缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术

2023-02-13孙贺东李世银刘志良常宝华沈春光

天然气工业 2023年1期

孙贺东李世银刘志良常宝华沈春光曹雯

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油塔里木油田公司

0 引言

世界规模性海相碳酸盐岩油气勘探开发主要集中在中东、北美洲、澳洲、西亚等地区的上古生界及中新生界海相碳酸盐岩中，主要储集层类型亦多为原生孔隙型储集层，其油气藏地质特征与孔隙型砂岩储集层的特征基本一致[1-2]。

与其他国家碳酸盐岩油气藏相比，中国碳酸盐岩油气藏地质时代老、埋藏深、经过多期构造运动改造[3-5]，原生孔隙损失殆尽，受多期不整合面和断裂系统控制的岩溶储集层和白云岩储集层是主要的有效储集层。中国海相碳酸盐岩资源丰富，主要以缝洞型碳酸盐岩油气藏为主，占探明储量的2/3以上[6]。在塔里木盆地相继发现了轮古[7]、塔河[8]、塔中Ⅰ号[9]等多个大型缝洞型碳酸盐岩油气田，含油气面积超过2.0×104km2；在四川盆地川中、川南等地区二叠系、寒武系、震旦系发现了多个缝洞型碳酸盐岩气田[10-11]；在渤海湾盆地也发现了奥陶系碳酸盐岩天然气田[12-13]。该类油气田的勘探开发无论是在开发理念[14-15]、开发技术[16-17]和开发方式[18]上，还是在储集层结构描述[19-20]、渗流机理[21-23]等方面均与传统的砂岩油气藏、裂缝—孔隙型碳酸盐岩油气藏完全不同[24]。

塔里木盆地海相碳酸盐岩地层主力层系主要为奥陶系和寒武系，地层分布时代老，经历多期成藏、多期调整与改造，既富油又富气，其中塔中Ⅰ号气田是我国首个探明的亿吨级缝洞型碳酸盐岩凝析气藏[25]，是近年来开发难度最大、技术要求最高的油气田。该气田地表为沙漠，储层埋藏深（4 500～7 000 m），储层分布非均质性极强、储集渗流介质复杂多样、流体性质复杂、气藏静态描述工作难度非常大，为储量评价[26]、开发方案设计及开发动态分析[27]带来了诸多挑战：

1）储集层埋藏深，精细描述难：碳酸盐岩储集层缝洞体发育及分布非均质性极强，充填程度、充填物类型及流体性质复杂多变，使得常规测井技术[28]和远探测测井技术[29]远远不能满足碳酸盐岩储集空间描述的需求；地震波响应特征复杂多变，很难获得储集层的定量参数，采用各类地震属性预测碳酸盐岩储集层[30-31]，精度较低。储集层埋藏深，地表以沙漠、戈壁、浮土为主，地层本身的滤波作用和表层衰减使得高频能量吸收衰减严重，降低了地震分辨率，也降低了储集层的识别精度。因此，应用地震资料对缝洞体进行识别、预测及刻画的难度极大，缝洞的内部结构及充填特征更难以准确描述。

2）储集体分散且形态各异，储量评价、动用难：碳酸盐岩储集层非均质性极强，呈现“大气田、小气藏”特征，储集层厚度、孔隙度及气水界面等都难以定量描述，若利用常规容积法评价碳酸盐岩储量会造成计算结果显著偏大。与生产动态特征[32]相结合的缝洞雕刻容积法体现了储集层的强非均质性特征，是对碳酸盐岩储量计算的有益探索。碳酸盐岩储集层缝洞体发育及分布非均质性极强，每个单独缝洞体单独成藏，前期采用“贴头皮、占高点、水平井、分段改造”的井位部署思路取得较好的建产效果。随着目标缝洞体越打越小，建产井位优选难度持续加大，提高储量动用程度面临极大挑战。

以动态补静态，静态与动态紧密结合提高气藏描述精度，是这类气藏科学开发的重要技术手段[33-34]。近10年来，针对强非均质复杂碳酸盐岩气藏在储层动态评价方面的难题，攻关形成的动态描述及提高采收率技术体系，较好地满足了这类复杂气藏有效开发的迫切需求。

1 缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术

1.1 缝洞体形态动静迭代识别刻画技术

针对沙漠覆盖区能量衰减强、地震资料品质差等问题，研发了强衰减强干扰沙漠地表潜水面下激发和小面元接收的地震采集方法，形成了以宽频、宽方位、高密度（即“两宽一高”）为核心的沙漠强衰减区三维高精度地震成像技术，较大幅度提升了地震资料品质与缝洞体成像精度，为缝洞体的刻画奠定了基础。在缝洞体成像的基础上，提出三维数值试井分析思想，形成缝洞体形态动静迭代识别刻画技术，分析流程如下：

1）首先进行地震属性体与地震反演体相结合的缝洞雕刻，结合波阻抗与孔隙度的相关性建立地震反演孔隙度模型。

2）根据孔隙度模型将储集层在平面上分区（m区），纵向上分层（n层），将缝洞体分为储层物性不同的m×n个区域。纵向上的非均质性由地震反演属性控制，结合全区试井渗透率与孔隙度关系，确定分层参数的初值。

3）根据缝洞体体积或单井/井组生产动态初步确定模型动态储量的大小。

4）基于动态储量和平面分区情况，采用二维数值试井方法初步确定分区参数。

5）以双对数曲线拟合及长期生产历史拟合为约束，基于二维数值试井初拟合参数，进行三维数值试井分析。

6）通过动静迭代拟合，不断完善三维模型，确定储集层参数、动态储量，预测生产动态。

动静迭代三维数值试井分析既考虑了储集层平面的非均质性，又考虑了纵向的非均质性，问题的数学描述更加接近实际。纵向多层、横向非均质气藏模拟数据表明：较解析试井分析和二维数值试井分析，三维数值试井分析结果更为可靠（图1）。

图1 解析、二维数值、三维数值试井模型及结果对比分析图

静态资料表明ZG11井仅控制1个缝洞体（气藏），通过静态和生产动态相结合迭代分析，以及开发指标历史拟合认识到该井周围有3个气藏，这一认识在侧钻两个缝洞体均获高产后得到验证（图2）。

图2 ZG11井动静迭代示意图

塔中Ⅰ号气田试井双对数曲线主要呈现出外围变差复合模型、井钻遇高渗裂缝、不渗边界等特征，或呈现上述类型的随机组合特征（图3）。仅从双对数曲线分析，解释结果具有多解性。以ZG14-1井为例，其动态特征模式可能有3种：①井点A钻遇内好外差的复合储集层模型内区；②井点B钻遇存在多个高渗区的非高渗区域；③井点B钻遇存在多个高渗区的裂缝区域。对应的图形分别为图4中可能动态模型的左、中和右图。将动态模式与缝洞体相对照，第3种动态模式与缝洞体形态基本符合，进而采用上述分析方法实现对ZG14-1井储层特征的正确解读。

图3 塔中Ⅰ号气田试井双对数曲线类型图

图4 塔中Ⅰ号气田典型井动静结合缝洞雕刻示意图

通过分析塔中Ⅰ号气田257口井的动静态资料，不但识别了缝洞体形态，而且判断出储集体类型以洞穴型和裂缝—孔洞型为主，洞穴型占比超过82%。试井解释地层系数平均值仅为415 mD·m，渗透率平均为13.1 mD，属于中低渗透率油气藏。从高产井第一年平均产量（5～13）×104m3/d及生产压差（4～10）MPa来看，也表现出中低渗透率气藏的特征。

1.2 缝洞体油气动态储量评价技术

通过缝洞体动静迭代识别刻画技术，比较精准地找到了缝洞体、刻画了缝洞体的形状，但是缝洞体体积多大，也就是动态储量的大小，只能通过动态方法进行评价。

全生命周期三维数值试井分析和现代产量递减分析相结合的缝洞体油气动态储量评价技术可以解决这类难题。若有试井数据，如1.1部分所述，利用三维数值试井分析技术，可以较准确地确定单井动态储量，其本质也是物质平衡法。若仅有生产数据，可应用Blasingame方法为代表的现代产量递减分析方法[32]分析缝洞型碳酸盐岩气井变流动压力、变产量的复杂数据，进而计算单井或井组动态储量。将上述两种方法有机结合能够有效解决塔中Ⅰ号气田动态储量评价这一难题。由于综合压缩系数与动态储量结果成反比，因此计算过程中应注意该系数的取值。

塔中Ⅰ号气田200多口井动态储量区间分布如图5所示，单井动态储量天然气平均为1.0×108m3、凝析油平均为7.0×104t。

图5 塔中Ⅰ号气田单井动态储量曲线图

计算结果表明高效井、有效井、低效井的地震振幅能量（RMS）、孔隙度、雕刻体积依次呈变小趋势；动态储量基本与RMS成正比，与雕刻体积呈线性关系。当RMS＞4 000时，高效井、有效井的概率是88%（图 6）。

图6 单井动态储量与RMS雕刻体积关系图

针对塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩储集层特征以及生产状况的复杂性形成的凝析气藏动态储量评价分析技术，能够降低动态储量评价的不确定性，进一步与静态信息相结合能较好评价储集层参数，为一井多靶点、靶点接替建产立体开发模式奠定了基础。

综上所述，在动态储量评价、递减率评价的基础上，分别采用以试井资料和地质认识为基础的数值试井方法、以生产动态资料为基础的现代产量递减分析方法、以物质平衡理论和PVT实验资料为基础的气藏工程指标预测方法对塔中Ⅰ号气田单井或单元的开发关键指标进行预测。结果表明：塔中Ⅰ号气田单井天然气可采储量平均为0.62×108m3，凝析油平均为2.0×104t。天然气采出程度平均为57.3%，凝析油采出程度平均为28.8%（图7）。指标预测符合率较之前提高了20%以上（60%～85%）。

图7 塔中Ⅰ号气田可采储量预测图

2 缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高储量动用技术

2.1 “一井多靶、立体开发”提高储量动用技术

塔中Ⅰ号气田动态描述结果表明：缝洞体极度分散，基本上是一井一藏；单井控制动态储量小，平均为1.0×108m3，在同一产层中各系统之间互不连通，并有各自的油气水界面和原始地层压力；在已开采枯竭的缝洞系统附近，仍可钻获保持原始地层压力的新缝洞系统；而一旦丢掉钻井剖面上的一个缝洞型储层，就有可能丢掉一个油气藏，而该气藏又很难由其他钻井发现。因此，一井多靶点、靶点接替建产立体开发模式是此类气藏高效开发的必由之路。

近5年以来，围绕富油气区带再评价，在储层动态描述的基础上，探索形成“短半径、穿断裂、多靶点、微侧钻”的不规则立体开发模式，部署老井侧钻20余口，使得有效及高效井部署成功率提高了26%（由2012年的65%提升至2019年的91.8%），已成为该区块持续稳产重要手段之一。

2.2 气举降压提高采收率技术

受缝洞连通结构复杂性和储集体规模相对较小影响，缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注气保压提高凝析油采收率开发经济性一般。

缝洞介质中凝析气藏压力衰竭过程中凝析油的析出机理和微观赋存状态实验结果表明，凝析油主要以网络状和多孔状赋存，占比超过85%，油相相对集中，受到重力分异作用主导。

基于该认识，通过利用产出凝析气进行循环气举，可有效降低废弃压力，提高油气采收率。塔中I号气田以缝洞介质重力主导下反凝析聚集机理为理论指导，发挥气源优势，明确提出以自产气循环气举降压为主体的提高油气采收率及其配套技术，形成了单井、邻井及多井三种撬装化地面工艺和转气举管柱、过油管定点射孔两种井下管柱工艺。

2.2.1 气举降压

气举降压采油气对塔中I号凝析气藏适应性强，规模效益显著。结果表明：多缝洞型储集空间类型气举提高采收率效果好于单缝洞型，裂缝孔洞型最差，除低含凝析油凝析气藏外，其他类型凝析气藏均能达到较好的措施效果（图8）。

图8 不同储集空间类型气举降压开发效果直方图

以塔中26-H8井为例，该井钻探目标为良里塔格组礁滩复合体弱反射，水平段662.77 m，油气段245.00 m，显示率37%，井底漏失476.62 m3，经5段分段酸压改造后自喷投产，PVT分析表明该井凝析油含量416.27 cm3/m3，最大反凝析液量为12.95%，为高含凝析油的凝析气藏，露点压力为53.68 MPa，与地层压力相当，保压开发难度较大。该井自2012年7月2日自喷投产，至2015年5月，气油比间断性攀升，生产动态表现出反凝析阶段，2016年6月转过油管射孔气举作业，射孔深度3 800 m，气举前该井连续带水自喷生产1 337 d，阶段产气0.78×108m3，阶段产油2.94×104t，停喷后转气举连续生产1 328 d，阶段产气0.17×108m3，阶段产油0.25×104t，取得较好的增产效果。动态储量评价及静压监测表明，随着开发过程的进行，凝析气单井动态储量从1.52×108m3增加至1.89×108m3，凝析油单井动态储量从10.6×104t增加至13.18×104t，同时该井的废弃压力由自喷衰竭时20.04 MPa，下降至气举降压结束时的15.56 MPa，气举降压开发不仅可以降低气藏的废弃压力，还可促进外围缝洞储集体逐渐补给油气，提高储量动用程度。

2.2.2 两种井下管柱作业

为保证停喷后转气举作业投资回报率，结合单井后期开发潜力评价，形成两种井下管柱作业工艺—过油管定点射孔和下气举阀井下作业。

过油管定点射孔工艺适合生产后期地层供液能力较差、生产周期短、含硫化氢较低的单井；优点是作业时间短、作业成本低，缺点是油套连通、套管有被腐蚀的可能，截至目前，在已实施的38口井中暂未发现因过油管定点射孔导致套管被腐蚀穿孔的现象发生。

下气举阀井下作业适合生产后期地层供液能力较强、作业周期长、含硫化氢较高的单井；优点是井筒完整性好、保护套管，缺点是作业成本较高、存在油管被硫化氢腐蚀穿孔和管柱断脱的问题，目前正在开展小油管同心气举和镀钨合金油管试验，以解决管柱断脱的问题。

2.2.3 三种撬装化地面工艺

针对塔中井位分散、井距大的问题，坚持以地面为依托，充分利用现场设施，探索形成3种地面配套工艺：邻井气举、单井撬装化循环气举、多井撬装化集中循环气举。

邻井气举优选利用高压、高产气井作为气源井，对邻井气举。该方法适用于井距较小，且周边气源气井生产稳定持久的井况，可充分依靠周边井天然能量气举，节能且节省地面设备设施配套投资。

单井气举依托单井CNG回收站点（或新建）16 MPa、（3～6）×104m3压缩机组，将单井自生气增压后气举，主要适用于相对分散的边缘井。

多井气举以集中试采站点（或新建）为依托，对（3～6）×104m3压缩机组配套组合，对集中汇总的低压气增压后通过注气管网分散至周边各单井进行气举，周边生产井产出气再集中进站循环利用；主要适用于周边单井相对集中的各生产小区块。

撬装化气举地面工艺可配套低压集输流程，有效提升气举井生产效率；具有占地小、便捷拆装、可重复利用等特点，以及建设投资小、施工周期短等优势。

目前塔中已建成29个配套气举站点，气举试验及推广应用89井次（邻井气举井2口，单井撬装化循环气举井14口，多井撬装化集中循环气举井73口）、产油 61.52×104t、产气 6.98×108m3；排水采油气试验及应用27井次、产油8.51×104t、产气2.61×108m3；气举及排水采油气创造利润4.87亿元，取得了良好的经济社会效益。