1 渤中19-6气田特征及井网部署策略

1.1 储层特征

渤中19-6太古界潜山储层的发育主要受构造运动、风化淋滤以及岩石类型三大控制因素的影响，纵向上分为风化带和内幕带。风化带受构造和风化淋滤作用双重影响，网状裂缝发育，储层从古构造高部位向低部位呈逐渐减薄的“似层状”分布，物性相对较好；风化带储层厚度20.6～354.8 m，渗透率0.3～2.7 mD，平均1.46 mD，净毛比0.24～0.83。随着深度增加，潜山受风化作用影响逐渐减小，主要受到构造运动或断裂作用影响，主要发育构造高角度缝，储层沿高角度断裂呈带状、漏斗状分布，物性相对风化带变差，内幕带储层厚度35.3～787.4 m，渗透率0.01～2.78 mD，平均0.9 mD，净毛比0.01～0.38。潜山储层整体表现为低渗的特点，储层厚度90～978 m，平均538 m，属巨厚储层。

1.2 裂缝特征

渤中19-6凝析气田潜山裂缝走向受附近主要断层影响，与断层方向基本一致，以NE向、近E-W向为主。裂缝倾角主要分布在30°～70°，以中—高角度裂缝为主。成像测井解释成果表明，渤中19-6凝析气田潜山裂缝密度主要分布在1～5条/m。纵向上，潜山自上而下裂缝密度逐渐降低，风化带裂缝密度平均值为2.90条/m，潜山顶部岩心，裂缝发育，碎裂化程度高(图1a)，距潜山顶150 m岩心，构造缝为主，裂缝数量明显减少(图1b)。另外，受埋藏深、压实强以及充填等因素影响，渤中19-6凝析气田潜山裂缝开度较小，成像测井解释裂缝开度100～400 μm，薄片鉴定微观裂缝开度约20 μm。

图1 渤中19-6气田BZ19-6-7井太古界潜山岩心特征Fig.1 Characteristics of Archean buried hill core in Well BZ19-6-7 of BZ19-6 gas field

1.3 井网部署策略

对于渤中19-6潜山巨厚储层而言，纵向跨度大、非均质性强，风化带与内幕带通过部分高角度裂缝贯通。因此，采用一套开发层系开发，充分利用不同构造位置及井型优势，针对巨厚储层形成空间立体井网驱替模式，提高气驱效果。此外，对于低渗特高含凝析油的凝析气藏，为减少凝析油损失，开发早期需采取注气开发的方式。而潜山裂缝性凝析气藏注采井网部署的关键在于如何减缓气窜、提高单井产能。

2 裂缝性低渗巨厚储层气驱渗流机理

2.1 微观渗流模型的建立

渤中19-6气层井点有效厚度为208～216 m，地层倾角平均10°，夹层平均厚度3 m，延展范围100～200 m(夹层倾角也是10°)。为模拟1 000 m井距下的高注低采气驱渗流机理，将室内物理模型按照1∶700等比例缩小。等比例缩小后，物理模型大小为30 cm(高)×80 cm(长)×1 cm(厚)，单个夹层厚约0.5 cm，延展15～30 cm，夹层自上而下、自左向右逐渐发育，具体位置参考图2。

图2 裂缝性低渗巨厚储层立体井网气驱渗流机理模型Fig.2 Gas drive development mechanism model of three-dimensional well pattern in fractured low permeability and huge thick reservoir

注气井部署在储层上1/3处，生产井气层全部射开，距离边部5 cm，黑色标注为打开层位，形成空间立体注采井网。物理模型压力范围0～70 MPa，温度范围0～200 ℃，整个机理模型基质有效平均渗透率0.1 mD，裂缝平均渗透率2～4 mD。

2.2 实验方法及步骤

采用室内实验方法研究裂缝性立体井网气驱开发机理，实验装置如图3a所示，主要设备包括剖面岩板、Ruska全自动泵、回压调节器、压差表、控温系统、气量计、气相色谱仪等。剖面岩板(图3b)制作前，按照实验要求准备好实验所用流体样品(包括凝析气、干气、地层水)置于中间容器中待用。为了使岩板配方具有更好的重复性，正式制作剖面岩板前，数次使用石英砂、砾石、水泥等研制配方比例，充分搅拌使三者融合均匀后充满模具。

图3 气驱实验装置图Fig.3 Schematic diagram of gas drive experimental device

为表征气驱开发效果，描述气体纵向运移规律，在生产井处设计上、中、下3个出口阀门，采取以下5个主要实验步骤：①在原始地层压力条件下注气，当上部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭上部出口阀门；②继续注气，当中部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭中部出口阀门；③继续注气，当下部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭下部出口阀门；④焖井12 h后，衰竭至废弃压力5 MPa；⑤计量产出油、气，计算采收率，通过声电扫描测试模型中凝析油饱和度分布变化。

2.3 实验结果与分析

在原始地层压力46.93 MPa下开始注干气，使地层压力保持在原始地层压力水平开采。从实验结果可知(表1)，保持原始地层压力水平注干气开采，当注入干气孔隙体积为0.075HCPV时，凝析油采出程度为6.57%，关闭上部出口阀门；继续向岩心中注干气，当注入孔隙体积为0.225HCPV时，此时凝析油采出程度达到10.55%，关闭中部出口阀门；当注入孔隙体积为0.300 HCPV时，此时凝析油采出程度达到11.50%，关闭下部出口阀门；焖井12 h，从地层压力(46.93 MPa)开始定容衰竭至5.00 MPa，凝析油的最终采出程度为24.50%。

表1 裂缝性低渗巨厚储层立体井网气驱实验数据Table 1 Gas drive test data of three dimensional well pattern in fractured low permeability and huge thick reservoir

图4为注入烃类孔隙体积与各出口气油比变化关系图，可以看出，采气井上、中、下部依次突破见气，见气后关闭出口阀门，气油比从5 000 m3/m3恢复到原始气油比1 000 m3/m3，采用顶部注气，重力驱效果明显。从气驱凝析气饱和度场扫描结果可知(图5)，注入气主要沿剖面上端驱替凝析气，同时，在重力作用下注入气向剖面下部波及驱替凝析气。另外，注气结束后焖井，有利于油气平衡，进一步形成重力驱，提高凝析油采收率。但由于潜山储层存在微裂缝以及大裂缝，注入气主要驱替裂缝凝析气，使得注气驱替凝析油采收率较低，大部分凝析气仍然存在基质孔隙中；从46.93 MPa衰竭至5.00 MPa，当压力低于露点压力时岩心中有凝析油析出，分离出的气体主要沿微裂缝和大裂缝驱替，导致大量凝析油滞留在岩板中，驱替效果较差。

图4 注入烃类孔隙体积与各出口气油比变化关系曲线Fig.4 Variation curve of HCPV and gas oil ratio at each outlet

图5 气驱凝析气饱和度场扫描结果Fig.5 Scanning results of condensate gas saturation field in gas drive

为进一步提高单井产量及气驱开发效果，需开展裂缝性低渗巨厚储层整体立体注采井位井轨迹设计、合理注采井距研究。

3 注采井位及合理井距研究

3.1 注采井位及井轨迹研究

注采井网空间立体部署受岩性及注采井位影响较大[5-7]，通过数值模拟分析了裂缝储层低注高采注气开发效果，从模拟结果可知，潜山裂缝储层注入气沿高角度裂缝发生严重气窜(图6)。渤中19-6储层巨厚，且高角度裂缝较发育，若采用低部位注气、高部位采气的井网设计，则加剧气体超覆现象，纵向动用效果较差。综合室内机理实验及数值模拟研究，采取储层顶部注气，储层中下部采气，形成空间立体井网，充分利用重力辅助驱油，可提高气驱波及范围，从而得到较好的注气开发效果。

图6 渤中19-6气田低注高采井网气驱前缘推进情况Fig.6 Advance of gas drive front of low injection and high production pattern in BZ19-6 gas field

井轨迹及注采井主流线方向受制于裂缝系统特征，尤其是裂缝发育方向，渤中19-6气田区域裂缝走向为近东西向，注气井应避开裂缝带，减缓气窜。设计了3种井轨迹及注采井主流线与裂缝匹配关系(图7)，即与裂缝平行(夹角0°)、与裂缝相交(夹角45°)、与裂缝垂直(夹角90°)。经数值模拟研究可知(图8)，当井方位角、注采井主流线方向与裂缝走向呈45°夹角时，单井产量最高，此时注气波及面积最大，气驱开发效果最好。

图7 渤中19-6气田井方位角与注采井主流线方向设计Fig.7 Well azimuth and injection production well mainstream direction design of BZ19-6 gas field

图8 渤中19-6气田井方位角对单井产量的影响Fig.8 Effect of azimuth design on single well production in BZ19-6 gas field

3.2 注气开发合理井距研究

注气主要开采风化带裂缝储量，通过蚂蚁体对裂缝带进一步识别和刻画显示，风化带裂缝网状特征明显，纵向高角度裂缝发育、连通性较好(图9)。裂缝长度从200 m至3 000 m不等，风化带裂缝长度小于1 200 m占75%，因此合理的注采井距在1 200 m左右(图10)。

图10 渤中19-6气田风化带裂缝长度分布频率图Fig.10 Fracture length distribution frequency diagram of weathering zone in BZ19-6 gas field

结合天然气地质储量、含气面积等因素，考虑单井钻井费用、操作费用、凝析油价格等因素，采用式(1)、(2)计算渤中19-6气田经济极限井距为1 000 m[8-10]。综合地质因素及经济因素，渤中19-6气田合理井距为1 000～1 200 m。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：Gsg为视单井探明储量，108m3；d为经济极限井距，m；C为单井钻井和油建合计费用，元/井；t为评价年限，a；p为单井平均年采气操作费，元/(井·年)；AG为本地区天然气合理参考价格，元/m3；ERG为天然气采收率，f；Ao为本地区凝析油合理参考价格，元/t；ERO为凝析油采收率，f；GOR为气油比，m3/m3；G为探明天然气地质储量，108m3；A为探明天然气地质储量所控制的含气面积，m2。

4 实例应用

渤中19-6试验区采用本文设计的裂缝性低渗巨厚储层立体井网与井轨迹，充分利用重力作用部署立体注采井网，并且井方位角及注采井主流线方向与裂缝走向呈45°夹角。试验区共投产7口开发井，其中A1H、A2井为注气井，部署在构造高部位，其他均为采气井，部署在相对低部位，形成空间立体注采井网(图11)。试验区单井平均钻遇裂缝密度3.6条/m，开发井实施后初期产能较同类型储层明显提高。图12为渤中19-6试验区投产后综合开采曲线，终端计量日产气高达105×104m3，日产油1 040 m3，稳定后井口日产气量约100×104m3。井钻遇有效厚度大于300 m，井方位角与裂缝夹角在45°左右的生产井，初期产能均大于15×104m3/d，成效显著。

图11 渤中19-6气田试验区立体井网部署图Fig.11 Three dimensional well pattern in BZ19-6 gas field test area

图12 渤中19-6气田试验区综合开采曲线Fig.12 Comprehensive production curve of BZ19-6 condensate gas field test area

5 结论

对于渤中19-6裂缝性巨厚潜山低渗凝析气藏而言，开发时应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，形成空间立体井网。基于目前认识，井方位角及注采井主流线方向与裂缝走向呈45°夹角，可提高单井产量，增大注气波及面积，提高开发效果。综合考虑断裂长度、连通性等地质及经济因素，渤中19-6气田合理井距为1 000～1 200 m。