双鱼石区块栖霞组气藏试采认识及早期开发技术对策

2021-12-23李旭成万亭宇吴婷婷李开发

天然气勘探与开发 2021年4期

李旭成万亭宇罗静文雯吴婷婷李开发

1.中国石油西南油气田公司川西北气矿 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

随着国内勘探开发领域的不断拓展，资源类型和规模不断攀升，常规优质天然气资源勘探开发不断深入，使得后续勘探开发对象日趋复杂[1]，逐步由陆相向海相、由浅层向深层、超深层探索发展[2-8]。对于深层、超深层海相气藏的勘探开发而言，埋深超7 000 m、地层压力超70 MPa，这样的含硫气藏在开发评价过程中存在诸多挑战[9-13]。对于满盆含气的四川盆地而言，龙门山克拉通边缘裂陷作为川西地区下二叠统气藏的重要勘探领域，近年来在开发评价过程中取得了一系列认识性进展。2017年中国石油西南油气田公司编制完成《双鱼石区块栖霞组气藏试采方案》并获得批复，拉开了该区开发评价的序幕。川西北部地区双鱼石区块栖霞组气藏位于四川省广元市剑阁县境内，方案设计试采井10口，设计规模10 108m3/a。通过阶段试采，初步总结了该类超深高压含硫气藏的开发特征，制定了适应的早期开发技术对策，为该气藏下步的深化认识、正式开发方案的编制以及同类型气藏的开发评价奠定了基础。

1 气藏主要特征

1.1 构造特征

双鱼石区块下二叠统栖霞组气藏构造复杂，断层发育并产生一系列呈北东南西向展布、近平行的褶皱断高构造群，发育多个背斜、断背斜及断鼻构造圈闭，整体表现出构造圈闭多、单个圈闭面积不大的特征。区块由西至东可划分为6个构造高带，共发育局部构造15个，构造圈闭均为近北东向展布，单个圈闭面积0.9～46.7 km2，累计面积243.31 km2（图1）。受挤压断裂影响，区内地腹中层构造褶皱强烈，断裂十分发育，共解释断层84条，长度主要分布范围为1～40 km（图2）。

图1 双鱼石区块栖霞组气藏构造分带示意图

图2 双鱼石区块三维过双探1井深度域地震剖面图

1.2 沉积特征

双鱼石区块栖霞组沉积期遭广泛海侵，继承了云南运动对泥盆系、石炭系改造后的古地貌背景，形成了台缘滩带，栖霞组为一套碳酸盐岩沉积地层，分布较为稳定，栖一段以深灰色中薄层含生物泥晶灰岩为主，发育台地边缘滩间海亚相；栖二段以浅灰色厚块状云岩为主，发育台缘滩亚相[14]。目前完钻井均位于台缘滩有利发育区，白云岩发育且分布稳定，白云岩垂厚15～36 m，主要分布在栖二段的中下部。

1.3 储层特征

双鱼石区块储集岩以晶粒白云岩和残余砂屑白云岩为主，储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔和溶洞[15]，取心及成像测井显示区内裂缝较发育，裂缝有一定储集作用但主要改善储层的渗透能力（图3）。试采区完试井储层测井解释评价平均孔隙度约为3.68%，取心井岩心渗透率平均11.54 mD，具有低孔、中—低渗特征。部分储层孔隙度与渗透率具有一定正相关关系（图4），认为该类储层储集类型为裂缝—孔隙型[16]；而低孔高渗储层的储集类型为孔隙—裂缝型。

图3 双鱼石区块栖霞组岩心及薄片照片

1.4 温压系统及流体性质

气藏原始地层压力约96 MPa，压力系数1.3左右，地层温度约155℃。天然气以甲烷为主，硫化氢含量0.34%～0.73%，二氧化碳含量0.4%～2.0%，属高温、高压、中含硫化氢、低含二氧化碳的干气气藏。

1.5 气藏类型

测试及试采资料显示，气藏完钻测试的18口井中有2口井测试产水，3口井试采时见水，水型为氯化钙。目前认为气藏整体含气，未见区域性边、底水分布，可能存在局部水体，为构造-岩性复合圈闭气藏。

2 试采初步认识

2.1 生产动态特征

气藏自2020年进入整体试采。初期试采规模230 104m3/d，投产单井配产4 104～75 104m3/d，平均为28.75 104m3/d。单井生产效果差异大，目前各井以不同试采规模保持相对稳定生产。2口井位于④号高带北部构造高部位，产量较高；1口井位于构造低部位，产量较低；③号高带现有4口井生产，其中3口井产地层水；另有双探12井位于①号高带高部位，产量较高。

2.2 气藏连通关系

构造处理解释成果显示，区块可大致划分为6个构造高带（图1），结合测试、测压及生产动态监测资料，对气藏的压力系统、井间连通关系进行分析。将压力折算至同一海拔后，各井的原始地层压力基本一致；③号、④号高带部署的试采井储层横向可追踪对比，具备连通的地质条件；距离较近的气井在试采初期表现出先期压降特征（图5）；双鱼001-1井的专项动态监测成果也证实了该井与邻井的连通干扰特性，因此可以基本证实③号、④号高带压力连通。不同条带之间，同一海拔的地层压力则有所差异（图6），推测可能受断层分割的影响，使得高带间压力系统较为复杂，连通关系还有待进一步证实。

图5 ③、④号高带气井地层压力随时间变化图

图6 双鱼石区块各高带气井原始地层压力趋势图

2.3 气井渗流特征

气藏储层发育主要受到滩相分布及白云岩化作用的控制，试井解释结果（表1）显示气井主要表现为多区复合渗流特征，井间、同一口井不同半径内的渗透率有一定差异，表现出宏观非均质性，但孔、洞、缝搭配较好时，也可表现出视均质渗流特征。例如双鱼001-1井历次压力恢复试井解释双对数曲线图均显示出视均质的特征，历次解释的储层径向流位置相当，远井区储层渗透率出现变好的趋势，证实储层渗流能力较好，而距离双鱼001-1井仅2.5 km的双鱼132井物性则明显变差，渗透率相对较低。

表1 双鱼石区块栖霞组各井压力恢复试井解释结果表

2.4 地层水活动特征

气藏气水关系复杂，完钻井中双探10井、双探6井测试产水，根据构造位置及邻井测试情况，认为双探10井是局部封存水。双探6井根据构造、测井解释结果认为水源可能来自下部地层。生产井中双探3井、双探8井及双鱼X133井产地层水，因双探3井经历了复杂的二次完井之后产能低，水性与双探8井、双鱼X133井存在差异，其产水来源有多种可能。根据“何晓东”水侵类型判别图版（图7），双探8井和双鱼X133井早期属于不同的水侵方式，双探8井属于强舌进水侵，双鱼X133井属于裂缝型水窜，其产水特征有一定差异。

图7 双探8井、双鱼X133井水侵类型判别图版

2.5 气井产能特征及稳产能力分析

已试油的16口井原始无阻流量为3.26 104～426 104m3/d，平均192.70 104m3/d，井间产能差异较大，位于构造带局部高点的气井产能普遍较高，③、④号高带产能明显高于其他高带，高产能井相对集中（图8）。工艺井产能得到明显改善，水平井产能、生产效果明显优于直井、斜井。

图8 双鱼石区块栖霞组气藏各井无阻流量对比图

因气藏投产时间较短，早期动态储量计算结果存在不确定性。因此，利用现代产量递减法开展各井稳产能力预测，各井稳产时间2.33～15.31年之间，稳产期末累计产气95.69 108m3，稳产期末采出程度为60.23%，气藏具有一定的稳产能力。

3 早期开发技术对策

3.1 试采方案执行效果分析

根据前期区块勘探开发思路，2016—2017年主要在区块甩开预探、控制含气范围，局部提交控制储量，2017—2018年持续开展预探与优化评价，整体控制、局部探明，启动区块试采方案编制，2019—2020年双鱼石南优化评价、整体探明，启动开发方案编制。截至2021年6月，栖霞组已提交三级储量1 169.45 108m3，含气面积463.5 km2；其中双探1井主体区控制储量811.3 108m3，双探9井区预测储量250.71 108m3（图9）。

图9 双鱼石区块储量申报提交边界范围图

试采方案设计井10口，7口井投入试采，测试效果总体达到方案要求，但受钻井进度滞后和部分气井产水影响，截至2021年6月，试采规模未达预期，日产气规模约202 104m3，低于方案设计；试采区外双探12井试采效果超过预期，日产气规模31 104m3。气藏试采方案设计配产与实际产气量的对比如图10所示。

根据试采阶段认识成果，气藏基本地质特征与方案设计时认识基本一致，但气水分布认识有所变化，气水关系复杂，同时受试采井数及分布限制，各条带间的连通关系认识有待进一步深化。根据前期气藏类型分析定义，气藏的圈闭类型为构造—岩性复合圈闭，圈定的含气面积范围是以区内最深气层底界获气井作为最低圈闭线参考。但随着研究认识的逐步深入，最新构造解释双探7井的气层底界已超过最低构造圈闭线，而储量拟升级区断层边界封隔性、西南及东北位置岩性外推原则也有待进一步落实。基于现部署井井控，初步划定区块具备升级探明储量的含气面积约为236.8 km2，按2.54 108m3/km2储量丰度推算，探明储量基础仅为580 108m3。已推算的储量基础存在一定不确定性，且高度依赖于目前实施的探井及开发评价井的投产情况。受复杂地质条件认识影响，部分井井工程条件复杂，储量提交进度可能较预期有所滞后。面对气藏试采期间出现的各种问题，需进一步加大区域滚动开发力度、优化开发技术对策[17-20]。双鱼石区块储量拟升级申报的简况如图11所示。

图11 双鱼石区块储量拟升级申报简况图

3.2 技术对策

3.2.1 气藏采速

按照天然气开发管理纲要相关要求，考虑气藏稳产7年左右，合理采速应控制在3%以下。目前气藏拟提交探明储量580 108m3，按整体生产规模233 104m3/d，采速为1.33%，满足要求，但各条带储量动用不均衡，生产井及后续投产井均集中于③、④高带，局部采速高，为科学高效开发气藏，应根据不同构造条带特征（图12，图1），分别设计采气速度。其中①号高带靠近山前带，构造复杂，但该条带内单井试采效果好，构造高部位含气性好，未受水侵影响，建议采气速度2%；②号高带储层品质相对较差，完试井测试产量均较低，含气性差，且东南部可能存在水体，建议采气速度1.5%；③号高带完钻井测试均获气，条带含气性好，但构造两侧可能存在水体，目前3口产水井均位于该条带，水侵风险较大，建议采气速度1.5%；④号高带储层品质好，分布稳定，井网密度高，气井试采效果较好，建议采气速度2%。

图12 双鱼石区块栖霞组顶界地震反射构造图（2020）

3.2.2 井网井型

区块气藏呈条带状分布，形态适宜不规则的线性井网，各条带间由于干扰情况未知，仅对③号、④号高带予以探究分析。双鱼001-1井距双鱼132井2.52 km，井间干扰明显，而双探8井距双鱼X133井4.6 km，未见明显的井间干扰。③号、④号高带部署井平均单井控制面积7 km2，井网密度为0.09口/km2，后续部署井投产后，井网密度可达0.14口/km2（图13），目前各井井控半径差异较大，现有试采区井网具备进一步完善空间。对于井型而言，前期区块完试探井及开发评价井多为直井，加之区块储层整体较薄，在气井产能发挥上，存在一定限制，通过技术攻关，利用工艺井技术提高储层钻遇厚度，提产效果显著，增产倍比在2倍以上（图14），对评价类似条带状、薄储层超深气藏工艺井适应性具有重要意义。通过预测薄储层气藏不同井型下日产气与累产气对比，进一步证实相同构造、储层条件下，水平井提产效果显著，该区低渗薄储层具有实施工艺井的潜力需要，同时支撑下步开发方案制定。

图13 双鱼石区块试采区井网井距示意图

图14 双鱼石区块栖霞组气藏各井无阻流量统计图

3.2.3 合理配产

气藏生产早期，确定气井配产的方法主要包括经验法、节点分析法、采气曲线法和携液流量法等[21]。文献调研发现气藏早期配产大致为绝对无阻流量的1/5到1/6，因此按照这个原则，并结合气藏水体分布及构造位置、气井产液情况等因素来进行配产预测。在上述结果的分析基础上，利用流入流出曲线、采气指数曲线等方法综合论证，单井合理配产区间5 104～75 104m3/d，气藏5口井合理配产规模为160 104～165 104m3/d（表2）。目前5口井生产规模171 104m3/d，略高于合理配产，为保障气藏科学合理高效开发，建议尽快调整气井配产至合理规模。

表2 气藏各井配产预测方法及结果表

3.2.4 动态监测

气藏作为超深高压含硫气藏，具有埋藏深、温度高、构造复杂、非均质性强等特点。随着气藏开发不断深入，亟需深化气藏认识，解决试采阶段面临的气藏连通关系认识不足、水体能量认识不清、工艺井产能评价认识不准等难题。需要完善的动态监测体系，以评价储层渗流特征参数、计算水体能量、掌握气井产能等，准确把握开发关键问题。因此针对气藏试采特点设计不同条带、不同构造位置的气井专项试井工作，为气藏下步开发评价奠定基础（表 3）。