埃塞M盆地凝析氣田評價開發一體化

武凡皓

(中國石油遼河油田公司 勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010)

M盆地的石油勘探工作始于上個世紀四十年代中期，吸引了眾多的石油公司前來進行勘探工作，并于上世紀70年代在C和H氣田發現了工業油氣藏，在盆地的其它部位也有油氣發現或顯示。近兩年先后在這兩個氣田的碳酸鹽巖儲層、碎屑巖儲層及基巖潛山儲層見到較好的油氣顯示，增加了對C和H兩個氣田大規模開發的信心。筆者在調研前人研究成果的基礎上，從目前存在的問題入手，針對凝析氣田開發難點，創建了一套凝析氣田風險評價的技術體系，為下一步歐加登盆地鎖定百萬噸產能規模奠定較好的理論基礎[1]。

1 盆地概況

M盆地位于埃塞俄比亞聯邦民主共和國的西南部，面積35×104km2。上古生界-新近系沉積地層厚度超過6 000 m，地表為戈壁和沙地，西北高東南低，海拔300～2 000 m[2]。

該盆地是一個多期演化的疊合盆地，二疊-三疊系為裂谷階段，地層北西向伸展，受斷裂控制作用明顯，分布局限。侏羅系-下白堊統為坳陷階段，地層廣泛分布，斷裂活動較弱，分布較廣；上白堊統-第四系為被動大陸邊緣階段，早期地層被強烈抬升剝蝕，后接受沉積，地層分布局限[3]。

目前，研究區面積1 226 km2，共有完鉆井18口，均見到較好的油氣顯示。

2 面臨的主要難點

2.1 地震資料品質不佳，干擾構造研究

C氣田地震資料均為二維，共收集20條測線，長439.7 km；H氣田地震資料包括三維資料約384 km2，二維地震測線共9條，總長262 km。由于二維地震資料為早期不同年份采集，儀器及處理參數不同，資料品質較差，并且在二三維拼合處，出現“竄軸”現象，地震波能量差異較大，不利于一體化等時追蹤。

2.2 大層段含氣，儲層預測難度大

地震波在含氣地層傳播過程中具有波動能量衰減劇烈、波形變化大、橫向連續性差等特點，反映在地震波頻譜中為高頻分量衰減迅速、主頻向低頻方向移動、頻帶寬度變窄等現象，因此含氣儲層預測難度大[4]。

2.3 沉積及巖石類型多樣，測井評價難度大

沉積相總體表現為從陸相的河流三角洲到規模海侵的局限臺地相再到規模海退的三角洲沉積，研究區共發育3類儲層(碎屑巖、碳酸鹽巖和變質巖)，16種巖石類型，沉積及巖石類型多樣，測井評價難度大。

2.4 井控程度低，油水關系復雜，為儲量評估帶來風險

H氣田Adigrat為復合型氣藏，縱向上發育了多套氣水系統，含氣井段長，油水關系復雜，含氣底界不清，平面上，井控程度低，含氣邊界不清，大多數井集中在構造的高部位，為儲量評估帶來風險。

2.5 流體性質特殊，對開發設計提出挑戰

流體性質特殊，評價區為凝析氣田。若采用衰竭式開發，其優點是簡單，成本低，缺點是對于高含凝析油的凝析氣藏，隨著開采導致壓力下降，當壓力降至露點壓力以下，就會出現反凝析現象，反凝析液的出現會堵塞井底附近儲層的孔隙空間，降低凝析氣的相滲透率，影響天然氣和凝析油的產能，降低凝析油的采收率。若采用保壓開發,其優點是通過注氣，一方面保持了地層壓力，采氣速度高；另一方面凝析油采收率高。缺點是投資成本高，其次，需要增加注氣井。采用何種開發方式，對開發設計提出挑戰[5-8]。

3 凝析氣田評價開發技術政策

3.1 建立地質體風險評價體系，打牢儲量評估地質基礎

1)細分層系，等時對比，提高儲量評估精度。借鑒前人研究成果，結合地層特點和標志層特征，劃分Mid.Hamanlei、Adigrat以及Calub組，并將Mid.Hamanlei分為兩套小層，Adigrat分為四套小層。

2)逐道驗證，實現閉合，準確落實構造特征。為降低二維地震資料因相位差帶來的平面構造上的異常，應用三維可視化技術，進行閉合差驗證，并逐道調整，實現道與道間構造形態的一致性，并通過二三維資料結合，落實了C氣田和H氣田構造特征。C氣田主體高四周低呈“洼中之隆的”的構造形態，呈斷鼻狀構造特點，構造自下而上具明顯繼承性。H氣田構造整體上東高西低：西部為斜坡帶，構造幅度變化大；中部為隆起區，形成背斜或斷背斜圈閉；東部構造逐漸抬升，在中部和東部高部位之間形成鞍部構造。

3)平剖結合，落實斷裂特征。在二維區應用地震波形組合變化分析斷裂發育特征，主要表現在同相軸的錯斷、扭曲的特點，共落實C氣田10條斷層，均為正斷層，斷層走向分為北西向和北東向兩組。三維區應用相干體水平切片技術，共落實H氣田11條斷層，均為正斷層，斷層走向以北東向和北西向為主。綜合以上構造解釋，兩個氣田共落實含氣圈閉15個，其圈閉類型主要以背斜和斷鼻為主，最大圈閉面積達273.6 km2，最大圈閉幅度達300 m。

4)明確沉積，分類評價，建立氣層識別圖版。結合沉積相標志特征，Calub組為沖積扇沉積，巖性較粗，分選差，Adigrat組為三角洲沉積，巖性較細，分選較好。MID Hamanlei組為局限臺地相沉積，水體循環較差，蒸發作用強，巖性以灰巖、膏巖為主。

從宏觀上看，儲層物性受沉積相帶控制，沉積主體部位和儲層、砂體發育的區域，孔隙度、滲透率值較高。從微觀上看，儲滲空間類型多樣，Calub組以粒間孔為主，孔隙大小分布不均，為低孔-特低滲儲層，儲層物性差。Adigrat組以粒間孔、鑄模孔為主，孔隙大小分布均勻,為中孔-低滲儲層，儲層物性好。MID Hamanlei組以粒間孔、體腔孔、粒內孔為主，次生孔隙發育，為低孔-低滲儲層，儲層物性較好。針對不同巖性，結合地質和氣測錄井資料，分別建立了灰巖、碎屑巖及變質巖典型曲線模板，為下一步氣、水層識別奠定基礎。

5)細化氣藏類型主控因素，奠定儲量評估地質基礎。受構造或者巖性的單一因素控制氣藏，主要發育在C和H氣田的Calub組和MH組，多為邊底水氣藏。受構造及巖性雙重控制的氣藏主要分布在Adigrat組，以背斜圈閉控油為主，氣藏類型為邊底水巖性-構造氣藏，劃分多套氣水系統。

3.2 凝析氣田儲量評估，落實千億方儲量規模

采用容積法計算凝析氣儲量，與常規氣藏儲量計算不同的是，凝析氣藏為濕氣氣藏，需要根據凝析油密度和生產氣油比，分別求取天然氣摩爾含量及凝析油分子量，從而計算得出干氣的地質儲量及凝析油的地質儲量。參照儲量綜合評價標準，C氣田的凝析氣2P地質儲量為472.77億m3，為中深層、高產、中-低儲量豐度的中型氣田。H氣田的凝析氣3P地質儲量為1 856.1億m3，為中深層-超深層、中-高產、中等儲量豐度的大型氣田。

3.3 優選關鍵參數，均衡提高油氣采收率

在開發方式選擇上，我們推薦采用衰竭式開發，原因有兩點，一是原始地層壓力高于凝析氣藏的初始露點壓力，地飽壓差較大，最大可達24 MPa，二是從單井的凝析油含量看，最高不超過81 g/m3，凝析油含量偏低，因此采用衰竭式開發，地層中的反凝析程度不嚴重,氣藏采收率較高。

1)為滿足產量規模需求，控制單井生產壓差，降低井底反凝析發生，通過修正等時試井法和數值模擬法，確定合理產量20萬m3/d。

2)控制邊底水氣藏采氣速度，減緩地層壓力遞減，延長氣藏見水時間，通過對比圖版確定，生產壓差控制在4 MPa,采氣速度控制在4%，可以確保氣藏具有相對較好的生產效果。

3)根據直井和水平開發對比,水平井氣油比上升較慢，累計凝析油產量較高，地層壓力下降較小，有效提高天然氣和凝析油采收率。優化直平組合，在厚層部署水平井大幅度提高單井產量，在層數較多薄互層部署，提高儲層動用程度(見圖1～圖2)。

4 成果及認識

1)潛山有望形成規模儲量，基巖潛山內部在地震剖面上表現為層狀結構反射特征，層狀結構可能是巖性引起的變化，不同巖性抗壓實強度不同，可能形成儲隔相間的剖面特征，有利于油氣藏的形成。結合隱蔽型基巖成藏模式，在斜坡及負向構造帶均可含油氣，勘探前景廣闊。

2)新增一個開發層系，MH組獲得2個高產層，這兩套灰巖儲層酸化前平均日產5萬m3，酸化后平均日產11萬m3，可以做為一個新的開發層系。

3)落實了兩個中大型儲量規模氣田，C和H氣田共計算3P地質儲量兩千億方，

4)完成50/100億m3產能方案，在油藏描述基礎上，優化7套層位，C氣田3套層系，H氣田4套層系，共部署井位232口，落實百萬噸產能規模。

參考文獻：

[1] 李建英，陳旭，張賓，等. 埃塞俄比亞歐加登盆地構造演化及有利區分析[J]. 特種油氣藏，2015，22(1)：26-30.

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[3] 王建君，李浩武，王青，等. 埃塞俄比亞歐加登次盆Karoo期碎屑巖成藏組合地質特征與勘探潛力[J]. 石油實驗地質，2015，37(4)：479-486.

[4] 李生杰. 含氣地層地震波衰減特征分析[J]. 湖南理工學院學報(自然科學版)，2012，25(3)：48-58.

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[6] 張安剛，范子菲，宋衍. 凝析氣頂油藏氣頂油環協同開發方式下水侵量計算模型[J]. 中南大學學報：自然科學版，2015，46(8)：3040-3046.

[7] Moradi B, Tangsirifard J, Rasaei M R. Effect of gas recycling on the enhancement of condensate recovery in an Iranian fractured gas/condensate reservoir[C]. SPE Trinidad and Tobago Energy Resources Conferences. Port of Spain, Trinidad, 2010:1-8.

[8] 李相方，石軍太，朱忠謙，等. 凝析氣藏多相滲流機理及有效開發方式[J]. 中國科技成果，2015(9)：49-50.