底水丘灘體儲(chǔ)集層特征及開發(fā)對策

陳鵬羽，程木偉，陳懷龍，文光耀，張良杰，4，赫英旭，李韻竹

（1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.中國石油 阿姆河天然氣勘探開發(fā)（北京）有限公司，北京 100000；4.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）地球科學(xué)與資源學(xué)院，北京 100083；5.中國石油 川慶鉆探工程公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

碳酸鹽巖具有不同于陸源碎屑巖油氣藏的沉積環(huán)境和成巖條件，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣，具有顯著的各向異性和非均質(zhì)性，其儲(chǔ)集層復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致不同于單一孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層的流體及其滲流特征。前人在碳酸鹽巖氣藏滲流特征方面開展了系列研究，但仍缺乏對儲(chǔ)集層高溫高壓下縫洞型氣藏氣水兩相滲流機(jī)理較為系統(tǒng)的研究，而且物理模型多為簡化模型[1-5]。碳酸鹽巖儲(chǔ)集層具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，傳統(tǒng)砂巖儲(chǔ)集層底水水侵公式并不適用于碳酸鹽巖氣藏的出水指標(biāo)預(yù)測。同時(shí)，受儲(chǔ)集層孔隙尺寸跨度范圍大的影響，基于連續(xù)介質(zhì)模型開發(fā)的商業(yè)軟件難以準(zhǔn)確模擬這類儲(chǔ)集層的水侵過程。雖然國內(nèi)外學(xué)者對底水縫洞型儲(chǔ)集層底水進(jìn)行了理論、實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究，但由于裂縫描述和預(yù)測困難，導(dǎo)致物理模型代表性不強(qiáng)。受設(shè)備因素限制，難以開展地層溫度壓力條件下水侵機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究[6-10]。關(guān)于氣田控水方面，前人主要利用巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)、測井響應(yīng)特征、儲(chǔ)集層品質(zhì)因子和流動(dòng)指數(shù)等靜態(tài)資料開展儲(chǔ)集層類型研究，鮮有與動(dòng)態(tài)特征相結(jié)合，導(dǎo)致對儲(chǔ)集層出水風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)不足，對碳酸鹽巖底水氣藏生產(chǎn)指導(dǎo)存在局限性[11-13]。本文以土庫曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸鹽巖氣田為例，依據(jù)氣田地質(zhì)特征和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，細(xì)化不同類型儲(chǔ)集層水侵風(fēng)險(xiǎn)和產(chǎn)能特征，提出不同水侵特征類型儲(chǔ)集層的高效開發(fā)策略。

1 研究區(qū)地質(zhì)及開發(fā)簡況

土庫曼斯坦阿姆河盆地演化主要經(jīng)歷了二疊紀(jì)—三疊紀(jì)裂陷期、侏羅紀(jì)—始新世的沉降期和中新世—全新世的全面抬升改造期3個(gè)階段[14]。阿姆河盆地BTU 氣田構(gòu)造上隸屬于查爾朱階地的桑迪克雷隆起，是由5 個(gè)獨(dú)立構(gòu)造組成的碳酸鹽巖氣藏群。研究區(qū)侏羅系巖性復(fù)雜，可劃分為3 段：上部基末利階—提塘階膏巖、中部卡洛維階—牛津階碳酸鹽巖和下部阿倫階—巴通階碳質(zhì)頁巖?？寰S階—牛津階以厚層海相灰?guī)r為主，局部地區(qū)夾薄層砂泥巖和石膏，是研究區(qū)主要的油氣產(chǎn)層，厚度200～460 m；基末利階—提塘階為巨厚的潟湖相膏巖層，局部夾薄層砂泥巖，厚度可達(dá)1 500 m 以上，是研究區(qū)主要的蓋層；阿倫階—巴通階為泥巖、砂巖、粉砂巖夾粉砂質(zhì)泥巖和碳質(zhì)頁巖薄層，厚度50～150 m，是研究區(qū)主要的生油層?？寰S階—牛津階的XVhp 層為氣田主要目的層，氣藏平均埋深3 200 m。氣藏為背斜圈閉，整體為南北向的脊?fàn)畋承?，東西兩翼構(gòu)造較低。碳酸鹽巖目的層發(fā)育5 條斷層，主要分為北東—南西向的逆斷層和北西—南東向的走滑斷層，斷面較陡，近似直立，斷距10～30 m，平面延伸長度為2～6 km。氣田存在多個(gè)獨(dú)立的丘灘體沉積，儲(chǔ)集層平面上連續(xù)性差，具有一礁一藏的特征。

BTU 氣田于2016 年正式投產(chǎn)，通過4 a 的生產(chǎn)，氣田開發(fā)矛盾主要為：①受沉積、成巖差異和裂縫發(fā)育程度的影響，儲(chǔ)集層表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性，不同丘灘體儲(chǔ)集層地質(zhì)特征和開發(fā)特征存在較大差異，需要分類型提出開發(fā)策略；②不同類型儲(chǔ)集層因裂縫發(fā)育程度、水體活躍程度、氣柱高度等存在差異，氣井無阻流量變化大（0.1×104～229.6×104m3/d），導(dǎo)致氣井產(chǎn)能存在差別，增加氣井部署難度；③部分區(qū)域水體活躍，儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育，氣井無水采氣期短，氣田無水采氣期僅為3個(gè)月，開發(fā)效果差。

2 丘灘體儲(chǔ)集層特征

2.1 丘灘體儲(chǔ)集層概念模型

地震、巖心等資料表明，研究區(qū)位于緩坡相帶區(qū)域內(nèi)，斷層發(fā)育，多期次的構(gòu)造破裂作用為點(diǎn)礁和灘體儲(chǔ)集層改造起到了極其重要的作用。由于侏羅紀(jì)和新近紀(jì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，在丘灘體內(nèi)發(fā)育走滑斷層，促進(jìn)深部熱液向碳酸鹽巖丘灘體內(nèi)運(yùn)移，并對裂縫、縫合線和孔隙進(jìn)行強(qiáng)烈溶蝕，如在U-21井3 244.7 m處，孔隙和縫合線均可見明顯的溶蝕，形成裂縫-孔隙（洞）型儲(chǔ)集層。該類型儲(chǔ)集層發(fā)育形成受沉積、成巖作用與構(gòu)造破裂作用多重控制。礁灘微相為裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層發(fā)育奠定物質(zhì)基礎(chǔ)；裂縫作用是裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層發(fā)育形成過程中受多類型流體對儲(chǔ)集層進(jìn)行多期次溶蝕的重要前提，為溶蝕性流體進(jìn)入儲(chǔ)集體內(nèi)對儲(chǔ)集層改造提供了良好的通道；多期次溶蝕作用促進(jìn)次生孔的發(fā)育，對裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層發(fā)育形成具重要意義，由此建立緩坡丘灘裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層的發(fā)育模式。

2.2 儲(chǔ)集層基本特征

在卡洛維期—牛津期，研究區(qū)為碳酸鹽巖緩坡沉積，主要發(fā)育成群分布的生物丘灘體（圖1）。儲(chǔ)集層巖石類型多樣，以含生物屑微晶灰?guī)r和生物碎屑微晶灰?guī)r為主。主要儲(chǔ)集空間為孔和裂縫，以孔為主。其中原生孔主要有粒間孔、晶間孔、粒內(nèi)孔和生物體腔孔，次生孔主要有粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？?；裂縫主要為構(gòu)造縫，也可見壓溶縫，裂縫的發(fā)育增加了氣井的出水風(fēng)險(xiǎn)。由于儲(chǔ)集層平面連續(xù)性差，每個(gè)丘灘體間物性存在差異?；|(zhì)孔隙度為0.14%～13.33%，平均為4.94%；綜合滲透率為0.000 3～10 574.750 0 mD，平均為0.076 0 mD；初始含氣飽和度為49%～66%，平均為52%。氣田儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，加劇了氣田高效開發(fā)難度。

圖1 BTU氣田丘灘體展布Fig.1.Distribution of mound shoal complexes in BTU gas field

2.3 裂縫發(fā)育特征

依據(jù)成像測井和巖心特征，研究區(qū)儲(chǔ)集層裂縫分為構(gòu)造縫和壓溶縫。構(gòu)造縫中未充填縫較為發(fā)育，對儲(chǔ)集層綜合滲透率影響作用最大。壓溶縫較為少見，且大部分被充填，對儲(chǔ)集層滲透率影響有限。

研究區(qū)儲(chǔ)集層低角度、中角度和高角度裂縫均有發(fā)育，傾角主要集中在24.0°～52.0°，平均為35.7°，總體上近東西向。裂縫開度以小于1.000 mm為主，平均開度為0.013 mm。裂縫充填程度低，以未充填縫為主，占裂縫總數(shù)的96%；充填物包括泥質(zhì)、方解石和有機(jī)質(zhì)。研究區(qū)儲(chǔ)集層普遍發(fā)育裂縫，裂縫主要集中分布在斷層附近，斷層伴生裂縫的密度與斷層距離成反比（圖2）。

圖2 BTU氣田裂縫平面分布Fig.2.Plane distribution of the fractures in BTU gas field

研究區(qū)廣泛分布延伸規(guī)模大、充填弱的構(gòu)造縫，裂縫與溶蝕形成的孔隙匹配良好，可形成大型網(wǎng)狀滲流系統(tǒng)，大幅提高儲(chǔ)集層滲流能力[15-16]，因此，裂縫密度成為影響氣井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素。研究區(qū)儲(chǔ)集層基質(zhì)具低孔低滲特征，氣井的主要滲流通道為裂縫，導(dǎo)致氣井無阻流量與射開儲(chǔ)集層厚度相關(guān)性不強(qiáng)，開發(fā)初期通過在斷層附近大斜度井鉆遇更多的裂縫，從而提高了單井產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)了“稀井高產(chǎn)”的建產(chǎn)目標(biāo)。

2.4 水侵特征

由于氣井出水已成為氣田主要開發(fā)矛盾，基于水體分析精度需要，利用近4 a 的生產(chǎn)數(shù)據(jù)和研究區(qū)三維地質(zhì)模型，通過數(shù)值模型擬合氣井地層壓力變化、出水時(shí)間及產(chǎn)水量，以此計(jì)算氣田的底水水體倍數(shù)（圖3）。根據(jù)GB/T 26979—2011，水侵指數(shù)為0～1.0的氣藏，為彈性水驅(qū)氣藏。模型計(jì)算平均水體倍數(shù)為14.12；T-401D 井區(qū)水侵指數(shù)為0.12，底水不活躍；U-21井區(qū)水侵指數(shù)為0.34，底水次活躍；B-101D 井區(qū)和B-102D 井區(qū)水侵指數(shù)分別為0.66 和0.42，底水較活躍；T-602D 井區(qū)水侵指數(shù)為0.82，底水活躍。綜上所述，研究區(qū)氣藏驅(qū)動(dòng)類型為彈性水驅(qū)，穩(wěn)產(chǎn)控水是氣田高效開發(fā)的關(guān)鍵。

圖3 BTU氣田底水水體倍數(shù)平面分布Fig.3.Plane distribution of bottom water volume multiples in BTU gas field

2.5 丘灘體儲(chǔ)集層水侵風(fēng)險(xiǎn)評估

研究區(qū)丘灘體儲(chǔ)集層異常復(fù)雜的儲(chǔ)集空間和不同的水體活躍程度，使得其水侵特征類型多種多樣?；趲r性分析、裂縫特征參數(shù)、水體活躍程度、儲(chǔ)集層綜合滲透率和儲(chǔ)集層厚度等，將研究區(qū)丘灘體水侵儲(chǔ)集層分為5 類（表1），即高角度裂縫大水侵厚儲(chǔ)集層（Ⅰ類）、低角度裂縫小水侵厚儲(chǔ)集層（Ⅱ類）、高角度裂縫大水侵薄儲(chǔ)集層（Ⅲ類）、低角度裂縫中水侵薄儲(chǔ)集層（Ⅳ類）和致密小水侵薄儲(chǔ)集層（Ⅴ類），其中Ⅰ類、Ⅲ類和Ⅴ類儲(chǔ)集層出水風(fēng)險(xiǎn)最高。

表1 BTU氣田丘灘體水侵儲(chǔ)集層類型Table 1.Classification of the mound?shoal reservoirs with different water?invasion characteristics in BTU gas field

3 碳酸鹽巖底水氣藏開發(fā)特征及對策

3.1 氣井產(chǎn)能遞減特征

氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力受儲(chǔ)量、配產(chǎn)、出水等多因素影響，通過研究區(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，單井產(chǎn)量遞減規(guī)律主要有以下3 種類型。

（1）投產(chǎn)遞減型 氣井投產(chǎn)后因出水導(dǎo)致產(chǎn)氣量開始遞減，無明顯穩(wěn)產(chǎn)期；氣井控制的大部分儲(chǔ)量于氣井見水后采出；整體上單位壓降產(chǎn)氣量偏低，平均為0.8×108m3/MPa；井口油壓下降較快，平均為8.97 MPa/a（圖4a）。投產(chǎn)遞減型的單井多分布于Ⅰ類、Ⅲ類和Ⅴ類儲(chǔ)集層中，高角度裂縫發(fā)育，水體較活躍，底水沿裂縫快速侵入至井筒，導(dǎo)致氣井投產(chǎn)即見水。該類型氣井初始產(chǎn)量高，但主要生產(chǎn)階段位于見水期，限制了單井產(chǎn)能有效發(fā)揮。

圖4 BTU氣田典型井采氣曲線Fig.4.Gas production curves of typical wells in BTU gas field

（2）穩(wěn)產(chǎn)遞減型 氣井投產(chǎn)后產(chǎn)氣量保持穩(wěn)定，具有較長時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)期，定壓生產(chǎn)后產(chǎn)氣量開始遞減；穩(wěn)產(chǎn)期末單井采出程度約為56.2%；單位壓降產(chǎn)氣量較高，平均為2.2×108m3/MPa；井口油壓下降速度適中，平均為4.37 MPa/a（圖4b）。穩(wěn)產(chǎn)遞減型的單井多分布于Ⅱ類儲(chǔ)集層中，儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育，但底水不活躍，氣井單井控制儲(chǔ)量大，無阻流量高，見水風(fēng)險(xiǎn)小，具有較長時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)期，開發(fā)效果好。

（3）階梯遞減型 因控制底水錐進(jìn)速度，氣井投產(chǎn)后產(chǎn)氣量整體呈階梯式下降；見水前單井采出程度約42.0%；單位壓降產(chǎn)氣量高，平均為2.5×108m3/MPa；井口油壓下降慢，平均為3.37 MPa/a（圖4c）。階梯遞減型的單井多分布于Ⅳ類儲(chǔ)集層中，低角度裂縫發(fā)育，底水次活躍，氣井雖存在出水風(fēng)險(xiǎn)，但通過階梯式調(diào)低配產(chǎn),可控制底水抬升的速度，從而延長無水采氣期，實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果?？傊芯繀^(qū)儲(chǔ)集層因裂縫發(fā)育程度、水體活躍程度等因素不同，導(dǎo)致氣井遞減特征存在差異。

3.2 氣井出水特征

現(xiàn)場數(shù)據(jù)和理論分析表明[8，17-19]：水氣比僅能代表氣井瞬時(shí)出水指標(biāo)，該指標(biāo)受工作制度影響較大。利用累計(jì)水氣比可以有效地消除人為因素的干擾。氣井累計(jì)水氣比與采出程度關(guān)系曲線由于受儲(chǔ)集層物性、裂縫發(fā)育程度、水體活躍程度等諸多因素的影響，呈現(xiàn)不同的形態(tài)。在研究區(qū)累計(jì)水氣比與采出程度關(guān)系曲線中，Ⅲ類儲(chǔ)集層T-602D 井因高角度裂縫較發(fā)育、底水活躍，氣井見水時(shí)間最早，無水采出程度（RN）小于0.05%，出水指標(biāo)曲線斜率（a）大于10；Ⅰ類儲(chǔ)集層B-101D井因高角度裂縫發(fā)育、底水較活躍，氣井見水時(shí)間較早，無水采出程度近似為1.00%，出水指標(biāo)曲線斜率大于10；Ⅳ類儲(chǔ)集層U-21井和U-101D井裂縫相對不發(fā)育，底水次活躍，氣井見水時(shí)間晚，無水采出程度大于10.00%，出水指標(biāo)曲線斜率約為5；Ⅱ類儲(chǔ)集層T-401D 井由于底水不活躍，目前未見水（圖5）。

圖5 BTU氣田出水井累計(jì)水氣比與采出程度關(guān)系曲線Fig.5.Cumulative water?gas ratio vs.recovery percent of reserves in water production wells of BTU gas field

基于氣井累計(jì)水氣比與采出程度關(guān)系曲線分析結(jié)果，氣井出水指標(biāo)曲線斜率與水體活躍程度關(guān)聯(lián)性強(qiáng)，氣井見水時(shí)間與裂縫發(fā)育程度關(guān)聯(lián)性強(qiáng)。即裂縫發(fā)育區(qū)域氣井見水時(shí)間早，水體活躍區(qū)域的氣井見水后產(chǎn)水量增長迅速。

3.3 開發(fā)對策

現(xiàn)場實(shí)踐表明，底水丘灘體氣藏采用籠統(tǒng)合采的開發(fā)方式，可實(shí)現(xiàn)較高的單井產(chǎn)能和快速建產(chǎn)的目標(biāo)。此類型的氣田開發(fā)中，平面上裂縫發(fā)育區(qū)域動(dòng)用程度高，裂縫不發(fā)育區(qū)域幾乎未動(dòng)用；縱向上受底水侵入的影響，部分儲(chǔ)集層未有效動(dòng)用。通過借鑒國內(nèi)外相似氣藏（法國拉克、麥隆，中國威遠(yuǎn)等）的開發(fā)歷程，根據(jù)治水不如防水的經(jīng)驗(yàn)，基于研究區(qū)地質(zhì)模型進(jìn)行優(yōu)化方案研究結(jié)果，提出研究區(qū)不同水侵特征類型儲(chǔ)集層的獨(dú)立開發(fā)策略，實(shí)現(xiàn)氣田的高效開發(fā)（表2）。

表2 BTU氣田不同水侵特征類型儲(chǔ)集層開發(fā)策略Table 2.Development strategies for the reservoirs with different water?invasion characteristics in BTU gas field

（1）Ⅰ類水侵特征型氣藏 單井產(chǎn)能高，控制儲(chǔ)量大，氣井出水不可避免，大部分的儲(chǔ)量于氣井見水后采出，氣井產(chǎn)量遞減特征為投產(chǎn)遞減型。建議可適當(dāng)優(yōu)化氣井避水距離和選用水平井完井，延緩氣井見水時(shí)間，同時(shí)應(yīng)及早實(shí)施排水采氣。考慮到出水規(guī)模較大，在生產(chǎn)中，推薦實(shí)施氣舉或速度管柱方式排水采氣。

（2）Ⅱ類水侵特征型氣藏 單井產(chǎn)能高，氣井控制儲(chǔ)量大，氣井產(chǎn)量遞減特征為穩(wěn)產(chǎn)遞減型，氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長，出水風(fēng)險(xiǎn)小，可適當(dāng)提高采氣速度，實(shí)現(xiàn)氣田投資快速回收。

（3）Ⅲ類水侵特征型氣藏 單井產(chǎn)能適中，氣井產(chǎn)能遞減快，見水時(shí)間早，容易暴性水淹，大部分的儲(chǔ)量于氣井見水后采出，氣井產(chǎn)量遞減特征為投產(chǎn)遞減型。儲(chǔ)集層氣柱高度有限，難以優(yōu)化氣井避水距離；大部分儲(chǔ)量于氣井見水后采出，氣井應(yīng)及早實(shí)施排水采氣?？紤]到氣井出水量大，推薦現(xiàn)場實(shí)施氣舉或速度管柱方式排水采氣。

（4）Ⅳ類水侵特征型氣藏 單井產(chǎn)能高，氣井控制儲(chǔ)量大，氣井存在出水風(fēng)險(xiǎn)。建議可適當(dāng)優(yōu)化氣井避水距離，選用水平井開采；同時(shí)氣井控壓生產(chǎn)，讓氣井產(chǎn)量遞減特征符合階梯遞減型，從而控制氣水界面抬升速度。加強(qiáng)氣井檢測頻率，關(guān)注氣井水氣比變化，動(dòng)態(tài)調(diào)整氣井配產(chǎn)，延長氣井無水采氣期。

（5）Ⅴ類水侵特征型低滲氣藏 單井產(chǎn)能低，儲(chǔ)集層措施改造后才能投產(chǎn)。氣井實(shí)施壓裂改造后，會(huì)增加氣井出水風(fēng)險(xiǎn)，縮短氣井無水采氣期，結(jié)合氣柱高度小的特點(diǎn)，氣井極易見水，建議盡早開展排水采氣工作，保證氣井正常生產(chǎn)。

研究區(qū)應(yīng)用差異化開發(fā)對策后，預(yù)計(jì)氣田可穩(wěn)產(chǎn)50×104m3/d，產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)6 a，水氣比穩(wěn)定，水侵得到有效控制，預(yù)計(jì)最終采收率可達(dá)62.83%。

4 結(jié)論

阿姆河盆地BTU 氣田儲(chǔ)集層類型主要為裂縫-孔隙型，基質(zhì)物性較差，局部受構(gòu)造縫影響，滲透性相對較好，整體表現(xiàn)為低孔低滲特征。部分區(qū)域底水活躍，導(dǎo)致氣井出水風(fēng)險(xiǎn)大。綜合分析巖性、裂縫特征參數(shù)、水體活躍程度、儲(chǔ)集層綜合滲透率和厚度等動(dòng)靜態(tài)參數(shù)，將研究區(qū)水侵類型細(xì)分為高角度裂縫大水侵厚儲(chǔ)集層型、低角度裂縫小水侵厚儲(chǔ)集層型、高角縫大水侵薄儲(chǔ)集層型、低角度裂縫中水侵薄儲(chǔ)集層型和致密小水侵薄儲(chǔ)集層型，并分析對應(yīng)的水侵風(fēng)險(xiǎn)。

基于氣井生產(chǎn)特征分析結(jié)果，氣井出水指標(biāo)曲線斜率與水體活躍程度、見水時(shí)間與裂縫發(fā)育程度關(guān)聯(lián)性均強(qiáng)。在高角度裂縫發(fā)育的儲(chǔ)集層中，氣井見水風(fēng)險(xiǎn)較大，為投產(chǎn)遞減型。在低角度裂縫發(fā)育、水體不活躍的儲(chǔ)集層中，氣井出水風(fēng)險(xiǎn)小，穩(wěn)產(chǎn)能力強(qiáng)，為穩(wěn)產(chǎn)遞減型。在低角度裂縫發(fā)育、水體活躍的儲(chǔ)集層中，氣井通過控壓生產(chǎn)可控制底水錐進(jìn)，為階梯遞減型。

基于不同類型水侵儲(chǔ)集層特征，圍繞井型優(yōu)選、采氣速度、避水距離等關(guān)鍵參數(shù)提出控水穩(wěn)產(chǎn)對策，促進(jìn)研究區(qū)復(fù)雜底水丘灘體氣藏高效開發(fā)。