渤中19-6氣田裂縫性低滲巨厚儲層立體井網(wǎng)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(chǎn)的重要領(lǐng)域之一[1-4]。近年來，在渤海灣地區(qū)發(fā)現(xiàn)了全球最大的變質(zhì)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(guī)砂巖氣藏，已有較成熟的井網(wǎng)部署技術(shù)與方法，但對于渤中19-6這種特殊類型氣藏，如何開展井網(wǎng)部署是亟需解決的重要問題。裂縫性巨厚儲層井網(wǎng)部署與單井產(chǎn)氣量、注采井間匹配性、采收率、經(jīng)濟效益等息息相關(guān)。氣藏的物性條件及流體性質(zhì)決定了氣田的開發(fā)方式，而儲層裂縫系統(tǒng)又在很大程度上影響著布井方式，裂縫的產(chǎn)狀特征直接影響著注采開發(fā)井網(wǎng)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(wǎng)部署的策略，井網(wǎng)部署中應(yīng)充分利用不同構(gòu)造位置及井型優(yōu)勢，針對巨厚儲層形成空間立體井網(wǎng)驅(qū)替模式，提高氣驅(qū)效果。通過室內(nèi)實驗研究了立體井網(wǎng)氣驅(qū)滲流機理，并且研究了立體注采井位設(shè)計及合理井距，為提高單井產(chǎn)量、增強氣驅(qū)開發(fā)效果提供堅實基礎(chǔ)。

1 渤中19-6氣田特征及井網(wǎng)部署策略

1.1 儲層特征

渤中19-6太古界潛山儲層的發(fā)育主要受構(gòu)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(nèi)幕帶。風化帶受構(gòu)造和風化淋濾作用雙重影響，網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，儲層從古構(gòu)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(gòu)造運動或斷裂作用影響，主要發(fā)育構(gòu)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(nèi)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(xiàn)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(fā)育，碎裂化程度高(圖1a)，距潛山頂150 m巖心，構(gòu)造縫為主，裂縫數(shù)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(wǎng)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(zhì)性強，風化帶與內(nèi)幕帶通過部分高角度裂縫貫通。因此，采用一套開發(fā)層系開發(fā)，充分利用不同構(gòu)造位置及井型優(yōu)勢，針對巨厚儲層形成空間立體井網(wǎng)驅(qū)替模式，提高氣驅(qū)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(fā)早期需采取注氣開發(fā)的方式。而潛山裂縫性凝析氣藏注采井網(wǎng)部署的關(guān)鍵在于如何減緩氣竄、提高單井產(chǎn)能。

2 裂縫性低滲巨厚儲層氣驅(qū)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(qū)滲流機理，將室內(nèi)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(fā)育，具體位置參考圖2。

圖2 裂縫性低滲巨厚儲層立體井網(wǎng)氣驅(qū)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(chǎn)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(wǎng)。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(zhì)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(nèi)實驗方法研究裂縫性立體井網(wǎng)氣驅(qū)開發(fā)機理，實驗裝置如圖3a所示，主要設(shè)備包括剖面巖板、Ruska全自動泵、回壓調(diào)節(jié)器、壓差表、控溫系統(tǒng)、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(fù)性，正式制作剖面巖板前，數(shù)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(qū)實驗裝置圖Fig.3 Schematic diagram of gas drive experimental device

為表征氣驅(qū)開發(fā)效果，描述氣體縱向運移規(guī)律，在生產(chǎn)井處設(shè)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(guān)閉上部出口閥門；②繼續(xù)注氣，當中部出口氣油比達到5 000 m3/m3時，關(guān)閉中部出口閥門；③繼續(xù)注氣，當下部出口氣油比達到5 000 m3/m3時，關(guān)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(chǎn)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(jié)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(jié)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(guān)閉上部出口閥門；繼續(xù)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(guān)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(guān)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(wǎng)氣驅(qū)實驗數(shù)據(jù)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(guān)系圖，可以看出，采氣井上、中、下部依次突破見氣，見氣后關(guān)閉出口閥門，氣油比從5 000 m3/m3恢復(fù)到原始氣油比1 000 m3/m3，采用頂部注氣，重力驅(qū)效果明顯。從氣驅(qū)凝析氣飽和度場掃描結(jié)果可知(圖5)，注入氣主要沿剖面上端驅(qū)替凝析氣，同時，在重力作用下注入氣向剖面下部波及驅(qū)替凝析氣。另外，注氣結(jié)束后燜井，有利于油氣平衡，進一步形成重力驅(qū)，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(qū)替裂縫凝析氣，使得注氣驅(qū)替凝析油采收率較低，大部分凝析氣仍然存在基質(zhì)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(qū)替，導(dǎo)致大量凝析油滯留在巖板中，驅(qū)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(guān)系曲線Fig.4 Variation curve of HCPV and gas oil ratio at each outlet

圖5 氣驅(qū)凝析氣飽和度場掃描結(jié)果Fig.5 Scanning results of condensate gas saturation field in gas drive

為進一步提高單井產(chǎn)量及氣驅(qū)開發(fā)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(shè)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(wǎng)空間立體部署受巖性及注采井位影響較大[5-7]，通過數(shù)值模擬分析了裂縫儲層低注高采注氣開發(fā)效果，從模擬結(jié)果可知，潛山裂縫儲層注入氣沿高角度裂縫發(fā)生嚴重氣竄(圖6)。渤中19-6儲層巨厚，且高角度裂縫較發(fā)育，若采用低部位注氣、高部位采氣的井網(wǎng)設(shè)計，則加劇氣體超覆現(xiàn)象，縱向動用效果較差。綜合室內(nèi)機理實驗及數(shù)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(wǎng)，充分利用重力輔助驅(qū)油，可提高氣驅(qū)波及范圍，從而得到較好的注氣開發(fā)效果。

圖6 渤中19-6氣田低注高采井網(wǎng)氣驅(qū)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(tǒng)特征，尤其是裂縫發(fā)育方向，渤中19-6氣田區(qū)域裂縫走向為近東西向，注氣井應(yīng)避開裂縫帶，減緩氣竄。設(shè)計了3種井軌跡及注采井主流線與裂縫匹配關(guān)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(jīng)數(shù)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(chǎn)量最高，此時注氣波及面積最大，氣驅(qū)開發(fā)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(shè)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(chǎn)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(fā)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(wǎng)狀特征明顯，縱向高角度裂縫發(fā)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(jié)合天然氣地質(zhì)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(jīng)濟極限井距為1 000 m[8-10]。綜合地質(zhì)因素及經(jīng)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(jīng)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(qū)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(qū)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(zhì)儲量，108m3；A為探明天然氣地質(zhì)儲量所控制的含氣面積，m2。

4 實例應(yīng)用

渤中19-6試驗區(qū)采用本文設(shè)計的裂縫性低滲巨厚儲層立體井網(wǎng)與井軌跡，充分利用重力作用部署立體注采井網(wǎng)，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(qū)共投產(chǎn)7口開發(fā)井，其中A1H、A2井為注氣井，部署在構(gòu)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(wǎng)(圖11)。試驗區(qū)單井平均鉆遇裂縫密度3.6條/m，開發(fā)井實施后初期產(chǎn)能較同類型儲層明顯提高。圖12為渤中19-6試驗區(qū)投產(chǎn)后綜合開采曲線，終端計量日產(chǎn)氣高達105×104m3，日產(chǎn)油1 040 m3，穩(wěn)定后井口日產(chǎn)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(chǎn)井，初期產(chǎn)能均大于15×104m3/d，成效顯著。

圖11 渤中19-6氣田試驗區(qū)立體井網(wǎng)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(qū)綜合開采曲線Fig.12 Comprehensive production curve of BZ19-6 condensate gas field test area

5 結(jié)論

對于渤中19-6裂縫性巨厚潛山低滲凝析氣藏而言，開發(fā)時應(yīng)充分利用重力輔助驅(qū)油，采取儲層頂部注氣，儲層中下部采氣，形成空間立體井網(wǎng)。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(chǎn)量，增大注氣波及面積，提高開發(fā)效果。綜合考慮斷裂長度、連通性等地質(zhì)及經(jīng)濟因素，渤中19-6氣田合理井距為1 000～1 200 m。