劉勇　李明秋　楊洪志　鐘兵　朱文旭　吳建發(fā)

（中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，四川成都　610051）

跨境碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)對策研究

劉勇李明秋楊洪志鐘兵朱文旭吳建發(fā)

（中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，四川成都610051）

G氣藏位于T國與W國邊境，跨境兩國合采是其顯著特點，由于對方強采已經(jīng)造成了己方資源流失。為了保障本區(qū)投資的經(jīng)濟效益，有效遏制對方強采，需要明確對方強采規(guī)模及對己方的影響。通過動靜結(jié)合多條件約束建立精細地質(zhì)模型，深入認識跨境氣藏地質(zhì)特征，明確區(qū)塊剩余儲量分布規(guī)律，掌握對方強采規(guī)模及己方損失程度，制定出針對性的技術(shù)對策。

開發(fā)技術(shù)數(shù)值模擬強采規(guī)模剩余儲量跨境氣藏

0　引言

由于沉積及成藏的宏觀性，使得油氣藏的分布往往不受地面人為劃定的各類界限所控，常常造成同一油氣藏由不同公司、不同礦權(quán)人甚至不同國家共同開采資源。對于這一類油氣藏的開發(fā)技術(shù)政策制定往往受到法律、政治、經(jīng)濟等多因素的綜合影響而變得異常復(fù)雜，但如何預(yù)估他方開采規(guī)模從而制定針對性的技術(shù)對策，保證己方資源利用最大化，減少他方生產(chǎn)造成的己方經(jīng)濟損失是首要解決的難題。

G氣藏位于T國與W國邊境，跨境兩國合采是其顯著特點。從T方已完鉆井測試情況看，無阻流量均在100×104m3／d以上，最高達到630×104m3／d，顯示出巨大的勘探開發(fā)潛力［1-2］。但近年發(fā)現(xiàn)W方不斷加強近邊境區(qū)開發(fā)規(guī)模，使得T方氣藏地層壓力持續(xù)下降，如何快速制定開發(fā)技術(shù)對策來有效應(yīng)對W方強采顯的極為迫切。

1　準(zhǔn)確把握氣藏儲量基礎(chǔ)

G氣藏為斷背斜構(gòu)造圈閉氣藏，構(gòu)造主體在T國，構(gòu)造東北翼位于W國境內(nèi)。近東西方向為走滑斷裂，斷距小，落差20 m左右；近南北方向為逆斷層切割構(gòu)造主體，斷層落差30～200 m，為區(qū)域主斷層（圖1）。構(gòu)造高點海拔-3 150 m，位于G-21井以北，最低圈閉線-3 400 m，圈閉閉合高度250 m，閉合面積43.51 km2，W國內(nèi)構(gòu)造圈閉面積28.75 km2。

該氣藏儲層巖性為生屑砂屑灰?guī)r，溶孔、溶洞和裂縫是主要的儲集空間，基質(zhì)平均孔隙度為5.5%，滲透率為0.95 mD，儲層表現(xiàn)中孔低滲特征［3-4］。該區(qū)域位于兩條大斷層交接處，裂縫及溶蝕孔洞相對發(fā)育［5-6］（G-2、G-5、G-7、G-21等井鉆至儲層頂面均發(fā)生較大規(guī)模的鉆井液漏失），儲層連通性較好，氣藏儲層類型為裂縫—孔隙型［7］。

由于區(qū)塊最低構(gòu)造圈閉線跨越兩國邊境，從井位平面分布上看，W方井位部署明顯具有沿邊境、近邊境的特點，且在邊境處井間距離已小于1.5 km，明顯具有快采、強采的跡象（圖1）。通過儲量計算，G氣藏位于T國內(nèi)儲量為108.53×108m3，位于W國內(nèi)儲量為40×108m3左右。

2　量化邊境氣藏強采規(guī)模

2.1壓力檢測表明W方強采規(guī)模正在逐步加大

從T方完鉆井G-21、G-22井關(guān)井地層壓力檢測表明，G-21、G-22井壓力同步下降，G-21井總體月壓降0.5 MPa，G-22井總體月壓降0.58 MPa，月壓降速度最大達0.6～1.5 MPa，與W方同期大量井投產(chǎn)相吻合，并且后期仍在提高采速，壓力年下降率達到10%～20%（圖1）。

另外，該區(qū)域單井測試產(chǎn)量較高且不產(chǎn)水，單井初期配產(chǎn)相對較大。目前W方邊境18口完鉆井，T方僅4口老井可投入生產(chǎn)。對比W方現(xiàn)有的儲量基礎(chǔ)，明顯具有不匹配的特征，也就是說現(xiàn)有的儲量基礎(chǔ)不足以支撐目前較多的投產(chǎn)井?dāng)?shù)量。并且，從邊境巡檢反饋的信息表明，W方繼續(xù)加大鉆機投入的數(shù)量，部分新鉆井點甚至目視可見，表明對方強采規(guī)模正在逐步加大。

圖1　氣井壓力降低趨勢圖

2.2建立精細地質(zhì)模型，擬合W國儲量基礎(chǔ)

利用Petrel軟件對G氣藏進行了地質(zhì)建模。主要利用地質(zhì)、地震、測井、測試動態(tài)等多種信息，井點以單井地質(zhì)和測井資料作為硬約束條件，井間以三維地震解釋層面和斷層作為約束條件建立構(gòu)造模型，在構(gòu)造模型基礎(chǔ)上以地震反演和地震屬性作為約束條件建立巖相分布模型，然后進行巖相模型控制下的孔隙度建模和孔隙度模型約束下的滲透率建模（圖2）。

通過建立的精細三維地質(zhì)模型開展數(shù)值模擬擬合［8］，以雙方共擁儲量148.53×108m3作為地質(zhì)基礎(chǔ)，按照目前的鉆井及已完井?dāng)?shù)，保守估計W方80%左右的開發(fā)井鉆井成功率，預(yù)計W方近兩年投產(chǎn)井?dāng)?shù)分別為14口和18口左右。

圖2　三維地質(zhì)模型圖

2.3W國強采規(guī)模預(yù)測

從近邊境井測試產(chǎn)量分析估計W方邊境單井平均測試產(chǎn)量不低于45×104m3／d，推算單井配產(chǎn)不低于20×104m3／d；通過W方不同的生產(chǎn)規(guī)模多次擬合G-21井、G-22井關(guān)井地層壓力（圖3），最終確定W方近兩年日產(chǎn)氣規(guī)模應(yīng)為290×104m3和450×104m3左右。

圖3　G-21、G-22井壓力擬合圖

3　明確資源流失程度

3.1剩余儲量分布

G氣田無論從構(gòu)造背景還是儲層分布及測試壓力分析來看，氣藏連通性較好。通過擬合得出W方目前日產(chǎn)規(guī)模為450×104m3，累產(chǎn)氣33.45×108m3，已占W方地質(zhì)儲量的84%，由于T方尚未投產(chǎn)，可以確定目前至少已采T方資源15.05×108m3，T方剩余儲量85.13×108m3。若不加措施，按照目前規(guī)模預(yù)計1年后W方累產(chǎn)氣達到56.94×108m3，T方資源流失38.87×108m3左右。

3.2開發(fā)井位部署

為有效應(yīng)對W方強采，保護己方資源，急需在邊境處盡快部署開發(fā)井，采用氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)單井高產(chǎn)相結(jié)合，應(yīng)對強采效果最佳，從而減少資源流失。

按照碳酸鹽巖氣藏開發(fā)的經(jīng)驗，井距一般控制在1～1.5 km。G氣田現(xiàn)有資料顯示，氣藏連通性好，受對方強采影響，壓力下降較快。為了抑制強采，邊界區(qū)域可以適當(dāng)縮小井距1 km左右，己方氣藏內(nèi)部可以適當(dāng)放大井距至2 km以上。

結(jié)合G地區(qū)儲層平面展布預(yù)測規(guī)律［9］、構(gòu)造及儲層物性平面分布特征［10］，設(shè)計了G-23、G-24、G-25、G-26四口井作為首批補充開發(fā)井井位。通過相干剖面、最大曲率剖面、孔隙度反演剖面驗證了設(shè)計井都處于氣藏有利位置（圖4）。

依據(jù)目前W方強采影響，應(yīng)優(yōu)先考慮鉆探G-23、G-24井。由于緊鄰兩國邊境，與現(xiàn)有老井一起投產(chǎn)后可有效抑制對方強采。

圖4　G氣藏地震儲層預(yù)測圖

4　制定針對性技術(shù)對策

4.1單井配產(chǎn)分析

按照現(xiàn)有穩(wěn)定試井參數(shù)，G-21井測試無阻流量為630×104m3／d，計算井底流壓20 MPa時瞬時產(chǎn)量為165×104m3／d、10 MPa時瞬時產(chǎn)量為253× 104m3／d，該井可配產(chǎn)100×104m3／d左右；同時，G-22井酸后無阻流量為147×104m3／d，計算井底流壓20 MPa時瞬時產(chǎn)量為40×104m3／d、10 MPa時瞬時產(chǎn)量62.5×104m3／d，該井可配產(chǎn)50×104m3／d左右（圖5）。

圖5　G-21井（左）、G-22井（右）井底流入動態(tài)曲線圖

對比新部署4口井與已完鉆井構(gòu)造位置、儲層物性參數(shù)，以及通過單井模擬計算不同配產(chǎn)規(guī)模，確定單井配產(chǎn)為（50～100）×104m3／d［11］。

4.2開采規(guī)模

依據(jù)對W方強采現(xiàn)狀的分析、強采規(guī)模的預(yù)測、目前己方剩余儲量評估、井網(wǎng)部署、單井配產(chǎn)等研究的基礎(chǔ)上，總體考慮采用氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)單井高采速相結(jié)合［12］，優(yōu)化設(shè)置多套方案進行比選，最終優(yōu)選出井口定壓9.2 MPa，采氣規(guī)模180 ×104m3／d，采氣速度8.79%，年采氣6.1×108m3，穩(wěn)產(chǎn)期兩年，穩(wěn)產(chǎn)期末累計產(chǎn)氣12.39×108m3，采出程度達到17.8%（圖6）。結(jié)合W方目前開采規(guī)模以及預(yù)測期末累產(chǎn)氣，考慮流向?qū)Ψ綒饬浚瑢嶋H全氣藏采出程度預(yù)計高達80%以上。

圖6　G氣藏預(yù)測方案圖

預(yù)計3年后由于地層壓力下降，井口壓力持平輸壓，通過實施增壓開采進一步提高氣藏采出程度，按井口2 MPa實施增壓，預(yù)測期末累產(chǎn)氣24.92× 108m3，采出程度35.8%。隨著對方不斷加大開采強度，會加大氣藏壓力降低幅度，預(yù)計增壓會提前，因此應(yīng)不斷加強邊境氣井的生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測工作。

5　結(jié)論

1）G氣藏主要為生屑砂屑灰?guī)r儲層，基質(zhì)平均孔隙度為5.5%，滲透率為0.95 mD。該區(qū)域位于兩條區(qū)域大斷層交接處，裂縫及溶蝕孔洞相對發(fā)育，儲層連通性較好。W方井位部署明顯具有沿邊境、近邊境的特點，壓力檢測表明具有快采、強采的跡象。

2）建立精細地質(zhì)模型擬合壓力損失，初步確定W方近兩年開采規(guī)模分別為290×104m3／d和450× 104m3／d左右，造成15.05×108m3左右資源流失。優(yōu)選近邊境處部署4口開發(fā)井進一步提高開采規(guī)模，應(yīng)對W方強采，預(yù)計可累產(chǎn)氣24.92×108m3，整個氣藏采出程度達到80%。

3）采取氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)提產(chǎn)相結(jié)合是應(yīng)對強采的關(guān)鍵。為了保障氣田高效開發(fā)實施，需加強氣藏邊境井的動態(tài)監(jiān)測和分析，進一步明確對方強采規(guī)模的變化，適時調(diào)整開發(fā)技術(shù)對策。

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（編輯：李臻）

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2095-1132（2015）06-0033-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.009

修訂回稿日期：2015－10－12

國家科技重大專項課題“復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)研究”（編號：2011ZX05015-003）。

劉勇（1981－），工程師，從事油氣藏地質(zhì)研究工作。E-mail：castledream@petrochina.com.cn。