靖邊氣田動(dòng)態(tài)精細(xì)評價(jià)及水平井開發(fā)技術(shù)研究與實(shí)踐*

劉志軍 蘭義飛 夏 勇 安文宏 徐運(yùn)動(dòng)

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院）

靖邊氣田馬五1+2段地層巖性主要為細(xì)粉晶白云巖，溶蝕孔洞發(fā)育，是天然氣儲集的主要層位。儲層埋深3200～3930 m，平均氣層厚度5.4 m，平均孔隙度5.8%，平均滲透率0.257 mD，屬于低孔、低滲氣藏。隨著氣田的開發(fā)，地層壓力和井口壓力降低近半，且非均衡開采嚴(yán)重，氣田穩(wěn)產(chǎn)難度增大。通過地質(zhì)、氣藏工程多學(xué)科聯(lián)合技術(shù)攻關(guān)，形成靖邊氣田碳酸鹽巖氣藏精細(xì)動(dòng)態(tài)評價(jià)與水平井開發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)氣田的高效開發(fā)和長期平穩(wěn)供氣目標(biāo)。

1 靖邊氣田碳酸鹽巖氣藏動(dòng)態(tài)精細(xì)評價(jià)

針對靖邊氣田開發(fā)動(dòng)態(tài)評價(jià)中儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異大等難點(diǎn)，提出了先進(jìn)、實(shí)用、有效的低滲氣藏動(dòng)態(tài)分析方法，研究氣井泄流范圍和氣藏儲量動(dòng)用程度，分析壓力平面分布特征，落實(shí)氣田合理產(chǎn)能，為延長氣田穩(wěn)產(chǎn)期，提高采收率奠定了基礎(chǔ)。

1.1 不關(guān)井地層壓力評價(jià)

地層壓力評價(jià)[1-3]是氣藏工程研究最基本的元素，是動(dòng)態(tài)儲量評價(jià)、開發(fā)潛力預(yù)測、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析的前提。靖邊氣田儲層滲透率低，關(guān)井壓力恢復(fù)速度慢、恢復(fù)時(shí)間長，一些氣井關(guān)井半年以上還不能達(dá)到壓力平衡，關(guān)井測壓與生產(chǎn)需求存在很大的矛盾。針對上述難題，提出了壓降曲線反推法、井口壓力折算法、擬穩(wěn)態(tài)數(shù)學(xué)模型法、拓展二項(xiàng)式產(chǎn)能方程法等不關(guān)井條件下地層壓力評價(jià)方法。通過實(shí)測壓力對壓降曲線反推法、井口壓力折算等方法進(jìn)行檢驗(yàn)，誤差范圍基本在6%以內(nèi)，評價(jià)精度較高。在此基礎(chǔ)上精細(xì)評價(jià)氣田地層壓力變化規(guī)律及平面分布特征，為氣藏加密調(diào)整、區(qū)塊調(diào)控等提供了依據(jù)。初步估算該方法節(jié)約測試費(fèi)用約428萬元/年，減少測試工作對天然氣產(chǎn)量的影響約1.6×108m3/a。

1.2 巖性氣藏動(dòng)態(tài)控制儲量評價(jià)

動(dòng)態(tài)控制儲量[4-5]本質(zhì)就是流動(dòng)條件下參與滲流的地質(zhì)儲量，直接關(guān)系到泄流半徑和合理井距的確定，是氣田開發(fā)調(diào)整的依據(jù)。針對靖邊氣田氣井工作制度不穩(wěn)定，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異大等難點(diǎn)，在壓降法等常規(guī)方法的基礎(chǔ)上，根據(jù)不同類型氣井滲流和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，提出了“流動(dòng)物質(zhì)平衡法、優(yōu)化擬合法、氣藏影響函數(shù)法、數(shù)值試井法”等方法，并對每種方法的適用條件進(jìn)行了明確的界定，形成了低滲巖性氣藏動(dòng)態(tài)控制儲量評價(jià)技術(shù)系列，精細(xì)評價(jià)氣田動(dòng)態(tài)儲量，刻畫其平面分布特征（圖1），為氣田可采儲量標(biāo)定、加密井部署、工作制度優(yōu)化、氣井重復(fù)改造井優(yōu)選等奠定了基礎(chǔ)，對開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化等方面起到了重要的作用，為保持氣田的穩(wěn)產(chǎn)作出了重要貢獻(xiàn)。靖邊氣田共實(shí)施加密井163口，累計(jì)建產(chǎn)能9.8×108m3/a，預(yù)測20年可累計(jì)產(chǎn)氣110×108m3。

圖1 靖邊氣田動(dòng)態(tài)儲量分布圖

1.3 低滲氣藏產(chǎn)能評價(jià)

目前國外氣田廣泛采用的氣井產(chǎn)能試井方法以常規(guī)回壓試井和修正等時(shí)試井為主，前者應(yīng)用于高滲透氣藏，后者應(yīng)用于低滲透氣藏。長慶氣田在理論研究和氣井測試資料分析的基礎(chǔ)上，發(fā)展和完善了常規(guī)回壓試井、修正等時(shí)試井等產(chǎn)能評價(jià)技術(shù)，在此基礎(chǔ)上總結(jié)出了適合靖邊氣田馬五1+2儲層的單點(diǎn)產(chǎn)能經(jīng)驗(yàn)公式，若儲層相對均質(zhì)高產(chǎn)氣井，qAOF=；儲層非均質(zhì)低產(chǎn)井，），單點(diǎn)法為氣田大規(guī)模開發(fā)產(chǎn)能評價(jià)奠定了基礎(chǔ)。然而，隨著地層壓力的降低，氣井產(chǎn)能不斷減小，評價(jià)不同地層壓力下的氣井產(chǎn)能存在較大難度。通過聯(lián)合氣井產(chǎn)能二項(xiàng)式方程以及單點(diǎn)法公式，并考慮產(chǎn)能系數(shù)隨地層壓力的變化，求解不同地層壓力條件下的氣井產(chǎn)能方程，動(dòng)態(tài)追蹤了不同開發(fā)階段的氣井產(chǎn)能，形成了變地層壓力條件下產(chǎn)能評價(jià)技術(shù)。根據(jù)采氣指示曲線法、節(jié)點(diǎn)分析法、最小攜液量等方法確定氣井合理產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)氣井合理生產(chǎn)能力的追蹤評價(jià)，為靖邊氣田合理生產(chǎn)規(guī)模制定提供依據(jù)。該方法不需要重新開展產(chǎn)能測試，大大節(jié)約了測試成本[6-8]。

2 非均質(zhì)碳酸鹽巖氣藏地質(zhì)建模與數(shù)值模擬

2.1 地質(zhì)建模

儲層建模[9-11]是綜合描述儲層特征、檢驗(yàn)前期地質(zhì)認(rèn)識的重要手段，也是氣田進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測的基礎(chǔ)。靖邊氣田馬五1+2儲層地質(zhì)建模面臨 “儲層溝槽分布復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)”的難點(diǎn)，通過在恢復(fù)缺失儲層厚度的基礎(chǔ)上，利用相控技術(shù)精細(xì)刻畫氣田溝槽分布，精確描述了地質(zhì)認(rèn)識溝槽分布特征，再利用動(dòng)態(tài)資料對屬性建模中基質(zhì)滲透率進(jìn)行修正，形成了基于動(dòng)態(tài)約束的儲層地質(zhì)建模技術(shù)，較好地描述了靖邊氣田儲層非均質(zhì)性，提高了非均質(zhì)氣藏建模精度。

（1）采用相控技術(shù)，準(zhǔn)確描述溝槽分布特征

靖邊氣田奧陶系馬五1+2碳酸鹽巖儲層，由于長期遭受風(fēng)化、剝蝕作用，各小層侵蝕溝槽發(fā)育，并且從上到下溝槽和剝蝕區(qū)范圍逐漸縮小，地層面積逐漸擴(kuò)大，單一的工區(qū)邊界無法刻畫出各小層地層分布變化特征，同時(shí)，為了有效排除溝槽內(nèi)井點(diǎn)數(shù)據(jù)對儲層屬性參數(shù)預(yù)測的影響，借鑒河流相砂巖儲層相控建模思路，針對儲層特殊情況，將地層和溝槽分別作為一個(gè)相，提出溝槽相和地層相概念，將相控建模應(yīng)用到靖邊氣田碳酸鹽巖儲層建模中，建立了靖邊氣田各小層三維地層相分布模型（圖2）。模型整體結(jié)果準(zhǔn)確地反映出地層受長期風(fēng)化、剝蝕，形成的貌似現(xiàn)今黃土塬的侵蝕古地貌。

圖2 靖邊氣田三維溝槽分布模型

（2）動(dòng)態(tài)約束儲層建模，有效表征儲層非均質(zhì)性

滲透率屬性是模型的關(guān)鍵參數(shù)，因此建立符合實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征的滲透率模型尤為重要。靖邊馬五1+2儲層由于儲層發(fā)育不同程度裂縫和溶孔，測井解釋基質(zhì)滲透率與試井滲透率存在較大差別，而測井滲透率與試井滲透率之間相關(guān)性較差。如果直接利用測井解釋滲透率建立地質(zhì)模型，建立的模型與實(shí)際存在較大誤差，但是如果利用試井滲透率建立模型，測試數(shù)據(jù)又非常少。為此，提出了動(dòng)態(tài)約束建模的思路。

根據(jù)靖邊氣田試井及試氣資料，回歸有效滲透率與單位有效厚度無阻流量關(guān)系。在此基礎(chǔ)上建立的有效滲透率模型，比靜態(tài)測井滲透率模型更加反映氣井產(chǎn)能分布特征，因此該方法提高了模型精度。

2.2 數(shù)值模擬

靖邊氣田數(shù)值模擬[12]面臨含氣面積大，投產(chǎn)井?dāng)?shù)多，氣井開采歷史長，單井動(dòng)態(tài)差異大，歷史擬合難度大的技術(shù)困難，在整體建立地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，將其分為多個(gè)區(qū)塊進(jìn)行擬合，解決了運(yùn)算量大、擬合工作量大的困難，在各區(qū)塊擬合完成后，將擬合好的模型返回地質(zhì)模型中進(jìn)行合并，再利用數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行整體調(diào)整。另外通過開發(fā)數(shù)值模擬前處理平臺，提高了數(shù)值模擬前處理效率，并充分利用動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料和輔助歷史擬合軟件，提高了擬合精度和速度，實(shí)現(xiàn)了靖邊氣田大型氣藏動(dòng)態(tài)指標(biāo)適時(shí)預(yù)報(bào)（圖3）。

圖3 靖邊氣田不同規(guī)模下產(chǎn)量預(yù)測曲線

3 低滲薄儲層水平井開發(fā)技術(shù)

隨著靖邊氣田的開發(fā)，氣井單井產(chǎn)量逐漸降低，穩(wěn)定并提高單井產(chǎn)量成為保障靖邊氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。因此針對靖邊馬五1+2碳酸巖鹽氣藏 “侵蝕溝槽發(fā)育、小幅度構(gòu)造變化快、氣層薄”等特點(diǎn)，技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場實(shí)踐相結(jié)合，建立了一套低滲薄儲層水平井開發(fā)技術(shù)系列，該技術(shù)已成為靖邊氣田提高單井產(chǎn)量和保證持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的核心技術(shù)。

3.1 水平井井位優(yōu)選

靖邊氣田下古生界儲層為巖溶型風(fēng)化殼儲層，巖溶古地貌形態(tài)及巖溶作用直接影響儲層的發(fā)育程度和氣藏的分布范圍；西傾單斜背景下發(fā)育成排的小幅度鼻狀構(gòu)造，對氣井高產(chǎn)具有明顯的控制作用，但其起伏變化也加大了儲層預(yù)測難度。根據(jù)下古生界碳酸鹽巖氣藏的地質(zhì)特點(diǎn)，以儲層精細(xì)描述為核心，確立了“古地貌選井區(qū)，小幅度構(gòu)造定靶點(diǎn)”的水平井部署原則，重點(diǎn)進(jìn)行巖溶古地貌恢復(fù)研究和小幅度構(gòu)造精細(xì)描述。

根據(jù)前人研究成果[13]，結(jié)合地質(zhì)研究和地震解釋，優(yōu)選印模法、殘余厚度法及地球物理法進(jìn)行古地貌恢復(fù)，充分結(jié)合巖心觀察結(jié)果精細(xì)刻畫前石炭紀(jì)古地貌形態(tài)，細(xì)分三級地貌單元，其中巖溶作用較強(qiáng)的古殘丘和古坡地，是理想的水平井部署區(qū)。

根據(jù)小幅度構(gòu)造縱向繼承性，充分利用現(xiàn)有鉆井、測井及地震資料，采取“二維全區(qū)刻畫，三維重點(diǎn)精描”模式，以小層精細(xì)對比為依據(jù)，以鉆井資料為基礎(chǔ)精細(xì)標(biāo)定地震剖面，利用地震資料追蹤井間標(biāo)志層起伏形態(tài)，精細(xì)預(yù)測小幅度構(gòu)造變化，提高了井間小幅度構(gòu)造預(yù)測精度，在此基礎(chǔ)上優(yōu)選構(gòu)造相對平緩區(qū)部署水平井。

3.2 水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)

針對靖邊氣田下古生界馬五1+2氣藏儲層沉積特點(diǎn)，建立“四氣層、五構(gòu)造、八厚度”的水平井設(shè)計(jì)模式：以小幅度構(gòu)造精細(xì)描述成果為基礎(chǔ)，利用太原組頂（TP）、本溪組頂（TC2）、奧陶系頂（TC）和K2標(biāo)志層（TO14）之間構(gòu)造的繼承性綜合修正K1構(gòu)造形態(tài)；以馬五1+2儲層六個(gè)小層的地層厚度和太原組、本溪組厚度為骨架，驗(yàn)證K1標(biāo)志層構(gòu)造描述結(jié)果；精細(xì)對比馬五1四個(gè)小層的氣層分布，確定水平井主要的目的層位。在此基礎(chǔ)上，建立水平井區(qū)精細(xì)地質(zhì)模型（圖4），并利用地質(zhì)、氣藏工程和經(jīng)濟(jì)評價(jià)的方法綜合確定水平井井型、方位、長度等參數(shù)。通過小層對比和地震橫向預(yù)測，主要采用標(biāo)志層追蹤、石炭系厚度預(yù)測、地層傾角計(jì)算等三種方法計(jì)算靶點(diǎn)，優(yōu)化水平井軌跡設(shè)計(jì)，達(dá)到精確預(yù)測靶點(diǎn)的目的。2011年水平井實(shí)鉆靶點(diǎn)與設(shè)計(jì)靶點(diǎn)平均誤差控制在2 m左右，為水平井實(shí)施奠定了良好基礎(chǔ)。

圖4 靖平05-8水平井區(qū)精細(xì)地質(zhì)模型

3.3 水平井隨鉆分析及地質(zhì)導(dǎo)向

水平井隨鉆分析及地質(zhì)導(dǎo)向[14-15]的關(guān)鍵是地層變化的實(shí)時(shí)判斷和隨鉆地質(zhì)模型的及時(shí)調(diào)整。前提是綜合利用巖屑、鉆時(shí)、氣測及隨鉆伽馬等資料，進(jìn)行所鉆遇層位的準(zhǔn)確定位。具體分析時(shí)，根據(jù)地層地質(zhì)特點(diǎn)，在斜井段確定了山23頂煤、太原組灰?guī)r頂、本溪組8#煤、奧陶系頂部、馬家溝組小層等五處靶點(diǎn)調(diào)整時(shí)機(jī)，預(yù)測靶點(diǎn)位置并制定相應(yīng)調(diào)整措施；在目的層頂部馬五12底泥質(zhì)云巖處設(shè)置警戒線，嚴(yán)密監(jiān)控井軌跡，做入靶前最后一次調(diào)整。

水平段實(shí)施過程中，加入水平井實(shí)鉆數(shù)據(jù)建立并適時(shí)調(diào)整地質(zhì)模型[9]，在此基礎(chǔ)上重點(diǎn)進(jìn)行巖性邊界控制。根據(jù)目標(biāo)層的地質(zhì)特點(diǎn)，在鉆遇地層邊界時(shí)，準(zhǔn)確判斷鉆頭所處的地層頂或底界位置，精細(xì)計(jì)算地層傾角，提高水平段小幅度構(gòu)造的認(rèn)識程度，并提出相應(yīng)的軌跡調(diào)整措施，確保水平井儲層鉆遇率。

低滲薄儲層水平井開發(fā)技術(shù)的形成和完善保障了氣田產(chǎn)能建設(shè)任務(wù)的順利完成，靖邊氣田2008年以來水平井入靶成功率達(dá)100%，水平段儲層鉆遇率平均達(dá)60%以上(圖5)；水平井產(chǎn)量逐年提高，2011～2012年平均試氣無阻流量達(dá)80.9×104m3/d(圖6)；建成了靖平xx下古水平井開發(fā)示范區(qū)，平均無阻流量108×104m3/d水平井開發(fā)取得了顯著效果。

圖5 靖邊氣田歷年水平井氣層鉆遇率對比圖

圖6 靖邊氣田歷年水平井無阻流量對比圖

4 結(jié)論

（1）建立了低滲氣藏動(dòng)態(tài)精細(xì)評價(jià)技術(shù)，準(zhǔn)確評價(jià)了氣田的壓力、儲量及產(chǎn)能等動(dòng)態(tài)指標(biāo)，為靖邊氣田開發(fā)與調(diào)整奠定了基礎(chǔ)。

（2）通過基于動(dòng)態(tài)約束的相控建模，準(zhǔn)確刻畫了的靖邊氣田溝槽分布特征和描述了儲層屬性的非均質(zhì)性，在此基礎(chǔ)上利用數(shù)值模擬技術(shù)實(shí)現(xiàn)了靖邊氣田氣藏動(dòng)態(tài)指標(biāo)適時(shí)預(yù)測。

（3）針對靖邊氣田碳酸鹽巖“溝槽分布復(fù)雜，主力氣層薄且小幅度構(gòu)造變化快”等難點(diǎn)，形成了低滲薄層水平井開發(fā)技術(shù)。

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