均衡優化設計在南海氣田射孔作業中的應用

劉 婕，張賀舉，吳其林，秦圓明，史雙龍，吳美潔，吳敏熵

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司研究中心，廣東湛江 524057；2.廣東石油化工學院石油工程學院，廣東茂名 525000）

氣田高效開發研究是油氣田效益最大化必不可少的環節，國內學者在氣田開采技術進行了廣泛而又深入的研究[1-6]。L 氣田位于南海北部大陸架西區的瓊東南盆地內，處于盆地中央坳陷帶陵南低凸起北部的陵水凹陷中央峽谷內，水深1 250～1 550 m，其主要氣藏位于第四系黃流組，氣田測井滲透率89～2 512.3 mD，屬高孔～特高孔、高滲～特高滲儲層，尚處于開發初期[7]。

由于海上深水環境地質油藏條件復雜、開發井網部署難度大，難以實現儲集層精細描述，從而造成深水氣田開發存在投資大、修井難、井資料缺乏的問題，如何防水、避水、確定合理的開發策略是氣田開發面臨的難點。L 氣田87%的儲量為弱邊底水驅，在設計生產井射孔方案的時候，結合油藏工程計算方法以及數值模擬方法計算結果優化射孔長度，控制采氣速度，使各氣組均衡開采，一定程度延緩了氣井見水，延長無水采氣期，提高了氣田的采收率。

1 海上水驅氣田開發規律

氣藏開發與油藏開發的顯著區別是水對于氣藏開發的影響更大，其中水驅氣藏相比氣驅氣藏的開發難度更高，主要原因是當氣藏開發時，裂縫將壓力迅速傳到與其連通的各個部位，如果裂縫與邊底水相連通，那么地層水將沿著裂縫快速到達井底，有時突破井底，侵入氣井的主要產氣層段使其產水，從而增加了氣水兩相流動的滲流阻力，形成多種方式的水封氣甚至水淹，使氣井產量大幅度遞減，大大降低了水驅氣藏的采收率，增加了氣藏開采成本。

通過交流評價總結出海上水驅氣田開發規律：（1）對于強邊水氣藏來說，氣藏水體能量大，是造成強邊水氣藏過早見水內在原因，氣柱大小直接影響強邊水氣藏的采收率，采用合理的采氣速度、控制射開程度，避免邊水過早推進，延長無水采氣期，是強邊水氣藏有效開發保證；（2）影響強底水氣藏出水早晚的主要因素是采氣速度，儲層非均質性、隔夾層的發育程度，決定氣井見水時間的早晚，射開程度一定程度上影響見水時間；（3）控制采氣速度，保證氣藏持續平穩生產是開發弱水驅氣藏的關鍵。根據以往開發經驗，開發強邊水氣藏時，采氣速度在5%～8%，無水采氣期末的采出程度10%～25%，標定采收率在30%～46%；開發強底水氣藏時，采氣速度在6%～10%，無水采氣期末的采出程度14%～20%，標定采收率在35%左右；而開采弱邊水氣藏時采氣速度在3%～7%，無水采氣期末的采出程度40%～45%，標定采收率在58%～70%。

2 L 氣田構造儲層特征及A6 井概況

瓊東南盆地具有“東西分塊”、“南北分帶”的主體構造格局。所謂“南北分帶”是以2 號斷裂帶為界，將瓊東南盆地劃分為兩個主要的坳陷帶：北部坳陷帶和中央坳陷帶。“東西分塊”是以盆地中部NW 走向斷裂發育區（即陵水區）為界，將瓊東南盆地劃分為東、西兩個不同構造走向的斷裂帶，以東主要為NE 走向，以西呈EW 走向。結合古近系地層厚度分布特征，瓊東南盆地構造區帶可劃分為北部坳陷帶、中部隆起帶、中央坳陷帶和南部隆起帶四個一級構造單元。其中，北部坳陷帶北部為海南隆起區，南部以3 號-16 號-6 號斷層與中部隆起帶分隔；中部隆起帶以20 號-2 號-12 號斷層-神狐隆起與中央坳陷分界；中央坳陷帶以13 號-19號-1 號斷層與南部隆起帶分界。L 氣田位于中央坳陷帶西部陵水凹陷南斜坡，緊鄰陵南低凸起，其砂體為發育在盆地底部深海中央峽谷內受峽谷限制的濁積水道復合體，縱向上發育多期沉積，每期砂體沉積之后又受到后期泥質水道及上覆砂體沉積的切割改造，黃流組砂體全部沉積之后又整體受到鶯歌海組泥質水道及泥質塊體流侵蝕改造，平面上表現為沿峽谷軸向呈條帶狀展布的孤立砂體[8]。上覆為一千多米的深海泥巖蓋層，后期受差異壓實的影響表現為不同的有一定構造幅度的巖性圈閉，各自獨立成藏，形成不同的氣水系統。具體而言，平面上各井區砂體呈現彼此不連通孤立砂體，縱向上不同氣組受泥巖隔層的封隔，表現為平面及縱向上多個巖性氣藏的特征[9]。研究區目的層范圍內無斷層發育，但在目的層下覆地層存在大量垂向微裂隙。

L 氣田平面上由7 個獨立井區構成，在層序識別及劃分的基礎上，根據儲層巖性、電性組合特征，按照沉積旋回等時對比、分級控制原則，并結合壓力系統和氣水分布情況，將L 氣田黃流組鉆遇地層自上而下劃分為5 個氣組：0 氣組、Ⅰ氣組、Ⅱ氣組、Ⅲ氣組、Ⅳ氣組。本次研究的目標區為Ⅰ氣組和Ⅳ氣組，其中Ⅰ氣組為主力含氣層位，進一步細分為Ⅰ上、Ⅰ下氣組。

根據ODP 設計，生產井A6 井部署在L 氣田東南部的3 井區（井區內僅一口探井3 井），對Ⅰ上氣組和Ⅳ氣組進行分層開采，上下靶點分別位于Ⅰ上氣組的東北部和Ⅳ氣組的南側，其中Ⅰ上氣組為研究區主力含氣層位，砂體因后期泥質水道侵蝕改造在研究區局部發育，井點鉆遇地層厚度在11.9～36.9 m，儲層厚度在4.8～21.6 m，整體以灰色、淺灰色粉砂巖為主，次為細砂巖，局部夾薄層灰色粉砂質泥巖、泥巖，單砂體厚度較其他層位薄，夾層更為發育，自然伽馬曲線表現為中～高幅漏斗型或鐘型特征，Ⅰ上氣組為弱邊水氣藏，水體倍數約0.6 倍；Ⅳ氣組砂體在全區普遍發育，井點鉆遇地層厚度在12.5～61.9 m，儲層厚度在11.2～43.6 m，整體為厚層灰色、淺灰色細砂巖、粉砂巖，局部夾薄層灰色粉砂質泥巖、泥巖，單砂體厚度大，自然伽馬曲線以中～高幅箱型為主，局部表現漏斗型特征，Ⅳ氣組為水體倍數約7.2 倍的底水驅氣藏。

整體上來看，L 氣田各氣組之間隔夾層較為發育，能起到較好的封隔作用，中～高砂泥比的氣組砂體內部，形成隔層的可能性較小，泥巖的橫向分布相對不穩定，但實鉆顯示在80～700 m 的井距下，泥巖橫向分布相對穩定。通過A6 井與3 井進行連井砂體對比，認為二者小層對比性較好，第三套薄泥巖往探井方向已尖滅，Ⅰ上氣組下部泥巖夾層厚度較厚，橫向分布穩定、封隔性較好，Ⅳ氣組下部泥巖較薄，封隔性較差，按有夾層發育的底水氣藏考慮（見圖1）。

圖1 A6 井砂體對比圖

3 均衡優化設計A6 井射孔方案

ODP 設計采氣井A6 井分兩層開采，其中Ⅰ上氣組為弱邊水氣藏，見水風險較小，而Ⅳ氣組下部泥巖層僅厚1.9 m，封隔性較差，有一定見水風險。針對A6 井這兩個生產氣組的儲層特征，首先對Ⅰ上氣組進行了射開程度優化設計，根據優化結果，射開程度與累產成正比例關系，可考慮適當延長射孔段。

從效果對比圖（見圖2）中可以看出，Ⅰ上氣組射開為10%、20%、33%、50%時，穩產期和累產氣量相差不大，而射開100%時開發指標出現顯著變化，所以選取了射開50%和100%作為下步研究基礎方案，再通過優化Ⅳ氣組的射孔長度，使兩個氣組均衡開采，減少見水風險、提高采收率。

圖2 Ⅰ上氣組不同射開厚度效果對比圖

3.1 油藏工程方法計算Ⅳ氣組開發指標

L 氣田共計鉆井7 口，只有一口井進行了產能測試，測試資料齊全，產能基本清楚，在預測其余未進行產能測試的氣組時，通過對幾種常規計算氣井產能的方法進行對比分析，結合L 氣田實際開發情況，以目前礦場上采用較多的壓力平方形式的二項式產能方程得出的產能為主要依據，并根據壁心糾正滲透率進行無阻流量預測。該方法描述產量與井底流壓之間的關系式，主要適用于壓力衰竭式開發、多井開采的氣田，沒有外部供給，依靠氣體自身的彈性膨脹來采氣，該類型氣田在正常生產期內呈擬穩定狀態。

在設計A6 井射孔方案時，按照均衡開采優化配比，與Ⅰ上氣組分別射開50%、100%對應，共設計了Ⅳ氣組射開比例長度為10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二個優化方案，采用二項式產能方程計算出氣層的無阻流量以及合層無阻流量。從計算結果可以看出，Ⅰ上氣組射開50%時，方案三（Ⅳ氣組射開25%）和方案四（Ⅳ氣組射開33%）的采氣速度與產能較為匹配；Ⅰ上氣組射開100%時，方案九（Ⅳ氣組射開25%）和方案十（Ⅳ氣組射開25%）更為合理。

3.2 數值模擬方法計算Ⅳ氣組累產量

根據精細氣藏描述的結果，運用Petrel 軟件建立起L 氣田3D 儲層地質模型，以井點資料和各層頂面深度構造圖建立各氣組的地質模型并進行粗化處理，將三維地質模型轉化為氣藏模型，再將氣藏流體資料、相滲曲線、壓力數據定義到氣藏模型中進行氣藏模型初始化，建立了L 氣田3 井區的油藏數值模型（見圖3）。在模型里，對應油藏工程計算方法設計方案，分別設計了Ⅰ上氣組射開50%、100%時，Ⅳ氣組射開比例長度為10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二個優化方案，從數模方法計算結果來看，Ⅰ上氣組射開50%時穩產時間較長，累產更多，通過模型含氣飽和度時間變化，分析認為產生此結果的原因是Ⅰ上氣組射開100%時，后期可能會因為地層水通過底部高滲層突進，造成氣井產量下降更快，穩產期變短。

圖3 L 氣田3 井區含氣飽和度分布圖

將數值模擬結果與油藏工程方法計算的結果進行綜合比較，從氣田長期開發效果出發，最終確定了累產氣最多、穩產期最長的方案三（Ⅰ上氣組射開50%）作為A6 井射孔方案（見表1）。從模擬結果來看，氣組可穩產18 年左右，采出程度70.7%，符合海上水驅氣田開發規律。

通過上述均衡優化設計方法，結合油藏工程計算方法及數值模擬方法設計水驅氣藏生產井的射孔方案，通過優化射孔位置和射孔長度，使合采氣組之間的產能比和配產比基本一致，最大程度規避了水侵水竄對氣井生產的影響，延長了無水采氣期和穩產年限，提高了氣田采收率。

4 結論

（1）在儲層有效動用的前提下，不同類型水驅氣田的出水規律和主控因素不同，導致其經驗采氣速度和標定采收率也略有不同。

（2）L 氣田為高孔高滲高產的大型深水氣田，針對不同井區的氣藏驅動類型應制定不同開發策略，控制合理采氣速度、延緩生產井見水時間是高效開發的關鍵。

（3）通過均衡優化設計L 氣田3 井區生產井A6 的射孔方案，結合油藏工程計算方法以及數值模擬計算的結果，認為射開黃流組Ⅰ上氣組50%氣層厚度、Ⅳ氣組25%氣層厚度的方案最優，能一定程度地減少見水風險、延緩見水時間、提高氣組采收率。