輪古帶底油凝析氣藏高效開發(fā)對策

姜許健, 孫紅海, 干華文, 曹 鵬, 馬燕妮, 張 雨, 張 濤, 吳家華, 姜 柳

(1. 中國石油塔里木油田分公司， 新疆 庫爾勒 841000； 2. 武昌理工學(xué)院， 湖北 武漢 430000)

輪古氣田位于塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起中東部，是油氣長期持續(xù)運移的指向區(qū)和聚集區(qū)。輪南低凸起北靠輪臺古陸，東、南、西依次為草湖凹陷、滿加爾凹陷、哈拉哈塘凹陷三個具備生烴、排烴能力的凹陷所環(huán)繞，是輪古氣田多期成藏的主要地質(zhì)因素。從區(qū)域構(gòu)造、油氣成藏演化、儲層特征、氣井生產(chǎn)特征深化認識輪古氣田類型，該氣田類型屬成藏復(fù)雜、儲層復(fù)雜、流體性質(zhì)復(fù)雜、開采特征復(fù)雜的帶底油復(fù)雜凝析氣藏，結(jié)合碳酸鹽巖儲層及生產(chǎn)特征，從油氣藏生產(chǎn)管理角度提出高效開發(fā)對策。

1 輪古復(fù)雜氣藏特征分析

1.1 構(gòu)造與儲層特征

輪南潛山是一個古生界殘余古隆起，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動。主要經(jīng)歷加里東期、海西期、喜山期構(gòu)造運動，其中兩次較大的構(gòu)造運動，為早海西期的南東-北西向構(gòu)造應(yīng)力擠壓運動和晚海西期的南北向構(gòu)造應(yīng)力擠壓運動。早海西期，由于南東-北西方向的區(qū)域性擠壓運動，在大斜坡的背景上形成了一個北東-南西走向的大型背斜，背斜高部位發(fā)育了北東-南西走向的輪南西斷裂。晚海西期，在南北向區(qū)域擠壓應(yīng)力的作用下，形成了輪南斷壘帶和桑塔木斷壘帶，輪南斷壘帶高部位上的石炭系被完全剝蝕[1-3]。喜山中～晚期，輪南地區(qū)相對穩(wěn)定，斷裂停止活動。

多期的構(gòu)造運動形成了多組系裂縫的相互追蹤、切割、交叉，構(gòu)成網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，使低孔、低滲致密的碳酸鹽巖發(fā)育成裂縫型有效儲層，裂縫與孔洞溝通組合成裂縫孔洞型儲層。地下水沿裂縫滲流溶蝕成落水洞、大型洞穴、串珠狀洞穴等各類洞穴型儲層。輪古氣田儲集體可分為裂縫型、孔洞型、洞穴型、裂縫孔洞型。裂縫既是儲集空間，又是滲濾通道，當(dāng)多組裂縫相互溝通或者裂縫與發(fā)育的溶蝕孔、洞儲集空間相互溝通可成為好的有效儲層。

1.2 油氣成藏特征

綜合生烴史、構(gòu)造演化史、油氣成藏期次的分析，認為塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖主要有晚加里東期、晚海西期和喜馬拉雅期3期油氣充注與加里東末期-早海西期、印支-燕山期2期油氣破壞調(diào)整的復(fù)雜成藏史[4-6]。

輪南X井奧陶系良里塔格組(左)和一間房組(右)顆粒灰?guī)r熒光薄片(見圖1)，裂縫和粒間孔充填黑色瀝青質(zhì)瀝青和藍白色油質(zhì)瀝青，黑色瀝青質(zhì)瀝青為早期油藏破壞后的產(chǎn)物，藍白色油質(zhì)瀝青則為后期充注的油氣[7, 8]。

油源對比表明，輪古氣田奧陶系油氣來源于寒武-奧陶系海相烴源巖。晚海西期寒武系古油藏向上移動，被奧陶系裂縫孔洞型儲層捕獲，到喜山期寒武系裂解氣和原地碳酸鹽巖干酪根裂解氣繼續(xù)向上移動，侵入已經(jīng)充滿原油的碳酸鹽巖儲層，部分原油被驅(qū)趕到其他地方，殘留下的原油與侵入的天然氣重新形成新的油氣藏。

1.3 儲層流體特征

輪古氣田天然氣相對密度0.56～0.63，甲烷含量88.87%～96.48%，原油密度0.77～0.886 3 g/cm3，含蠟1.1%～32.7%，具有“氣干油重”的特征，PVT性質(zhì)顯示具有凝析氣藏特征，但油質(zhì)明顯偏重，原油性質(zhì)又具有中質(zhì)原油特征。

LGZ井投產(chǎn)初期，2002年3月7日取PVT樣分析該井氣藏類型為凝析氣藏，2005年8月20日再次PVT取樣分析該井變?yōu)橛筒?見圖2)。

1.4 開采特征

通過對輪古氣田單井含水特征類型分析，總結(jié)出單井產(chǎn)水類型包括間歇含水和暴性水淹型兩大類，細分為穩(wěn)定型、波動性、臺階上升型和暴性水淹型四個亞類。典型井如LGX井(見圖3)，該井含水特征基本涵蓋了輪古氣田不同氣井含水特點。初期不含水，中期含水臺階上升，后期又低含水，末期暴性水淹。氣井的含水變化也反映了輪古氣田儲層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性。

氣井生產(chǎn)特征表現(xiàn)先產(chǎn)氣后產(chǎn)油的特征，說明輪古氣田的氣藏為帶底油的氣藏。如LGY井2006年投產(chǎn)(見圖4)，投產(chǎn)初期氣油比12 000 m3/t左右，后氣油比下降到2 000 m3/t左右，2011年12月氣油比降低到230 m3/t左右，日產(chǎn)油55 t，不含水，該井以氣井特征生產(chǎn)時累計產(chǎn)氣3.6×108m3，以油井特征生產(chǎn)時累計產(chǎn)油6.2×104t，目前仍可正常生產(chǎn)。該井如果從原油密度變化判斷應(yīng)該在2009年初就開始變?yōu)橛筒厣a(chǎn)特征。

2 高效開發(fā)對策

輪古氣田開發(fā)方案2014年編制完成，2015年進入實施階段，在目前低油價情況下塔里木油田實施的低成本發(fā)展戰(zhàn)略，要實現(xiàn)輪古氣田高效開發(fā)管理必須從鉆完井、地面建設(shè)、氣藏開發(fā)方式上進行優(yōu)化，下面結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)管理提出具體優(yōu)化措施，保證氣田高效開發(fā)。

2.1 提高采收率對策

輪古氣田屬復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏，氣藏類型為帶底油的凝析氣藏。因此，開發(fā)方案確定的衰竭式開發(fā)僅對初期凝析氣藏生產(chǎn)時適應(yīng)性較好，天然能量衰減后，在底油產(chǎn)出時，適時進行注水開發(fā)，可以進一步提高油井采收率。

輪古氣田針對底油的開發(fā)已經(jīng)進行了注水開發(fā)現(xiàn)場試驗，已經(jīng)實施6井次18輪次注水替油，注水38.92×104m3，注水后累計產(chǎn)油6.48×104t，累計產(chǎn)氣4 635×104m3，注水開發(fā)效果非常好。其中LGX6井，第二輪注入5 150 m3水，初期開井全水，關(guān)井423 d后，該井日產(chǎn)油恢復(fù)到100 t/d，自噴生產(chǎn)316 d，產(chǎn)油3.06×104t，綜合分析該井注水相當(dāng)于起到水力壓裂效果，溝通井筒遠處新的油藏。實施注水開發(fā)的井均是已經(jīng)停噴或低效井，由此可見輪古氣田底油注水開發(fā)潛力很大。因此，在方案實施時要充分考慮注水、注氣措施的前期準備工作，對方案進行優(yōu)化，通過開發(fā)方式的適時轉(zhuǎn)變來提高開發(fā)效果。

2.2 鉆井技術(shù)對策

輪古氣田受復(fù)雜構(gòu)造與多期成藏影響，儲層分布復(fù)雜，儲層發(fā)育區(qū)與斷裂發(fā)育高度相關(guān)，具有斷裂控藏特征，井位部署采用多靶點方式，如果第一目標靶點失利可以側(cè)鉆第二目標。輪古氣田奧陶系發(fā)育兩套儲層(一間房組和鷹山組一段)，以上還發(fā)育石炭系和三疊系碎屑巖儲層，因此，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計對后期油氣井高效開發(fā)至關(guān)重要。

統(tǒng)計分析2000年后輪古不同縫洞系統(tǒng)完井的59口鉆完井情況，三開鉆井復(fù)雜時間3.17%～10.71%，事故時間4.73%～22.35%，均大于四開井復(fù)雜時間0.56%～7.86%和事故時間1.00%～2.64%(見表1)。因此，建議輪古氣田井身結(jié)構(gòu)采用四開井身結(jié)構(gòu)1(見圖5)，四開井身結(jié)構(gòu)可以有效避免鉆井復(fù)雜和鉆井事故發(fā)生，四開井身結(jié)構(gòu)1與四開井身結(jié)構(gòu)2相比可節(jié)約一定完井成本，兩種井身結(jié)構(gòu)均可方便后期生產(chǎn)組織，為奧陶系上返措施作業(yè)提供便利，滿足上返石炭系、三疊系生產(chǎn)；四開井身結(jié)構(gòu)1二完后244.5 mm套管下入三疊系頂部，距離奧陶系有近 1 000 m距離，滿足后期開窗側(cè)鉆要求。

表1 輪古三開結(jié)構(gòu)和四開結(jié)構(gòu)鉆井參數(shù)對比表

2.3 地面集輸技術(shù)對策

輪古碳酸鹽巖儲層具有具備富集、整體含油特征，各富集區(qū)井點距離相距3～5 km，多則到10 km以上，碳酸鹽巖單井生產(chǎn)呈現(xiàn)出高產(chǎn)不穩(wěn)產(chǎn)的特點，生產(chǎn)3～5年后就可能無產(chǎn)能關(guān)井。因此，輪古氣田單井地面建設(shè)不能象碎屑巖油藏每口井都建立完整的地面生產(chǎn)管線。目前碳酸鹽巖儲層研究及布井按縫洞系統(tǒng)進行，在同一個縫洞系統(tǒng)中儲層流體性質(zhì)、地層壓力相似，井點相對集中。因此，建議在統(tǒng)一縫洞系統(tǒng)中采取串聯(lián)建立地面生產(chǎn)系統(tǒng)，這樣可以大量節(jié)省地面投資，加快新井單井地面建設(shè)速度，實現(xiàn)已有地面集輸系統(tǒng)的最大效益化。串聯(lián)實例：輪南W縫洞系統(tǒng)距離桑南處理站近20 km，該縫洞系統(tǒng)有4口氣井LNX1、LNX2、LNX3、LNX4，初期全部正常生產(chǎn)，如果建井時全部建立單井地面管線，投資非常大。其中1口井試采后高含水間開生產(chǎn)，三口井串接至LGX井，與LGX井一起進桑南站處理，串接建立地面集輸系統(tǒng)節(jié)約了大量的地面建設(shè)投資。

2.4 生產(chǎn)管理對策

輪古氣田底油是早期形成的油藏遭受破壞，后再次被喜山期寒武系裂解氣和原地碳酸鹽巖干酪根裂解氣侵入形成的油藏，底油具有高凝固點(最高達42 ℃)、高含蠟(最高達32.7%)的特點。生產(chǎn)底油期間井筒結(jié)蠟速度快且量大，蠟質(zhì)較干且硬，若現(xiàn)場生產(chǎn)管理對策不及時調(diào)整，井筒可能會被蠟堵死而嚴重影響正常生產(chǎn)組織。

LGZ1井2月2日進行正常清蠟作業(yè)至最后一趟，因蠟量過大，糊滿蠟的刮蠟片進入防掉器內(nèi)形成氣頂，導(dǎo)致加重桿與刮蠟片連接處的細脖處卡在防掉器翻板處上下難以活動，導(dǎo)致該井無法正常生產(chǎn)，進行熱油熱洗解堵后恢復(fù)正常生產(chǎn)。因此，現(xiàn)場對出底油井的生產(chǎn)管理要重點關(guān)注。氣井日常管理中取樣后要觀察油樣顏色和流動狀態(tài)變化、對產(chǎn)油量增加、生產(chǎn)氣油比降低的井需加強化驗計量，這些都是出底油的特征，此時必須取油樣做全分析化驗搞清原油性質(zhì)，上地面計量裝置搞清底油生產(chǎn)能力，氣井清蠟周期變?yōu)槊刻煲淮危€(wěn)定生產(chǎn)后根據(jù)氣井生產(chǎn)能力和實際清蠟情況進行優(yōu)化。另外冬天對生產(chǎn)底油氣井需要進行水套爐加熱才能順利輸送。

3 結(jié)論

1)輪古氣田奧陶系儲層因經(jīng)歷復(fù)雜構(gòu)造演化和多期次成藏的影響，呈現(xiàn)出構(gòu)造復(fù)雜、儲層復(fù)雜、油氣性復(fù)雜、開采特征復(fù)雜的特征，屬于帶底油的復(fù)雜凝析氣藏。

2)四開完井的井身結(jié)構(gòu)為氣井細分層系開發(fā)和層內(nèi)挖潛措施提供了保障，地面串聯(lián)生產(chǎn)系統(tǒng)是結(jié)合碳酸鹽巖高產(chǎn)不穩(wěn)產(chǎn)特征而確定，最大限度利用已有生產(chǎn)系統(tǒng)，節(jié)約地面系統(tǒng)投資和建設(shè)時間，實現(xiàn)了投資效益最大化。

3)輪古氣田底油具備注水開發(fā)潛力，通過注水開發(fā)可以把衰竭式開發(fā)剩余的油氣有效采出來，可大幅度提高輪古氣田整體的采收率；輪古氣田底油是古油藏遭受破壞后殘留下的油藏，油品性質(zhì)含蠟較高，生產(chǎn)組織應(yīng)關(guān)注氣井清蠟情況，防止因結(jié)蠟嚴重而堵死生產(chǎn)管柱。