縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏提高采收率關(guān)鍵技術(shù)

孫賀東 李世銀 劉志良 常寶華 沈春光 曹 雯

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油塔里木油田公司

0 引言

世界規(guī)模性海相碳酸鹽巖油氣勘探開發(fā)主要集中在中東、北美洲、澳洲、西亞等地區(qū)的上古生界及中新生界海相碳酸鹽巖中，主要儲集層類型亦多為原生孔隙型儲集層，其油氣藏地質(zhì)特征與孔隙型砂巖儲集層的特征基本一致[1-2]。

與其他國家碳酸鹽巖油氣藏相比，中國碳酸鹽巖油氣藏地質(zhì)時代老、埋藏深、經(jīng)過多期構(gòu)造運(yùn)動改造[3-5]，原生孔隙損失殆盡，受多期不整合面和斷裂系統(tǒng)控制的巖溶儲集層和白云巖儲集層是主要的有效儲集層。 中國海相碳酸鹽巖資源豐富，主要以縫洞型碳酸鹽巖油氣藏為主，占探明儲量的2/3以上[6]。在塔里木盆地相繼發(fā)現(xiàn)了輪古[7]、塔河[8]、塔中Ⅰ號[9]等多個大型縫洞型碳酸鹽巖油氣田，含油氣面積超過2.0×104km2；在四川盆地川中、川南等地區(qū)二疊系、寒武系、震旦系發(fā)現(xiàn)了多個縫洞型碳酸鹽巖氣田[10-11]；在渤海灣盆地也發(fā)現(xiàn)了奧陶系碳酸鹽巖天然氣田[12-13]。該類油氣田的勘探開發(fā)無論是在開發(fā)理念[14-15]、開發(fā)技術(shù)[16-17]和開發(fā)方式[18]上，還是在儲集層結(jié)構(gòu)描述[19-20]、滲流機(jī)理[21-23]等方面均與傳統(tǒng)的砂巖油氣藏、裂縫—孔隙型碳酸鹽巖油氣藏完全不同[24]。

塔里木盆地海相碳酸鹽巖地層主力層系主要為奧陶系和寒武系，地層分布時代老，經(jīng)歷多期成藏、多期調(diào)整與改造，既富油又富氣，其中塔中Ⅰ號氣田是我國首個探明的億噸級縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏[25]，是近年來開發(fā)難度最大、技術(shù)要求最高的油氣田。該氣田地表為沙漠，儲層埋藏深（4 500～7 000 m），儲層分布非均質(zhì)性極強(qiáng)、儲集滲流介質(zhì)復(fù)雜多樣、流體性質(zhì)復(fù)雜、氣藏靜態(tài)描述工作難度非常大，為儲量評價[26]、開發(fā)方案設(shè)計及開發(fā)動態(tài)分析[27]帶來了諸多挑戰(zhàn)：

1）儲集層埋藏深，精細(xì)描述難：碳酸鹽巖儲集層縫洞體發(fā)育及分布非均質(zhì)性極強(qiáng)，充填程度、充填物類型及流體性質(zhì)復(fù)雜多變，使得常規(guī)測井技術(shù)[28]和遠(yuǎn)探測測井技術(shù)[29]遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能滿足碳酸鹽巖儲集空間描述的需求；地震波響應(yīng)特征復(fù)雜多變，很難獲得儲集層的定量參數(shù)，采用各類地震屬性預(yù)測碳酸鹽巖儲集層[30-31]，精度較低。儲集層埋藏深，地表以沙漠、戈壁、浮土為主，地層本身的濾波作用和表層衰減使得高頻能量吸收衰減嚴(yán)重，降低了地震分辨率，也降低了儲集層的識別精度。因此，應(yīng)用地震資料對縫洞體進(jìn)行識別、預(yù)測及刻畫的難度極大，縫洞的內(nèi)部結(jié)構(gòu)及充填特征更難以準(zhǔn)確描述。

2）儲集體分散且形態(tài)各異，儲量評價、動用難：碳酸鹽巖儲集層非均質(zhì)性極強(qiáng)，呈現(xiàn)“大氣田、小氣藏”特征，儲集層厚度、孔隙度及氣水界面等都難以定量描述，若利用常規(guī)容積法評價碳酸鹽巖儲量會造成計算結(jié)果顯著偏大。與生產(chǎn)動態(tài)特征[32]相結(jié)合的縫洞雕刻容積法體現(xiàn)了儲集層的強(qiáng)非均質(zhì)性特征，是對碳酸鹽巖儲量計算的有益探索。碳酸鹽巖儲集層縫洞體發(fā)育及分布非均質(zhì)性極強(qiáng)，每個單獨(dú)縫洞體單獨(dú)成藏，前期采用“貼頭皮、占高點(diǎn)、水平井、分段改造”的井位部署思路取得較好的建產(chǎn)效果。隨著目標(biāo)縫洞體越打越小，建產(chǎn)井位優(yōu)選難度持續(xù)加大，提高儲量動用程度面臨極大挑戰(zhàn)。

以動態(tài)補(bǔ)靜態(tài)，靜態(tài)與動態(tài)緊密結(jié)合提高氣藏描述精度，是這類氣藏科學(xué)開發(fā)的重要技術(shù)手段[33-34]。近10年來，針對強(qiáng)非均質(zhì)復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏在儲層動態(tài)評價方面的難題，攻關(guān)形成的動態(tài)描述及提高采收率技術(shù)體系，較好地滿足了這類復(fù)雜氣藏有效開發(fā)的迫切需求。

1 縫洞型碳酸鹽巖氣藏動態(tài)描述技術(shù)

1.1 縫洞體形態(tài)動靜迭代識別刻畫技術(shù)

針對沙漠覆蓋區(qū)能量衰減強(qiáng)、地震資料品質(zhì)差等問題，研發(fā)了強(qiáng)衰減強(qiáng)干擾沙漠地表潛水面下激發(fā)和小面元接收的地震采集方法，形成了以寬頻、寬方位、高密度（即“兩寬一高”）為核心的沙漠強(qiáng)衰減區(qū)三維高精度地震成像技術(shù)，較大幅度提升了地震資料品質(zhì)與縫洞體成像精度，為縫洞體的刻畫奠定了基礎(chǔ)。在縫洞體成像的基礎(chǔ)上，提出三維數(shù)值試井分析思想，形成縫洞體形態(tài)動靜迭代識別刻畫技術(shù)，分析流程如下：

1）首先進(jìn)行地震屬性體與地震反演體相結(jié)合的縫洞雕刻，結(jié)合波阻抗與孔隙度的相關(guān)性建立地震反演孔隙度模型。

2）根據(jù)孔隙度模型將儲集層在平面上分區(qū)（m區(qū)），縱向上分層（n層），將縫洞體分為儲層物性不同的m×n個區(qū)域?？v向上的非均質(zhì)性由地震反演屬性控制，結(jié)合全區(qū)試井滲透率與孔隙度關(guān)系，確定分層參數(shù)的初值。

3）根據(jù)縫洞體體積或單井/井組生產(chǎn)動態(tài)初步確定模型動態(tài)儲量的大小。

4）基于動態(tài)儲量和平面分區(qū)情況，采用二維數(shù)值試井方法初步確定分區(qū)參數(shù)。

5）以雙對數(shù)曲線擬合及長期生產(chǎn)歷史擬合為約束，基于二維數(shù)值試井初擬合參數(shù)，進(jìn)行三維數(shù)值試井分析。

6）通過動靜迭代擬合，不斷完善三維模型，確定儲集層參數(shù)、動態(tài)儲量，預(yù)測生產(chǎn)動態(tài)。

動靜迭代三維數(shù)值試井分析既考慮了儲集層平面的非均質(zhì)性，又考慮了縱向的非均質(zhì)性，問題的數(shù)學(xué)描述更加接近實際?？v向多層、橫向非均質(zhì)氣藏模擬數(shù)據(jù)表明：較解析試井分析和二維數(shù)值試井分析，三維數(shù)值試井分析結(jié)果更為可靠（圖1）。

圖1 解析、二維數(shù)值、三維數(shù)值試井模型及結(jié)果對比分析圖

靜態(tài)資料表明ZG11井僅控制1個縫洞體（氣藏），通過靜態(tài)和生產(chǎn)動態(tài)相結(jié)合迭代分析，以及開發(fā)指標(biāo)歷史擬合認(rèn)識到該井周圍有3個氣藏，這一認(rèn)識在側(cè)鉆兩個縫洞體均獲高產(chǎn)后得到驗證（圖2）。

圖2 ZG11井動靜迭代示意圖

塔中Ⅰ號氣田試井雙對數(shù)曲線主要呈現(xiàn)出外圍變差復(fù)合模型、井鉆遇高滲裂縫、不滲邊界等特征，或呈現(xiàn)上述類型的隨機(jī)組合特征（圖3）。僅從雙對數(shù)曲線分析，解釋結(jié)果具有多解性。以ZG14-1井為例，其動態(tài)特征模式可能有3種：①井點(diǎn)A鉆遇內(nèi)好外差的復(fù)合儲集層模型內(nèi)區(qū)；②井點(diǎn)B鉆遇存在多個高滲區(qū)的非高滲區(qū)域；③井點(diǎn)B鉆遇存在多個高滲區(qū)的裂縫區(qū)域。對應(yīng)的圖形分別為圖4中可能動態(tài)模型的左、中和右圖。將動態(tài)模式與縫洞體相對照，第3種動態(tài)模式與縫洞體形態(tài)基本符合，進(jìn)而采用上述分析方法實現(xiàn)對ZG14-1井儲層特征的正確解讀。

圖3 塔中Ⅰ號氣田試井雙對數(shù)曲線類型圖

圖4 塔中Ⅰ號氣田典型井動靜結(jié)合縫洞雕刻示意圖

通過分析塔中Ⅰ號氣田257口井的動靜態(tài)資料，不但識別了縫洞體形態(tài)，而且判斷出儲集體類型以洞穴型和裂縫—孔洞型為主，洞穴型占比超過82%。試井解釋地層系數(shù)平均值僅為415 mD·m，滲透率平均為13.1 mD，屬于中低滲透率油氣藏。從高產(chǎn)井第一年平均產(chǎn)量（5～13）×104m3/d及生產(chǎn)壓差（4～10）MPa來看，也表現(xiàn)出中低滲透率氣藏的特征。

1.2 縫洞體油氣動態(tài)儲量評價技術(shù)

通過縫洞體動靜迭代識別刻畫技術(shù)，比較精準(zhǔn)地找到了縫洞體、刻畫了縫洞體的形狀，但是縫洞體體積多大，也就是動態(tài)儲量的大小，只能通過動態(tài)方法進(jìn)行評價。

全生命周期三維數(shù)值試井分析和現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析相結(jié)合的縫洞體油氣動態(tài)儲量評價技術(shù)可以解決這類難題。若有試井?dāng)?shù)據(jù)，如1.1部分所述，利用三維數(shù)值試井分析技術(shù)，可以較準(zhǔn)確地確定單井動態(tài)儲量，其本質(zhì)也是物質(zhì)平衡法。若僅有生產(chǎn)數(shù)據(jù)，可應(yīng)用Blasingame方法為代表的現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析方法[32]分析縫洞型碳酸鹽巖氣井變流動壓力、變產(chǎn)量的復(fù)雜數(shù)據(jù)，進(jìn)而計算單井或井組動態(tài)儲量。將上述兩種方法有機(jī)結(jié)合能夠有效解決塔中Ⅰ號氣田動態(tài)儲量評價這一難題。由于綜合壓縮系數(shù)與動態(tài)儲量結(jié)果成反比，因此計算過程中應(yīng)注意該系數(shù)的取值。

塔中Ⅰ號氣田200多口井動態(tài)儲量區(qū)間分布如圖5所示，單井動態(tài)儲量天然氣平均為1.0×108m3、凝析油平均為7.0×104t。

圖5 塔中Ⅰ號氣田單井動態(tài)儲量曲線圖

計算結(jié)果表明高效井、有效井、低效井的地震振幅能量（RMS）、孔隙度、雕刻體積依次呈變小趨勢；動態(tài)儲量基本與RMS成正比，與雕刻體積呈線性關(guān)系。當(dāng)RMS＞4 000時，高效井、有效井的概率是88%（圖 6）。

圖6 單井動態(tài)儲量與RMS雕刻體積關(guān)系圖

針對塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲集層特征以及生產(chǎn)狀況的復(fù)雜性形成的凝析氣藏動態(tài)儲量評價分析技術(shù)，能夠降低動態(tài)儲量評價的不確定性，進(jìn)一步與靜態(tài)信息相結(jié)合能較好評價儲集層參數(shù)，為一井多靶點(diǎn)、靶點(diǎn)接替建產(chǎn)立體開發(fā)模式奠定了基礎(chǔ)。

綜上所述，在動態(tài)儲量評價、遞減率評價的基礎(chǔ)上，分別采用以試井資料和地質(zhì)認(rèn)識為基礎(chǔ)的數(shù)值試井方法、以生產(chǎn)動態(tài)資料為基礎(chǔ)的現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析方法、以物質(zhì)平衡理論和PVT實驗資料為基礎(chǔ)的氣藏工程指標(biāo)預(yù)測方法對塔中Ⅰ號氣田單井或單元的開發(fā)關(guān)鍵指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測。結(jié)果表明：塔中Ⅰ號氣田單井天然氣可采儲量平均為0.62×108m3，凝析油平均為2.0×104t。天然氣采出程度平均為57.3%，凝析油采出程度平均為28.8%（圖7）。指標(biāo)預(yù)測符合率較之前提高了20%以上（60%～85%）。

圖7 塔中Ⅰ號氣田可采儲量預(yù)測圖

2 縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏提高儲量動用技術(shù)

2.1 “一井多靶、立體開發(fā)”提高儲量動用技術(shù)

塔中Ⅰ號氣田動態(tài)描述結(jié)果表明：縫洞體極度分散，基本上是一井一藏；單井控制動態(tài)儲量小，平均為1.0×108m3，在同一產(chǎn)層中各系統(tǒng)之間互不連通，并有各自的油氣水界面和原始地層壓力；在已開采枯竭的縫洞系統(tǒng)附近，仍可鉆獲保持原始地層壓力的新縫洞系統(tǒng)；而一旦丟掉鉆井剖面上的一個縫洞型儲層，就有可能丟掉一個油氣藏，而該氣藏又很難由其他鉆井發(fā)現(xiàn)。因此，一井多靶點(diǎn)、靶點(diǎn)接替建產(chǎn)立體開發(fā)模式是此類氣藏高效開發(fā)的必由之路。

近5年以來，圍繞富油氣區(qū)帶再評價，在儲層動態(tài)描述的基礎(chǔ)上，探索形成“短半徑、穿斷裂、多靶點(diǎn)、微側(cè)鉆”的不規(guī)則立體開發(fā)模式，部署老井側(cè)鉆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%），已成為該區(qū)塊持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)重要手段之一。

2.2 氣舉降壓提高采收率技術(shù)

受縫洞連通結(jié)構(gòu)復(fù)雜性和儲集體規(guī)模相對較小影響，縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏注氣保壓提高凝析油采收率開發(fā)經(jīng)濟(jì)性一般。

縫洞介質(zhì)中凝析氣藏壓力衰竭過程中凝析油的析出機(jī)理和微觀賦存狀態(tài)實驗結(jié)果表明，凝析油主要以網(wǎng)絡(luò)狀和多孔狀賦存，占比超過85%，油相相對集中，受到重力分異作用主導(dǎo)。

基于該認(rèn)識，通過利用產(chǎn)出凝析氣進(jìn)行循環(huán)氣舉，可有效降低廢棄壓力，提高油氣采收率。塔中I號氣田以縫洞介質(zhì)重力主導(dǎo)下反凝析聚集機(jī)理為理論指導(dǎo)，發(fā)揮氣源優(yōu)勢，明確提出以自產(chǎn)氣循環(huán)氣舉降壓為主體的提高油氣采收率及其配套技術(shù)，形成了單井、鄰井及多井三種撬裝化地面工藝和轉(zhuǎn)氣舉管柱、過油管定點(diǎn)射孔兩種井下管柱工藝。

2.2.1 氣舉降壓

氣舉降壓采油氣對塔中I號凝析氣藏適應(yīng)性強(qiáng)，規(guī)模效益顯著。結(jié)果表明：多縫洞型儲集空間類型氣舉提高采收率效果好于單縫洞型，裂縫孔洞型最差，除低含凝析油凝析氣藏外，其他類型凝析氣藏均能達(dá)到較好的措施效果（圖8）。

圖8 不同儲集空間類型氣舉降壓開發(fā)效果直方圖

以塔中26-H8井為例，該井鉆探目標(biāo)為良里塔格組礁灘復(fù)合體弱反射，水平段662.77 m，油氣段245.00 m，顯示率37%，井底漏失476.62 m3，經(jīng)5段分段酸壓改造后自噴投產(chǎn)，PVT分析表明該井凝析油含量416.27 cm3/m3，最大反凝析液量為12.95%，為高含凝析油的凝析氣藏，露點(diǎn)壓力為53.68 MPa，與地層壓力相當(dāng)，保壓開發(fā)難度較大。該井自2012年7月2日自噴投產(chǎn)，至2015年5月，氣油比間斷性攀升，生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出反凝析階段，2016年6月轉(zhuǎn)過油管射孔氣舉作業(yè)，射孔深度3 800 m，氣舉前該井連續(xù)帶水自噴生產(chǎn)1 337 d，階段產(chǎn)氣0.78×108m3，階段產(chǎn)油2.94×104t，停噴后轉(zhuǎn)氣舉連續(xù)生產(chǎn)1 328 d，階段產(chǎn)氣0.17×108m3，階段產(chǎn)油0.25×104t，取得較好的增產(chǎn)效果。動態(tài)儲量評價及靜壓監(jiān)測表明，隨著開發(fā)過程的進(jìn)行，凝析氣單井動態(tài)儲量從1.52×108m3增加至1.89×108m3，凝析油單井動態(tài)儲量從10.6×104t增加至13.18×104t，同時該井的廢棄壓力由自噴衰竭時20.04 MPa，下降至氣舉降壓結(jié)束時的15.56 MPa，氣舉降壓開發(fā)不僅可以降低氣藏的廢棄壓力，還可促進(jìn)外圍縫洞儲集體逐漸補(bǔ)給油氣，提高儲量動用程度。

2.2.2 兩種井下管柱作業(yè)

為保證停噴后轉(zhuǎn)氣舉作業(yè)投資回報率，結(jié)合單井后期開發(fā)潛力評價，形成兩種井下管柱作業(yè)工藝—過油管定點(diǎn)射孔和下氣舉閥井下作業(yè)。

過油管定點(diǎn)射孔工藝適合生產(chǎn)后期地層供液能力較差、生產(chǎn)周期短、含硫化氫較低的單井；優(yōu)點(diǎn)是作業(yè)時間短、作業(yè)成本低，缺點(diǎn)是油套連通、套管有被腐蝕的可能，截至目前，在已實施的38口井中暫未發(fā)現(xiàn)因過油管定點(diǎn)射孔導(dǎo)致套管被腐蝕穿孔的現(xiàn)象發(fā)生。

下氣舉閥井下作業(yè)適合生產(chǎn)后期地層供液能力較強(qiáng)、作業(yè)周期長、含硫化氫較高的單井；優(yōu)點(diǎn)是井筒完整性好、保護(hù)套管，缺點(diǎn)是作業(yè)成本較高、存在油管被硫化氫腐蝕穿孔和管柱斷脫的問題，目前正在開展小油管同心氣舉和鍍鎢合金油管試驗，以解決管柱斷脫的問題。

2.2.3 三種撬裝化地面工藝

針對塔中井位分散、井距大的問題，堅持以地面為依托，充分利用現(xiàn)場設(shè)施，探索形成3種地面配套工藝：鄰井氣舉、單井撬裝化循環(huán)氣舉、多井撬裝化集中循環(huán)氣舉。

鄰井氣舉優(yōu)選利用高壓、高產(chǎn)氣井作為氣源井，對鄰井氣舉。該方法適用于井距較小，且周邊氣源氣井生產(chǎn)穩(wěn)定持久的井況，可充分依靠周邊井天然能量氣舉，節(jié)能且節(jié)省地面設(shè)備設(shè)施配套投資。

單井氣舉依托單井CNG回收站點(diǎn)（或新建）16 MPa、（3～6）×104m3壓縮機(jī)組，將單井自生氣增壓后氣舉，主要適用于相對分散的邊緣井。

多井氣舉以集中試采站點(diǎn)（或新建）為依托，對（3～6）×104m3壓縮機(jī)組配套組合，對集中匯總的低壓氣增壓后通過注氣管網(wǎng)分散至周邊各單井進(jìn)行氣舉，周邊生產(chǎn)井產(chǎn)出氣再集中進(jìn)站循環(huán)利用；主要適用于周邊單井相對集中的各生產(chǎn)小區(qū)塊。

撬裝化氣舉地面工藝可配套低壓集輸流程，有效提升氣舉井生產(chǎn)效率；具有占地小、便捷拆裝、可重復(fù)利用等特點(diǎn)，以及建設(shè)投資小、施工周期短等優(yōu)勢。

目前塔中已建成29個配套氣舉站點(diǎn)，氣舉試驗及推廣應(yīng)用89井次（鄰井氣舉井2口，單井撬裝化循環(huán)氣舉井14口，多井撬裝化集中循環(huán)氣舉井73口）、產(chǎn)油 61.52×104t、產(chǎn)氣 6.98×108m3；排水采油氣試驗及應(yīng)用27井次、產(chǎn)油8.51×104t、產(chǎn)氣2.61×108m3；氣舉及排水采油氣創(chuàng)造利潤4.87億元，取得了良好的經(jīng)濟(jì)社會效益。

3 結(jié)論

縫洞型碳酸鹽巖氣藏提高采收率技術(shù)較好解決了復(fù)雜碳酸鹽巖儲層的精細(xì)描述、儲量有效動用及降低廢棄壓力等難題，促進(jìn)了塔中Ⅰ號凝析氣田科學(xué)合理開發(fā)，帶來了良好的經(jīng)濟(jì)效益，對我國超深縫洞型碳酸鹽巖油氣藏的氣藏評價和有效開發(fā)起到了良好的示范作用。

1） 動態(tài)儲量評價準(zhǔn)確率提高20%以上，關(guān)鍵指標(biāo)預(yù)測符合率提高20%以上。

2）探索形成“短半徑、穿斷裂、多靶點(diǎn)、微側(cè)鉆”的不規(guī)則立體開發(fā)模式，使得有效及高效井部署成功率提高了26%。

3）下一步應(yīng)在難采儲量的有效動用、注氣提高凝析油采收率方面進(jìn)行更深入的研究，持續(xù)推動縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏精細(xì)描述與科學(xué)高效開發(fā)技術(shù)進(jìn)步。