海上中小型氣田經(jīng)濟高效聯(lián)合開發(fā)技術(shù)——以樂東22－1／15－1氣田為例

姜 平 薛國慶 成 濤

1．中國地質(zhì)大學（武漢） 2．中海石油（中國）有限公司湛江分公司

1 氣田簡況及開發(fā)難點

1．1 氣田概況

樂東氣田位于南海北部鶯歌海海域泥底辟構(gòu)造帶的南端，水深94～106m，樂東22－1構(gòu)造與樂東15－1構(gòu)造相距20．4km。樂東22－1氣田含氣面積150km2，樂東15－1氣田含氣面積47km2，其地質(zhì)儲量規(guī)模中等。樂東22－1氣田采用3套層系開發(fā)，主力氣組為Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及 N2y1Ⅱ，分兩期實施；樂東15－1氣田采用一套層系開發(fā)，主力氣組為Ql3Ⅱ下和N2y1Ⅲ。兩氣田采用聯(lián)合開發(fā)的方式向下游供氣。

1．2 氣田開發(fā)面臨的難點

1．2．1 氣田儲量規(guī)模中等、組分差異大、單獨開發(fā)經(jīng)濟性差

樂東氣田儲量規(guī)模中等，天然氣中非烴含量較高，組分差異較大。氣田的開發(fā)除鉆完井外還需新建海上生產(chǎn)平臺和鋪設管網(wǎng)，投資成本巨大，單獨開發(fā)經(jīng)濟性差。因此對海上中小型氣田儲量資源如何經(jīng)濟高效動用是困擾開發(fā)的難題。

1．2．2 氣田縱向跨度大、含氣層段多、儲量豐度低

樂東22－1氣田縱向上涵蓋了17個氣組（Ql1Ⅱ～N2y1Ⅱ），氣藏埋深350～1 600m，垂向跨度較大。氣田主力氣組儲量豐度（0．5～1．8）×108m3／km2，有效厚度3～8m，而非主力氣組儲量豐度（0．06～0．18）×108m3／km2，有效厚度小于2m，均為薄、互層，豐度較低。如何經(jīng)濟有效地提高儲量動用程度，這給開發(fā)帶來了較大難度，同時由于儲層埋藏淺且疏松，也給鉆完井工程帶來了挑戰(zhàn)。

1．2．3 氣田主體區(qū)塊處于地震模糊帶內(nèi)、地震分辨率低

樂東22－1氣田淺層氣非常發(fā)育，受淺層氣的影響，地震資料成像較差，速度無法準確把握，氣田主體區(qū)塊處于地震模糊帶內(nèi)，模糊帶內(nèi)對構(gòu)造及斷層的解釋存在多解性，因此開發(fā)井井位如何部署存在很大困難。

1．2．4 氣田斷塊較多、組分分布復雜

樂東15－1氣田被一系列放射性斷層分割成多個斷塊，每個斷塊天然氣組分差異較大，CO2具有明顯的分層分塊特點，含量17．6%～79．7%。因此，氣田在滿足下游對組分的需求情況下，單井如何合理配產(chǎn)是氣田動態(tài)監(jiān)測的難點之一。

2 氣田經(jīng)濟高效開發(fā)技術(shù)及開發(fā)策略

根據(jù)海上氣田開發(fā)的特點，要求在開發(fā)井數(shù)相對較少、用戶用氣量和天然氣組分要求嚴格的條件下經(jīng)濟、高速、高效地開發(fā)氣田。針對樂東氣田開發(fā)面臨的一系列困難，主要采用了VSP空間校正速度體技術(shù)、儲層精細描述技術(shù)、合理劃分層系井網(wǎng)技術(shù)、繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)及動態(tài)監(jiān)測等技術(shù)。另外，根據(jù)樂東氣田的特點，采用了“先期試采、分期實施”的開發(fā)策略降低了開發(fā)風險，以及采用了 “聯(lián)合開發(fā)、組分相互調(diào)配”的開發(fā)策略向下游供氣。通過應用這些技術(shù)與開發(fā)策略實現(xiàn)了氣田合理、經(jīng)濟高效地開發(fā)［1－4］。

2．1 VSP空間校正速度體技術(shù)落實構(gòu)造

樂東22－1氣田的所有開發(fā)井都在地震模糊帶范圍內(nèi)，其地震分辨率及信噪比較低，保真度較差，基本不能有效成像，模糊區(qū)內(nèi)層位解釋存在多解性，斷層無法識別（圖1）。為了落實構(gòu)造，首次采用了VSP空間校正速度體技術(shù)［5－6］。在二維資料研究建立的速度體基礎上，利用合成地震記錄之后的VSP對速度體進行校正，校正過程為：①用井點反切原始速度體與井上VSP對比，得到各井點的平均速度校正量；②利用井點的速度誤差，在等距離的時間切片上生成平面校正網(wǎng)格；③在模糊區(qū)中心加入控制點，控制速度的平面趨勢；④把①～③步驟得到的速度校正量合并，進行三維網(wǎng)格化，得到三維校正網(wǎng)格；⑤用三維校正網(wǎng)格校正原始速度體，得到校正后的速度體（圖2）。

圖1 樂東22－1氣田地震剖面圖

VSP空間校正速度體比平面校正的優(yōu)勢在于時深轉(zhuǎn)換可一次性到位，由于樂東22－1氣田氣組較多且縱向距離很近，一次性校正避免了因校正問題出現(xiàn)的層間交叉情況。通過采用VSP空間校正速度體技術(shù)，樂東22－1氣田深度預測較為成功，各氣層鉆井深度預測誤差基本都在10m內(nèi)，對模糊區(qū)內(nèi)如此地震資料而言已經(jīng)達到很高的預測精度。

2．2 儲層精細描述技術(shù)優(yōu)選井位

圖2 樂東22－1氣田VSP校正后的平均速度體圖

樂東22－1氣田三維地震解釋與二維解釋的構(gòu)造認識發(fā)生了較大變化，以N2y1Ⅰ氣組為例，原二維資料解釋存在“Y”形斷層，但在三維資料解釋后斷層并不存在（圖3）。另外，三維地震解釋后部分主力氣組的構(gòu)造高點和幅度也發(fā)生了明顯的變化。為了減少構(gòu)造對氣田開發(fā)的影響，進行了儲層精細描述，并以此來優(yōu)選井位和指導隨鉆井軌跡調(diào)整，為氣田開發(fā)成功實施奠定了基礎。

圖3 樂東22－1氣田鶯歌海組一段N2y1Ⅰ氣組深度構(gòu)造圖

樂東22－1氣田主物源來自北東方向的海南島，為發(fā)育在陸架濱—淺海背景下，受沉積坡折控制的灘壩復合體沉積。儲層的形成，與海平面短期快速升降、強制性海退背景下形成的4級層序有關(guān)。4級層序界面以類Ⅰ型界面為主，層序結(jié)構(gòu)主要表現(xiàn)為前積型特征，頂積層較?。▓D4）。S型疊加4級層序的頂積層可形成良好的儲集層，在沉積坡折以下多以淺海相泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，儲層不發(fā)育（圖5）。準確把握層序形成機制和疊加樣式［7－8］，可以有效地預測和把握有利儲層的分布，減少儲層預測上的失誤，降低風險。通過對儲層的精細描述，刻畫有利砂體的展布，指導生產(chǎn)井的部署和井位優(yōu)化。

圖4 樂東22－1氣田類Ⅰ型4級層序特征圖

2．3 合理劃分層系井網(wǎng)技術(shù)

2．3．1 合理劃分層系減少層間干擾

樂東22－1氣田儲層為第四系樂東組和新近系鶯歌海組，從上到下依次為樂東組一段、二段、三段和鶯歌海組一段，埋深350～1 600m，地層壓力4．0～16．2MPa。天然氣純烴含量樂東組相近，平均為82%，而鶯歌海組則分布較為復雜，明顯具有分區(qū)分塊性。驅(qū)動類型方面，除樂東組一段為底水驅(qū)動外，其他均為層狀邊水驅(qū)動。儲層物性上Ql1V下氣組屬中高孔高滲氣藏，其他氣組均屬中孔中低滲氣藏。儲量規(guī)模上Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及 N2y1Ⅱ氣組較大。因此，根據(jù)氣田縱向上各氣組的壓力、天然氣組分、驅(qū)動類型、儲量規(guī)模等差異，通過合理劃分層系來減少多層合采帶來的層間干擾［9］，將氣田劃分為3套層系，圖6為氣田北塊層系劃分示意圖，上層系為Ql1Ⅱ—Ql1Ⅵ，中層系為 Ql2Ⅰ—Ql3Ⅱ，下層系為 N2y1Ⅰ—N2y1Ⅱ。

2．3．2 多層合采擴大儲量動用規(guī)模

圖6 樂東22－1氣田北塊層系劃分示意圖

樂東15－1氣田被斷層分割為多個斷塊，每個斷塊天然氣組分差異較大。天然氣中N2、CO2含量較高，N2含量為3．6%～14．6%，CO2含量為17．6%～79．7%，且CO2具有明顯的分層和分塊特點（圖7）。在平面上，構(gòu)造南面的組分較構(gòu)造北面好；縱向上同一氣組內(nèi)部，高部位的組分較低部位好。為了充分動用各塊高烴地質(zhì)儲量，需要在各個斷塊進行布井，但根據(jù)海上氣田開發(fā)的特點，要求開發(fā)井數(shù)相對較少。由于各氣組（Ql3Ⅱ上—N2y1Ⅲ）平面上疊合性較好，構(gòu)造形態(tài)基本一致，壓力系數(shù)、物性相差不大，為了減少井數(shù)，布井考慮采用多層合采來擴大儲量動用規(guī)模［10－13］，盡可能地選擇在高烴區(qū)塊和構(gòu)造高部位布井，氣田實施后，7口生產(chǎn)井天然氣組分均好于預期。

圖7 樂東15－1氣田含氣面積疊合圖

2．4 繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)

樂東氣田砂巖成巖主要以壓實作用為主，目的層段時代新、埋藏淺、壓實作用弱、儲層疏松，在生產(chǎn)過程中儲層出砂的可能性較大，因此，所有生產(chǎn)井都需要防砂。樂東氣田地層中砂粒分布不均勻，地層砂不均質(zhì)系數(shù)在7～10之間，且存在較多的細粉砂顆粒，泥質(zhì)含量大部分在35%左右。為了保證防砂效果，采用了繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)，對于合采井采用了分段防砂。采用繞絲篩管礫石充填技術(shù)有效地阻止了地層骨架砂運移，滲流面積大，通過篩縫的流動阻力小，有效期長。通過礫石形成的高滲透體系有效地降低了井筒附近流體的壓力梯度，緩解了出砂趨勢和程度［14］。礫石充填后對地層砂有較好的橋塞作用，而繞絲篩管有擋住礫石形成較好的二級擋砂屏障，實現(xiàn)了防砂目的。樂東氣田20口生產(chǎn)井實施后，通過3～4a的生產(chǎn)證實了采用繞絲篩管礫石充填防砂效果達到了預期。

2．5 動態(tài)監(jiān)測分析技術(shù)

在氣田日常生產(chǎn)中，為了準確分析氣藏生產(chǎn)動態(tài)，需要對氣田進行動態(tài)監(jiān)測。根據(jù)海上氣田開發(fā)的特殊性，在完井管柱設計時有針對性地下入井下永久式電子壓力計，以實時監(jiān)測井底壓力的變化，通過全程壓力歷史準確分析氣井的污染程度、地層能量和動態(tài)儲量等參數(shù)［15］。對于沒有井下永久式電子壓力計的井，每年通過鋼絲作業(yè)進行系統(tǒng)試井和生產(chǎn)測井，以分析氣井的產(chǎn)能、壓力及各層的流量剖面等動態(tài)資料。此外，通過氣田現(xiàn)場色譜儀、水分析儀等設備可及時分析天然氣組分、地層水性質(zhì)等參數(shù)。這些信息為油藏工程師準確分析氣田生產(chǎn)動態(tài)提供了基礎，通過在精細地質(zhì)模型下油藏數(shù)值模擬歷史擬合和動態(tài)預測，為氣田的開發(fā)調(diào)整、增產(chǎn)挖潛提供了決策依據(jù)。

2．6 先期試采、分期實施開發(fā)策略降低開發(fā)風險

樂東22－1氣田上層系儲量規(guī)模適中，含氣面積較大，為了充分動用地質(zhì)儲量，氣田總體開發(fā)方案設計采用4口生產(chǎn)井開發(fā)?？紤]到上層系埋深較淺，從平臺擴大鉆井范圍均勻布井難度較大，方案編制時設計利用水下井口開發(fā)。另外，由于上層系主力氣組Ql1V上和Ql1V下儲層物性、產(chǎn)能及驅(qū)動類型差異大，在方案實施時采用了“先期試采、分期實施”的策略，先在平臺布署1口定向井（A13井）合采Ql1V上和Ql1V下進行試生產(chǎn)，根據(jù)試生產(chǎn)的認識指導二期方案的實施。在氣田采集三維地震資料和一期開發(fā)井實施后，發(fā)現(xiàn)Ql1V下氣組地質(zhì)儲量有所減少，另外通過A13井4年來的試生產(chǎn)認識和鉆完井技術(shù)的進步，對二期方案進行了優(yōu)化，由3個水下井口方案優(yōu)化為2口平臺鉆大位移水平井方案。因此，通過“先期試采、分期實施”的開發(fā)策略充分降低了由地質(zhì)因素不確定性帶來的開發(fā)風險，節(jié)約了開發(fā)成本。

2．7 聯(lián)合開發(fā)、組分相互調(diào)配開發(fā)策略向下游供氣

樂東氣田儲量規(guī)模中等，天然氣中非烴含量較高，單獨開發(fā)經(jīng)濟性較差，為了形成一定的開發(fā)規(guī)模，采用了“聯(lián)合開發(fā)”方式，通過聯(lián)合開發(fā)可進行天然氣組分搭配，合理利用資源。樂東氣田下游合同量為560×104m3／d，其中 A用戶日合同量371．4×104m3／d，天然氣純烴含量大于64%，B用戶日合同量188．6×104m3／d，天然氣純烴含量大于75%。目前，樂東22－1氣田純烴含量76%左右，而樂東15－1氣田不足50%，這就要求生產(chǎn)管理人員對氣田各氣井進行合理配產(chǎn)，滿足不同用戶產(chǎn)量和組分的雙重要求。

圖8為樂東氣田生產(chǎn)曲線圖，從中可以看到樂東22－1氣田產(chǎn)量較高，純烴組分比較穩(wěn)定，而樂東15－1氣田純烴組分有進一步惡化的趨勢，兩氣田聯(lián)合后產(chǎn)氣580×104m3／d，純烴含量65%，僅能滿足A用戶的需求。對于B用戶，天然氣還需要在陸上處理終端進行部分脫碳后才能滿足需求。

圖8 樂東氣田生產(chǎn)曲線圖

3 實踐效果分析

針對樂東氣田各自面臨的開發(fā)難點，采用了VSP空間校正速度體技術(shù)、儲層精細描述技術(shù)、合理劃分層系井網(wǎng)技術(shù)、繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)及動態(tài)監(jiān)測等技術(shù)和“先期試采、分期實施”、“聯(lián)合開發(fā)、組分相互調(diào)配”開發(fā)策略。通過這些技術(shù)與開發(fā)策略的成功應用使得該氣田開發(fā)實施取得了很好的效果，實現(xiàn)了經(jīng)濟高效聯(lián)合開發(fā)，為海上中小型氣田的高效開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗。主要表現(xiàn)在以下幾方面。

1）樂東22－1氣田開發(fā)井實施效果較好，構(gòu)造深度預測相對準確，各氣層深度預測誤差基本都在10m以內(nèi)，在模糊區(qū)內(nèi)已經(jīng)達到很高的預測精度。13口生產(chǎn)井大部分部署在構(gòu)造高部位、儲層厚度大、物性好、含氣性好的地方，鉆后生產(chǎn)井產(chǎn)能已超過預期。

2）樂東22－1氣田通過采用3套層系3套井網(wǎng)，有效地減少了多層合采帶來的層間干擾。樂東15－1氣田采用多層合采井擴大了儲量動用規(guī)模，選擇在高烴區(qū)塊和構(gòu)造高部位布井，實施后7口生產(chǎn)井在產(chǎn)能和天然氣組分上均好于預期。

3）樂東氣田采用繞絲篩管礫石充填防砂，生產(chǎn)井實施后生產(chǎn)效果較好。

4）采用多種手段進行了動態(tài)監(jiān)測，為氣藏生產(chǎn)動態(tài)分析提供了基礎。通過氣田3～4a生產(chǎn)動態(tài)跟蹤及分析，提出了多口調(diào)整井、補孔井、低效井儲層改造等措施，為確保氣田增產(chǎn)挖潛、高效開發(fā)提供了依據(jù)。

5）樂東22－1氣田通過先期試采、分期實施的開發(fā)策略充分降低了由地質(zhì)因素不確定性帶來的開發(fā)風險。通過優(yōu)化，氣田二期開發(fā)上層系由3口井優(yōu)化為2口井，減少了開發(fā)井數(shù)，節(jié)約了開發(fā)成本。

6）通過聯(lián)合開發(fā)，有效地帶動了邊際氣田的開發(fā)，合理地利用了地質(zhì)資源。樂東氣田采用聯(lián)合開發(fā)組分相互調(diào)配，滿足了下游不同用戶的用氣需求。

4 結(jié)論

1）VSP空間校正速度體技術(shù)和儲層精細描述技術(shù)為模糊區(qū)落實構(gòu)造、加深地質(zhì)認識、井位優(yōu)化等有重要指導作用，是氣田成功開發(fā)的基礎。

2）根據(jù)海上氣田的開發(fā)特點，采用合理劃分層系劃分井網(wǎng)技術(shù)可有效地提高儲量動用程度。

3）對于疏松儲層，采用繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)可有效地阻止地層出砂。

4）氣藏動態(tài)監(jiān)測分析技術(shù)，可為氣藏增產(chǎn)挖潛、高效合理開發(fā)提供依據(jù)。

5）通過采用先期試采、分期實施開發(fā)策略可有效地降低了由地質(zhì)因素不確定性帶來的開發(fā)風險。

6）對于中小型氣田，采用聯(lián)合開發(fā)技術(shù)可合理地利用資源，提高經(jīng)濟效益。

總體來說，樂東氣田經(jīng)濟高效聯(lián)合開發(fā)取得了很好的效果，為海上類似中小型氣田的高效開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗。

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