渤中19-6氣田裂縫性低滲巨厚儲層立體井網部署研究

譚先紅 范廷恩 范洪軍 王 帥 牛 濤

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

裂縫性油氣藏是21世紀石油增儲上產的重要領域之一[1-4]。近年來，在渤海灣地區發現了全球最大的變質巖潛山凝析氣藏——渤中19-6氣田。該氣田潛山段厚度最高達1 000 m，為裂縫性低滲巨厚儲層。目前對于常規砂巖氣藏，已有較成熟的井網部署技術與方法，但對于渤中19-6這種特殊類型氣藏，如何開展井網部署是亟需解決的重要問題。裂縫性巨厚儲層井網部署與單井產氣量、注采井間匹配性、采收率、經濟效益等息息相關。氣藏的物性條件及流體性質決定了氣田的開發方式，而儲層裂縫系統又在很大程度上影響著布井方式，裂縫的產狀特征直接影響著注采開發井網的形式。本文針對渤中19-6氣田這一特殊類型潛山低滲巨厚凝析氣藏，分析了井網部署的策略，井網部署中應充分利用不同構造位置及井型優勢，針對巨厚儲層形成空間立體井網驅替模式，提高氣驅效果。通過室內實驗研究了立體井網氣驅滲流機理，并且研究了立體注采井位設計及合理井距，為提高單井產量、增強氣驅開發效果提供堅實基礎。

1 渤中19-6氣田特征及井網部署策略

1.1 儲層特征

渤中19-6太古界潛山儲層的發育主要受構造運動、風化淋濾以及巖石類型三大控制因素的影響，縱向上分為風化帶和內幕帶。風化帶受構造和風化淋濾作用雙重影響，網狀裂縫發育，儲層從古構造高部位向低部位呈逐漸減薄的“似層狀”分布，物性相對較好；風化帶儲層厚度20.6～354.8 m，滲透率0.3～2.7 mD，平均1.46 mD，凈毛比0.24～0.83。隨著深度增加，潛山受風化作用影響逐漸減小，主要受到構造運動或斷裂作用影響，主要發育構造高角度縫，儲層沿高角度斷裂呈帶狀、漏斗狀分布，物性相對風化帶變差，內幕帶儲層厚度35.3～787.4 m，滲透率0.01～2.78 mD，平均0.9 mD，凈毛比0.01～0.38。潛山儲層整體表現為低滲的特點，儲層厚度90～978 m，平均538 m，屬巨厚儲層。

1.2 裂縫特征

渤中19-6凝析氣田潛山裂縫走向受附近主要斷層影響，與斷層方向基本一致，以NE向、近E-W向為主。裂縫傾角主要分布在30°～70°，以中—高角度裂縫為主。成像測井解釋成果表明，渤中19-6凝析氣田潛山裂縫密度主要分布在1～5條/m。縱向上，潛山自上而下裂縫密度逐漸降低，風化帶裂縫密度平均值為2.90條/m，潛山頂部巖心，裂縫發育，碎裂化程度高(圖1a)，距潛山頂150 m巖心，構造縫為主，裂縫數量明顯減少(圖1b)。另外，受埋藏深、壓實強以及充填等因素影響，渤中19-6凝析氣田潛山裂縫開度較小，成像測井解釋裂縫開度100～400 μm，薄片鑒定微觀裂縫開度約20 μm。

圖1 渤中19-6氣田BZ19-6-7井太古界潛山巖心特征Fig.1 Characteristics of Archean buried hill core in Well BZ19-6-7 of BZ19-6 gas field

1.3 井網部署策略

對于渤中19-6潛山巨厚儲層而言，縱向跨度大、非均質性強，風化帶與內幕帶通過部分高角度裂縫貫通。因此，采用一套開發層系開發，充分利用不同構造位置及井型優勢，針對巨厚儲層形成空間立體井網驅替模式，提高氣驅效果。此外，對于低滲特高含凝析油的凝析氣藏，為減少凝析油損失，開發早期需采取注氣開發的方式。而潛山裂縫性凝析氣藏注采井網部署的關鍵在于如何減緩氣竄、提高單井產能。

2 裂縫性低滲巨厚儲層氣驅滲流機理

2.1 微觀滲流模型的建立

渤中19-6氣層井點有效厚度為208～216 m，地層傾角平均10°，夾層平均厚度3 m，延展范圍100～200 m(夾層傾角也是10°)。為模擬1 000 m井距下的高注低采氣驅滲流機理，將室內物理模型按照1∶700等比例縮小。等比例縮小后，物理模型大小為30 cm(高)×80 cm(長)×1 cm(厚)，單個夾層厚約0.5 cm，延展15～30 cm，夾層自上而下、自左向右逐漸發育，具體位置參考圖2。

圖2 裂縫性低滲巨厚儲層立體井網氣驅滲流機理模型Fig.2 Gas drive development mechanism model of three-dimensional well pattern in fractured low permeability and huge thick reservoir

注氣井部署在儲層上1/3處，生產井氣層全部射開，距離邊部5 cm，黑色標注為打開層位，形成空間立體注采井網。物理模型壓力范圍0～70 MPa，溫度范圍0～200 ℃，整個機理模型基質有效平均滲透率0.1 mD，裂縫平均滲透率2～4 mD。

2.2 實驗方法及步驟

采用室內實驗方法研究裂縫性立體井網氣驅開發機理，實驗裝置如圖3a所示，主要設備包括剖面巖板、Ruska全自動泵、回壓調節器、壓差表、控溫系統、氣量計、氣相色譜儀等。剖面巖板(圖3b)制作前，按照實驗要求準備好實驗所用流體樣品(包括凝析氣、干氣、地層水)置于中間容器中待用。為了使巖板配方具有更好的重復性，正式制作剖面巖板前，數次使用石英砂、礫石、水泥等研制配方比例，充分攪拌使三者融合均勻后充滿模具。

圖3 氣驅實驗裝置圖Fig.3 Schematic diagram of gas drive experimental device

為表征氣驅開發效果，描述氣體縱向運移規律，在生產井處設計上、中、下3個出口閥門，采取以下5個主要實驗步驟：①在原始地層壓力條件下注氣，當上部出口氣油比達到5 000 m3/m3時，關閉上部出口閥門；②繼續注氣，當中部出口氣油比達到5 000 m3/m3時，關閉中部出口閥門；③繼續注氣，當下部出口氣油比達到5 000 m3/m3時，關閉下部出口閥門；④燜井12 h后，衰竭至廢棄壓力5 MPa；⑤計量產出油、氣，計算采收率，通過聲電掃描測試模型中凝析油飽和度分布變化。

2.3 實驗結果與分析

在原始地層壓力46.93 MPa下開始注干氣，使地層壓力保持在原始地層壓力水平開采。從實驗結果可知(表1)，保持原始地層壓力水平注干氣開采，當注入干氣孔隙體積為0.075HCPV時，凝析油采出程度為6.57%，關閉上部出口閥門；繼續向巖心中注干氣，當注入孔隙體積為0.225HCPV時，此時凝析油采出程度達到10.55%，關閉中部出口閥門；當注入孔隙體積為0.300 HCPV時，此時凝析油采出程度達到11.50%，關閉下部出口閥門；燜井12 h，從地層壓力(46.93 MPa)開始定容衰竭至5.00 MPa，凝析油的最終采出程度為24.50%。

表1 裂縫性低滲巨厚儲層立體井網氣驅實驗數據Table 1 Gas drive test data of three dimensional well pattern in fractured low permeability and huge thick reservoir

圖4為注入烴類孔隙體積與各出口氣油比變化關系圖，可以看出，采氣井上、中、下部依次突破見氣，見氣后關閉出口閥門，氣油比從5 000 m3/m3恢復到原始氣油比1 000 m3/m3，采用頂部注氣，重力驅效果明顯。從氣驅凝析氣飽和度場掃描結果可知(圖5)，注入氣主要沿剖面上端驅替凝析氣，同時，在重力作用下注入氣向剖面下部波及驅替凝析氣。另外，注氣結束后燜井，有利于油氣平衡，進一步形成重力驅，提高凝析油采收率。但由于潛山儲層存在微裂縫以及大裂縫，注入氣主要驅替裂縫凝析氣，使得注氣驅替凝析油采收率較低，大部分凝析氣仍然存在基質孔隙中；從46.93 MPa衰竭至5.00 MPa，當壓力低于露點壓力時巖心中有凝析油析出，分離出的氣體主要沿微裂縫和大裂縫驅替，導致大量凝析油滯留在巖板中，驅替效果較差。

圖4 注入烴類孔隙體積與各出口氣油比變化關系曲線Fig.4 Variation curve of HCPV and gas oil ratio at each outlet

圖5 氣驅凝析氣飽和度場掃描結果Fig.5 Scanning results of condensate gas saturation field in gas drive

為進一步提高單井產量及氣驅開發效果，需開展裂縫性低滲巨厚儲層整體立體注采井位井軌跡設計、合理注采井距研究。

3 注采井位及合理井距研究

3.1 注采井位及井軌跡研究

注采井網空間立體部署受巖性及注采井位影響較大[5-7]，通過數值模擬分析了裂縫儲層低注高采注氣開發效果，從模擬結果可知，潛山裂縫儲層注入氣沿高角度裂縫發生嚴重氣竄(圖6)。渤中19-6儲層巨厚，且高角度裂縫較發育，若采用低部位注氣、高部位采氣的井網設計，則加劇氣體超覆現象，縱向動用效果較差。綜合室內機理實驗及數值模擬研究，采取儲層頂部注氣，儲層中下部采氣，形成空間立體井網，充分利用重力輔助驅油，可提高氣驅波及范圍，從而得到較好的注氣開發效果。

圖6 渤中19-6氣田低注高采井網氣驅前緣推進情況Fig.6 Advance of gas drive front of low injection and high production pattern in BZ19-6 gas field

井軌跡及注采井主流線方向受制于裂縫系統特征，尤其是裂縫發育方向，渤中19-6氣田區域裂縫走向為近東西向，注氣井應避開裂縫帶，減緩氣竄。設計了3種井軌跡及注采井主流線與裂縫匹配關系(圖7)，即與裂縫平行(夾角0°)、與裂縫相交(夾角45°)、與裂縫垂直(夾角90°)。經數值模擬研究可知(圖8)，當井方位角、注采井主流線方向與裂縫走向呈45°夾角時，單井產量最高，此時注氣波及面積最大，氣驅開發效果最好。

圖7 渤中19-6氣田井方位角與注采井主流線方向設計Fig.7 Well azimuth and injection production well mainstream direction design of BZ19-6 gas field

圖8 渤中19-6氣田井方位角對單井產量的影響Fig.8 Effect of azimuth design on single well production in BZ19-6 gas field

3.2 注氣開發合理井距研究

注氣主要開采風化帶裂縫儲量，通過螞蟻體對裂縫帶進一步識別和刻畫顯示，風化帶裂縫網狀特征明顯，縱向高角度裂縫發育、連通性較好(圖9)。裂縫長度從200 m至3 000 m不等，風化帶裂縫長度小于1 200 m占75%，因此合理的注采井距在1 200 m左右(圖10)。

圖10 渤中19-6氣田風化帶裂縫長度分布頻率圖Fig.10 Fracture length distribution frequency diagram of weathering zone in BZ19-6 gas field

結合天然氣地質儲量、含氣面積等因素，考慮單井鉆井費用、操作費用、凝析油價格等因素，采用式(1)、(2)計算渤中19-6氣田經濟極限井距為1 000 m[8-10]。綜合地質因素及經濟因素，渤中19-6氣田合理井距為1 000～1 200 m。

(1)

(2)

式(1)、(2)中：Gsg為視單井探明儲量，108m3；d為經濟極限井距，m；C為單井鉆井和油建合計費用，元/井；t為評價年限，a；p為單井平均年采氣操作費，元/(井·年)；AG為本地區天然氣合理參考價格，元/m3；ERG為天然氣采收率，f；Ao為本地區凝析油合理參考價格，元/t；ERO為凝析油采收率，f；GOR為氣油比，m3/m3；G為探明天然氣地質儲量，108m3；A為探明天然氣地質儲量所控制的含氣面積，m2。

4 實例應用

渤中19-6試驗區采用本文設計的裂縫性低滲巨厚儲層立體井網與井軌跡，充分利用重力作用部署立體注采井網，并且井方位角及注采井主流線方向與裂縫走向呈45°夾角。試驗區共投產7口開發井，其中A1H、A2井為注氣井，部署在構造高部位，其他均為采氣井，部署在相對低部位，形成空間立體注采井網(圖11)。試驗區單井平均鉆遇裂縫密度3.6條/m，開發井實施后初期產能較同類型儲層明顯提高。圖12為渤中19-6試驗區投產后綜合開采曲線，終端計量日產氣高達105×104m3，日產油1 040 m3，穩定后井口日產氣量約100×104m3。井鉆遇有效厚度大于300 m，井方位角與裂縫夾角在45°左右的生產井，初期產能均大于15×104m3/d，成效顯著。

圖11 渤中19-6氣田試驗區立體井網部署圖Fig.11 Three dimensional well pattern in BZ19-6 gas field test area

圖12 渤中19-6氣田試驗區綜合開采曲線Fig.12 Comprehensive production curve of BZ19-6 condensate gas field test area

5 結論

對于渤中19-6裂縫性巨厚潛山低滲凝析氣藏而言，開發時應充分利用重力輔助驅油，采取儲層頂部注氣，儲層中下部采氣，形成空間立體井網。基于目前認識，井方位角及注采井主流線方向與裂縫走向呈45°夾角，可提高單井產量，增大注氣波及面積，提高開發效果。綜合考慮斷裂長度、連通性等地質及經濟因素，渤中19-6氣田合理井距為1 000～1 200 m。