海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)地質(zhì)下限探討

嚴(yán)申斌，黃導(dǎo)武，伍銳東

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335)

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海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)地質(zhì)下限探討

嚴(yán)申斌，黃導(dǎo)武，伍銳東

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335)

介紹了東海低滲氣藏的地質(zhì)特征，分析了東海低滲氣藏定向井壓裂的3種開采特征，即高產(chǎn)平穩(wěn)型、中產(chǎn)快速遞減型、低產(chǎn)平穩(wěn)型。通過機(jī)理模型研究了動用儲量、儲層滲透率、裂縫長度、裂縫寬度等參數(shù)對低滲氣藏產(chǎn)能的影響。在此基礎(chǔ)上，探討了3種不同工況條件(即已有生產(chǎn)井兼顧、已有平臺新鉆井、新建平臺依托開發(fā))下海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)儲量下限。在目前經(jīng)濟(jì)條件下，建議海上低滲氣藏開發(fā)以現(xiàn)有生產(chǎn)井深層兼顧和已有平臺新鉆井壓裂開發(fā)為主。

海上油氣田；低滲氣藏；定向井壓裂；產(chǎn)能；地質(zhì)儲量下限

隨著全世界對天然氣能源需求量的不斷增大，常規(guī)天然氣藏的產(chǎn)量和儲采比均呈日益降低的趨勢，非常規(guī)天然氣資源則被認(rèn)為是最有希望的能源補(bǔ)充，低滲氣藏便是其中最重要的一類。近年來我國天然氣探明儲量中低滲透氣藏儲量所占的比例逐年增加，而且隨著開發(fā)技術(shù)的突破，低滲氣藏產(chǎn)量也持續(xù)較快增長，預(yù)計(jì)2030年低滲氣藏產(chǎn)量將達(dá)到1000×108m3，在全國天然氣總產(chǎn)量中的占比超過1/4[1～3]。因此，低滲氣藏的開發(fā)將會越來越受到行業(yè)的重視。

由于低滲氣藏儲層物性較差，且儲層易受到傷害，單井產(chǎn)量低，一般需采取增產(chǎn)工藝措施才能投入開采，開發(fā)難度較大。特別是針對海上低滲氣田，由于作業(yè)成本較高，只有當(dāng)單井產(chǎn)能達(dá)到一定條件才能經(jīng)濟(jì)開發(fā)。目前定向井壓裂改造已成為提高低滲氣藏產(chǎn)能的主要方式[4]，筆者在總結(jié)東海近幾年低滲氣藏開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，提出不同工況條件下海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)下限。

1　低滲氣藏的定義和分類

表1　儲層滲透率分類(東海，2014)

關(guān)于低滲氣藏的定義和分類國內(nèi)外并無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，美國將儲層有效滲透率作為劃分依據(jù)，有效滲透率小于0.1mD的定義為致密氣藏[5]；而國內(nèi)關(guān)于低滲氣藏也有不同劃分標(biāo)準(zhǔn)，陸上油田將儲層有效滲透率在0.1～5mD范圍定義為低滲氣藏，小于0.1mD定義為致密氣藏[6]；目前國家儲量規(guī)范中按空氣滲透率界定低滲氣藏，1～10mD定義為低滲氣藏，小于1mD定義為特低滲氣藏[7]。在國家儲量規(guī)范低滲氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合海上低滲氣藏勘探開發(fā)實(shí)踐，東海以空氣滲透率作為低滲氣藏分類依據(jù)(表1)，其中1～10mD范圍定義為常規(guī)低滲，0.1～1mD定義為特低滲，小于0.1mD定義為超低滲。

2　東海低滲氣藏的地質(zhì)特征

東海低滲氣藏主要發(fā)育于古近系漸新統(tǒng)花港組下段和始新統(tǒng)平湖組砂巖儲層，一般具有以下地質(zhì)特征：①儲層埋深大，滲透率小于1mD的低滲氣藏埋深一般大于3200m，處于成巖B+C期，壓實(shí)作用強(qiáng)；②砂巖成分成熟度、結(jié)構(gòu)成熟度均中等，石英體積分?jǐn)?shù)平均62%，巖性以長石石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，分選中-好，磨圓次棱-次圓狀；③砂巖孔道半徑變化不大，主要分布范圍在100～250μm，但喉道細(xì)小，滲透率1mD以下的儲層喉道半徑一般小于1.5μm，砂巖滲流能力主要受喉道半徑控制；④儲層裂縫不發(fā)育；⑤高溫高壓，且儲層應(yīng)力敏感性強(qiáng)；⑥通常無自然產(chǎn)能，需壓裂改造。

3　低滲氣藏定向井壓裂開采特征

東海自“十一五”開始便在低滲氣藏開發(fā)方面進(jìn)行積極探索與實(shí)踐，取得了較好的效果，并積累了豐富經(jīng)驗(yàn)，先后完成多口定向井壓裂改造。東海低滲氣藏定向壓裂井總體生產(chǎn)特征表現(xiàn)為：壓后初期產(chǎn)氣量2～12×104m3/d不等，有效生產(chǎn)期短，遞減相對較快或低水平穩(wěn)產(chǎn)。東海典型低滲氣藏定向壓裂井的生產(chǎn)特征可歸納為3類：①高產(chǎn)平穩(wěn)型——壓后初期產(chǎn)氣量12×104m3/d，有效期1a，油壓13.7MPa，產(chǎn)氣量遞減緩慢，年遞減率25%(圖1(a))；②中產(chǎn)快速遞減型——壓后初期產(chǎn)氣量7.3×104m3/d，有效期10個月，產(chǎn)氣量、油壓均遞減快，產(chǎn)量年遞減率68%(圖1(b))；③低產(chǎn)平穩(wěn)型——壓后初期產(chǎn)氣量2.6×104m3/d，初期遞減快，之后產(chǎn)氣量穩(wěn)定在(1～1.5)×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期長(圖1(c))。

圖1　東海典型低滲氣藏定向壓裂井生產(chǎn)特征

4　低滲氣藏產(chǎn)能主控因素及變化規(guī)律

圖2　滲透率、動用儲量對低滲氣藏產(chǎn)量遞減率的影響分析(縫寬5mm、半縫長100m)

通過機(jī)理模型研究動用儲量、儲層滲透率、裂縫長度、裂縫寬度等參數(shù)對低滲氣藏產(chǎn)能的影響，模型參數(shù)設(shè)置如下：儲層厚度20m、孔隙度10%、含氣飽和度60%、地層壓力35MPa，模擬5a累計(jì)產(chǎn)氣量，初產(chǎn)氣量10×104m3/d。模擬結(jié)果表明儲層滲透率及動用儲量是影響低滲氣藏產(chǎn)能變化的主控因素：儲層滲透率低于0.2mD的氣藏，定向壓裂井表現(xiàn)為低水平“穩(wěn)產(chǎn)”，年均遞減率?。粷B透率高于0.2mD條件下，遞減率隨動用儲量增加或滲透率增大而減小(圖2)。壓裂裂縫參數(shù)是影響低滲氣藏產(chǎn)能變化的次要因素：縫長對產(chǎn)能變化影響較小，而縫寬對產(chǎn)能變化具有一定程度的影響，隨著縫寬(裂縫導(dǎo)流能力)的變窄遞減率增大。

針對東海不同生產(chǎn)類型的低滲定向壓裂井，分別總結(jié)出其產(chǎn)能變化規(guī)律和相應(yīng)地質(zhì)條件(表2)，其中高產(chǎn)平穩(wěn)型定向壓裂井：動用地質(zhì)儲量一般不小于2×108m3、儲層滲透率不小于1mD，相應(yīng)的穩(wěn)定日產(chǎn)量可達(dá)到10×104m3以上，年遞減率低于30%，5a累計(jì)產(chǎn)氣量可達(dá)到0.5×108m3以上；中產(chǎn)快速遞減型定向壓裂井：動用地質(zhì)儲量小于1×108m3情況下，儲層滲透率一般在0.5mD以上，而當(dāng)?shù)刭|(zhì)儲量超過1×108m3時，儲層滲透率一般在0.2～1mD之間，相應(yīng)的穩(wěn)定日產(chǎn)量在4～10×104m3，年遞減率30%～80%，5a累計(jì)產(chǎn)量可達(dá)到0.4×108m3以上；低產(chǎn)平穩(wěn)型定向壓裂井：動用地質(zhì)儲量不小于1×108m3，儲層滲透率一般在0.2mD以下，相應(yīng)的穩(wěn)定日產(chǎn)量在4×104m3以下，年遞減率低于30%，5a累計(jì)產(chǎn)量低于0.3×108m3。

表2　不同類型低滲定向壓裂井產(chǎn)能變化規(guī)律

5　低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)儲量下限

在總結(jié)東海低滲氣藏定向壓裂井產(chǎn)能主控因素及變化規(guī)律的基礎(chǔ)上，探討不同工況條件下海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)儲量下限。

1)已有生產(chǎn)井兼顧已有生產(chǎn)井兼顧深層低滲氣藏壓裂生產(chǎn)，海上壓裂作業(yè)綜合成本一般在600萬元左右，單井累計(jì)產(chǎn)氣(300～500)×104m3即可回收投資，相應(yīng)地質(zhì)儲量下限極低(圖3)。

2)已有平臺新鉆井已有生產(chǎn)平臺上新鉆一口深層低滲氣藏定向開發(fā)井，根據(jù)鉆完井作業(yè)綜合投資要求5a經(jīng)濟(jì)累計(jì)產(chǎn)氣量為1×108m3，相應(yīng)儲層滲透率下限為0.5mD，動用地質(zhì)儲量下限為6×108m3，隨滲透率增大相應(yīng)動用地質(zhì)儲量下限降低，當(dāng)儲層滲透率為1mD時，相應(yīng)動用地質(zhì)儲量僅需2×108m3(圖3)。

圖3　不同動用儲量條件下低滲氣藏定向壓裂井累計(jì)產(chǎn)氣量與滲透率的關(guān)系

3)新建平臺依托開發(fā)工程方案以東海某平臺為例，氣田開發(fā)內(nèi)部收益率為12%條件下，8口開發(fā)井累計(jì)天然氣產(chǎn)量為40×108m3，單井平均累計(jì)產(chǎn)氣量為5×108m3。其中前5a占可采量的近40%，即單井累計(jì)產(chǎn)氣量為2×108m3，相應(yīng)低滲定向壓裂井經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)下限為：儲層滲透率不低于1.7mD、單井動用地質(zhì)儲量不低于11×108m3，隨滲透率增大動用地質(zhì)儲量下限降低，但不得低于6×108m3(圖3)。

6　結(jié)論

1)在總結(jié)東海低滲氣藏開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，探討了不同工況條件下海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)下限，研究表明在已有生產(chǎn)井兼顧條件下，相應(yīng)地質(zhì)儲量下限極低；已有平臺新鉆井條件下，儲層滲透率下限為0.5mD，動用地質(zhì)儲量下限為6×108m3，隨滲透率增大相應(yīng)動用地質(zhì)儲量下限降低；而在新建平臺依托開發(fā)條件下，低滲氣藏經(jīng)濟(jì)開發(fā)的地質(zhì)儲量門檻較高。

2)目前經(jīng)濟(jì)條件下，建議海上低滲氣藏開發(fā)以現(xiàn)有生產(chǎn)井深層兼顧和已有平臺新鉆井壓裂開發(fā)為主，另外可從以下3方面進(jìn)行積極探索：①開展低滲氣藏相對高滲儲層地質(zhì)成因研究，尋找“甜點(diǎn)”儲層、以優(yōu)帶劣；②進(jìn)行水平井分段壓裂開發(fā)試驗(yàn)。定向井壓裂改造已成為提高低滲氣藏產(chǎn)能的主要方式，但整體增產(chǎn)效果有限，而水平井分段壓裂技術(shù)可大幅提高低滲氣藏儲量動用程度和單井產(chǎn)能，值得海上氣田借鑒；③在生產(chǎn)氣田深層挖潛。由常規(guī)氣藏開發(fā)支撐平臺等工程設(shè)施投資，深層低滲氣藏開發(fā)門檻則大大降低，同時深層低滲開發(fā)可延長氣田穩(wěn)產(chǎn)期，提升氣田項(xiàng)目效益。

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[編輯]黃鸝

2016-03-25

中國海洋石油總公司“十二五”科技重大專項(xiàng)(CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD 04 SH 2011)。

嚴(yán)申斌(1982-)，男，碩士，工程師，主要從事開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作，ysb1573@126.com。

TE375

A

1673-1409(2016)26-0061-04

[引著格式]嚴(yán)申斌，黃導(dǎo)武，伍銳東.海上低滲氣藏定向井壓裂經(jīng)濟(jì)開發(fā)地質(zhì)下限探討[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(26):61～64.