均衡优化设计在南海气田射孔作业中的应用

2022-07-23张贺举吴其林秦圆明史双龙吴美洁吴敏熵

石油化工应用 2022年6期

刘婕，张贺举，吴其林，秦圆明，史双龙，吴美洁，吴敏熵

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司研究中心，广东湛江 524057；2.广东石油化工学院石油工程学院，广东茂名 525000）

气田高效开发研究是油气田效益最大化必不可少的环节，国内学者在气田开采技术进行了广泛而又深入的研究[1-6]。L 气田位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地内，处于盆地中央坳陷带陵南低凸起北部的陵水凹陷中央峡谷内，水深1 250～1 550 m，其主要气藏位于第四系黄流组，气田测井渗透率89～2 512.3 mD，属高孔～特高孔、高渗～特高渗储层，尚处于开发初期[7]。

由于海上深水环境地质油藏条件复杂、开发井网部署难度大，难以实现储集层精细描述，从而造成深水气田开发存在投资大、修井难、井资料缺乏的问题，如何防水、避水、确定合理的开发策略是气田开发面临的难点。L 气田87%的储量为弱边底水驱，在设计生产井射孔方案的时候，结合油藏工程计算方法以及数值模拟方法计算结果优化射孔长度，控制采气速度，使各气组均衡开采，一定程度延缓了气井见水，延长无水采气期，提高了气田的采收率。

1 海上水驱气田开发规律

气藏开发与油藏开发的显著区别是水对于气藏开发的影响更大，其中水驱气藏相比气驱气藏的开发难度更高，主要原因是当气藏开发时，裂缝将压力迅速传到与其连通的各个部位，如果裂缝与边底水相连通，那么地层水将沿着裂缝快速到达井底，有时突破井底，侵入气井的主要产气层段使其产水，从而增加了气水两相流动的渗流阻力，形成多种方式的水封气甚至水淹，使气井产量大幅度递减，大大降低了水驱气藏的采收率，增加了气藏开采成本。

通过交流评价总结出海上水驱气田开发规律：（1）对于强边水气藏来说，气藏水体能量大，是造成强边水气藏过早见水内在原因，气柱大小直接影响强边水气藏的采收率，采用合理的采气速度、控制射开程度，避免边水过早推进，延长无水采气期，是强边水气藏有效开发保证；（2）影响强底水气藏出水早晚的主要因素是采气速度，储层非均质性、隔夹层的发育程度，决定气井见水时间的早晚，射开程度一定程度上影响见水时间；（3）控制采气速度，保证气藏持续平稳生产是开发弱水驱气藏的关键。根据以往开发经验，开发强边水气藏时，采气速度在5%～8%，无水采气期末的采出程度10%～25%，标定采收率在30%～46%；开发强底水气藏时，采气速度在6%～10%，无水采气期末的采出程度14%～20%，标定采收率在35%左右；而开采弱边水气藏时采气速度在3%～7%，无水采气期末的采出程度40%～45%，标定采收率在58%～70%。

2 L 气田构造储层特征及A6 井概况

琼东南盆地具有“东西分块”、“南北分带”的主体构造格局。所谓“南北分带”是以2 号断裂带为界，将琼东南盆地划分为两个主要的坳陷带：北部坳陷带和中央坳陷带。“东西分块”是以盆地中部NW 走向断裂发育区（即陵水区）为界，将琼东南盆地划分为东、西两个不同构造走向的断裂带，以东主要为NE 走向，以西呈EW 走向。结合古近系地层厚度分布特征，琼东南盆地构造区带可划分为北部坳陷带、中部隆起带、中央坳陷带和南部隆起带四个一级构造单元。其中，北部坳陷带北部为海南隆起区，南部以3 号-16 号-6 号断层与中部隆起带分隔；中部隆起带以20 号-2 号-12 号断层-神狐隆起与中央坳陷分界；中央坳陷带以13 号-19号-1 号断层与南部隆起带分界。L 气田位于中央坳陷带西部陵水凹陷南斜坡，紧邻陵南低凸起，其砂体为发育在盆地底部深海中央峡谷内受峡谷限制的浊积水道复合体，纵向上发育多期沉积，每期砂体沉积之后又受到后期泥质水道及上覆砂体沉积的切割改造，黄流组砂体全部沉积之后又整体受到莺歌海组泥质水道及泥质块体流侵蚀改造，平面上表现为沿峡谷轴向呈条带状展布的孤立砂体[8]。上覆为一千多米的深海泥岩盖层，后期受差异压实的影响表现为不同的有一定构造幅度的岩性圈闭，各自独立成藏，形成不同的气水系统。具体而言，平面上各井区砂体呈现彼此不连通孤立砂体，纵向上不同气组受泥岩隔层的封隔，表现为平面及纵向上多个岩性气藏的特征[9]。研究区目的层范围内无断层发育，但在目的层下覆地层存在大量垂向微裂隙。

L 气田平面上由7 个独立井区构成，在层序识别及划分的基础上，根据储层岩性、电性组合特征，按照沉积旋回等时对比、分级控制原则，并结合压力系统和气水分布情况，将L 气田黄流组钻遇地层自上而下划分为5 个气组：0 气组、Ⅰ气组、Ⅱ气组、Ⅲ气组、Ⅳ气组。本次研究的目标区为Ⅰ气组和Ⅳ气组，其中Ⅰ气组为主力含气层位，进一步细分为Ⅰ上、Ⅰ下气组。

根据ODP 设计，生产井A6 井部署在L 气田东南部的3 井区（井区内仅一口探井3 井），对Ⅰ上气组和Ⅳ气组进行分层开采，上下靶点分别位于Ⅰ上气组的东北部和Ⅳ气组的南侧，其中Ⅰ上气组为研究区主力含气层位，砂体因后期泥质水道侵蚀改造在研究区局部发育，井点钻遇地层厚度在11.9～36.9 m，储层厚度在4.8～21.6 m，整体以灰色、浅灰色粉砂岩为主，次为细砂岩，局部夹薄层灰色粉砂质泥岩、泥岩，单砂体厚度较其他层位薄，夹层更为发育，自然伽马曲线表现为中～高幅漏斗型或钟型特征，Ⅰ上气组为弱边水气藏，水体倍数约0.6 倍；Ⅳ气组砂体在全区普遍发育，井点钻遇地层厚度在12.5～61.9 m，储层厚度在11.2～43.6 m，整体为厚层灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩，局部夹薄层灰色粉砂质泥岩、泥岩，单砂体厚度大，自然伽马曲线以中～高幅箱型为主，局部表现漏斗型特征，Ⅳ气组为水体倍数约7.2 倍的底水驱气藏。

整体上来看，L 气田各气组之间隔夹层较为发育，能起到较好的封隔作用，中～高砂泥比的气组砂体内部，形成隔层的可能性较小，泥岩的横向分布相对不稳定，但实钻显示在80～700 m 的井距下，泥岩横向分布相对稳定。通过A6 井与3 井进行连井砂体对比，认为二者小层对比性较好，第三套薄泥岩往探井方向已尖灭，Ⅰ上气组下部泥岩夹层厚度较厚，横向分布稳定、封隔性较好，Ⅳ气组下部泥岩较薄，封隔性较差，按有夹层发育的底水气藏考虑（见图1）。

图1 A6 井砂体对比图

3 均衡优化设计A6 井射孔方案

ODP 设计采气井A6 井分两层开采，其中Ⅰ上气组为弱边水气藏，见水风险较小，而Ⅳ气组下部泥岩层仅厚1.9 m，封隔性较差，有一定见水风险。针对A6 井这两个生产气组的储层特征，首先对Ⅰ上气组进行了射开程度优化设计，根据优化结果，射开程度与累产成正比例关系，可考虑适当延长射孔段。

从效果对比图（见图2）中可以看出，Ⅰ上气组射开为10%、20%、33%、50%时，稳产期和累产气量相差不大，而射开100%时开发指标出现显著变化，所以选取了射开50%和100%作为下步研究基础方案，再通过优化Ⅳ气组的射孔长度，使两个气组均衡开采，减少见水风险、提高采收率。

图2 Ⅰ上气组不同射开厚度效果对比图

3.1 油藏工程方法计算Ⅳ气组开发指标

L 气田共计钻井7 口，只有一口井进行了产能测试，测试资料齐全，产能基本清楚，在预测其余未进行产能测试的气组时，通过对几种常规计算气井产能的方法进行对比分析，结合L 气田实际开发情况，以目前矿场上采用较多的压力平方形式的二项式产能方程得出的产能为主要依据，并根据壁心纠正渗透率进行无阻流量预测。该方法描述产量与井底流压之间的关系式，主要适用于压力衰竭式开发、多井开采的气田，没有外部供给，依靠气体自身的弹性膨胀来采气，该类型气田在正常生产期内呈拟稳定状态。

在设计A6 井射孔方案时，按照均衡开采优化配比，与Ⅰ上气组分别射开50%、100%对应，共设计了Ⅳ气组射开比例长度为10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二个优化方案，采用二项式产能方程计算出气层的无阻流量以及合层无阻流量。从计算结果可以看出，Ⅰ上气组射开50%时，方案三（Ⅳ气组射开25%）和方案四（Ⅳ气组射开33%）的采气速度与产能较为匹配；Ⅰ上气组射开100%时，方案九（Ⅳ气组射开25%）和方案十（Ⅳ气组射开25%）更为合理。

3.2 数值模拟方法计算Ⅳ气组累产量

根据精细气藏描述的结果，运用Petrel 软件建立起L 气田3D 储层地质模型，以井点资料和各层顶面深度构造图建立各气组的地质模型并进行粗化处理，将三维地质模型转化为气藏模型，再将气藏流体资料、相渗曲线、压力数据定义到气藏模型中进行气藏模型初始化，建立了L 气田3 井区的油藏数值模型（见图3）。在模型里，对应油藏工程计算方法设计方案，分别设计了Ⅰ上气组射开50%、100%时，Ⅳ气组射开比例长度为10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二个优化方案，从数模方法计算结果来看，Ⅰ上气组射开50%时稳产时间较长，累产更多，通过模型含气饱和度时间变化，分析认为产生此结果的原因是Ⅰ上气组射开100%时，后期可能会因为地层水通过底部高渗层突进，造成气井产量下降更快，稳产期变短。