縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏提高采收率關鍵技術

孫賀東 李世銀 劉志良 常寶華 沈春光 曹 雯

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油塔里木油田公司

0 引言

世界規模性海相碳酸鹽巖油氣勘探開發主要集中在中東、北美洲、澳洲、西亞等地區的上古生界及中新生界海相碳酸鹽巖中，主要儲集層類型亦多為原生孔隙型儲集層，其油氣藏地質特征與孔隙型砂巖儲集層的特征基本一致[1-2]。

與其他國家碳酸鹽巖油氣藏相比，中國碳酸鹽巖油氣藏地質時代老、埋藏深、經過多期構造運動改造[3-5]，原生孔隙損失殆盡，受多期不整合面和斷裂系統控制的巖溶儲集層和白云巖儲集層是主要的有效儲集層。 中國海相碳酸鹽巖資源豐富，主要以縫洞型碳酸鹽巖油氣藏為主，占探明儲量的2/3以上[6]。在塔里木盆地相繼發現了輪古[7]、塔河[8]、塔中Ⅰ號[9]等多個大型縫洞型碳酸鹽巖油氣田，含油氣面積超過2.0×104km2；在四川盆地川中、川南等地區二疊系、寒武系、震旦系發現了多個縫洞型碳酸鹽巖氣田[10-11]；在渤海灣盆地也發現了奧陶系碳酸鹽巖天然氣田[12-13]。該類油氣田的勘探開發無論是在開發理念[14-15]、開發技術[16-17]和開發方式[18]上，還是在儲集層結構描述[19-20]、滲流機理[21-23]等方面均與傳統的砂巖油氣藏、裂縫—孔隙型碳酸鹽巖油氣藏完全不同[24]。

塔里木盆地海相碳酸鹽巖地層主力層系主要為奧陶系和寒武系，地層分布時代老，經歷多期成藏、多期調整與改造，既富油又富氣，其中塔中Ⅰ號氣田是我國首個探明的億噸級縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏[25]，是近年來開發難度最大、技術要求最高的油氣田。該氣田地表為沙漠，儲層埋藏深（4 500～7 000 m），儲層分布非均質性極強、儲集滲流介質復雜多樣、流體性質復雜、氣藏靜態描述工作難度非常大，為儲量評價[26]、開發方案設計及開發動態分析[27]帶來了諸多挑戰：

1）儲集層埋藏深，精細描述難：碳酸鹽巖儲集層縫洞體發育及分布非均質性極強，充填程度、充填物類型及流體性質復雜多變，使得常規測井技術[28]和遠探測測井技術[29]遠遠不能滿足碳酸鹽巖儲集空間描述的需求；地震波響應特征復雜多變，很難獲得儲集層的定量參數，采用各類地震屬性預測碳酸鹽巖儲集層[30-31]，精度較低。儲集層埋藏深，地表以沙漠、戈壁、浮土為主，地層本身的濾波作用和表層衰減使得高頻能量吸收衰減嚴重，降低了地震分辨率，也降低了儲集層的識別精度。因此，應用地震資料對縫洞體進行識別、預測及刻畫的難度極大，縫洞的內部結構及充填特征更難以準確描述。

2）儲集體分散且形態各異，儲量評價、動用難：碳酸鹽巖儲集層非均質性極強，呈現“大氣田、小氣藏”特征，儲集層厚度、孔隙度及氣水界面等都難以定量描述，若利用常規容積法評價碳酸鹽巖儲量會造成計算結果顯著偏大。與生產動態特征[32]相結合的縫洞雕刻容積法體現了儲集層的強非均質性特征，是對碳酸鹽巖儲量計算的有益探索。碳酸鹽巖儲集層縫洞體發育及分布非均質性極強，每個單獨縫洞體單獨成藏，前期采用“貼頭皮、占高點、水平井、分段改造”的井位部署思路取得較好的建產效果。隨著目標縫洞體越打越小，建產井位優選難度持續加大，提高儲量動用程度面臨極大挑戰。

以動態補靜態，靜態與動態緊密結合提高氣藏描述精度，是這類氣藏科學開發的重要技術手段[33-34]。近10年來，針對強非均質復雜碳酸鹽巖氣藏在儲層動態評價方面的難題，攻關形成的動態描述及提高采收率技術體系，較好地滿足了這類復雜氣藏有效開發的迫切需求。

1 縫洞型碳酸鹽巖氣藏動態描述技術

1.1 縫洞體形態動靜迭代識別刻畫技術

針對沙漠覆蓋區能量衰減強、地震資料品質差等問題，研發了強衰減強干擾沙漠地表潛水面下激發和小面元接收的地震采集方法，形成了以寬頻、寬方位、高密度（即“兩寬一高”）為核心的沙漠強衰減區三維高精度地震成像技術，較大幅度提升了地震資料品質與縫洞體成像精度，為縫洞體的刻畫奠定了基礎。在縫洞體成像的基礎上，提出三維數值試井分析思想，形成縫洞體形態動靜迭代識別刻畫技術，分析流程如下：

1）首先進行地震屬性體與地震反演體相結合的縫洞雕刻，結合波阻抗與孔隙度的相關性建立地震反演孔隙度模型。

2）根據孔隙度模型將儲集層在平面上分區（m區），縱向上分層（n層），將縫洞體分為儲層物性不同的m×n個區域。縱向上的非均質性由地震反演屬性控制，結合全區試井滲透率與孔隙度關系，確定分層參數的初值。

3）根據縫洞體體積或單井/井組生產動態初步確定模型動態儲量的大小。

4）基于動態儲量和平面分區情況，采用二維數值試井方法初步確定分區參數。

5）以雙對數曲線擬合及長期生產歷史擬合為約束，基于二維數值試井初擬合參數，進行三維數值試井分析。

6）通過動靜迭代擬合，不斷完善三維模型，確定儲集層參數、動態儲量，預測生產動態。

動靜迭代三維數值試井分析既考慮了儲集層平面的非均質性，又考慮了縱向的非均質性，問題的數學描述更加接近實際。縱向多層、橫向非均質氣藏模擬數據表明：較解析試井分析和二維數值試井分析，三維數值試井分析結果更為可靠（圖1）。

圖1 解析、二維數值、三維數值試井模型及結果對比分析圖

靜態資料表明ZG11井僅控制1個縫洞體（氣藏），通過靜態和生產動態相結合迭代分析，以及開發指標歷史擬合認識到該井周圍有3個氣藏，這一認識在側鉆兩個縫洞體均獲高產后得到驗證（圖2）。

圖2 ZG11井動靜迭代示意圖

塔中Ⅰ號氣田試井雙對數曲線主要呈現出外圍變差復合模型、井鉆遇高滲裂縫、不滲邊界等特征，或呈現上述類型的隨機組合特征（圖3）。僅從雙對數曲線分析，解釋結果具有多解性。以ZG14-1井為例，其動態特征模式可能有3種：①井點A鉆遇內好外差的復合儲集層模型內區；②井點B鉆遇存在多個高滲區的非高滲區域；③井點B鉆遇存在多個高滲區的裂縫區域。對應的圖形分別為圖4中可能動態模型的左、中和右圖。將動態模式與縫洞體相對照，第3種動態模式與縫洞體形態基本符合，進而采用上述分析方法實現對ZG14-1井儲層特征的正確解讀。

圖3 塔中Ⅰ號氣田試井雙對數曲線類型圖

圖4 塔中Ⅰ號氣田典型井動靜結合縫洞雕刻示意圖

通過分析塔中Ⅰ號氣田257口井的動靜態資料，不但識別了縫洞體形態，而且判斷出儲集體類型以洞穴型和裂縫—孔洞型為主，洞穴型占比超過82%。試井解釋地層系數平均值僅為415 mD·m，滲透率平均為13.1 mD，屬于中低滲透率油氣藏。從高產井第一年平均產量（5～13）×104m3/d及生產壓差（4～10）MPa來看，也表現出中低滲透率氣藏的特征。

1.2 縫洞體油氣動態儲量評價技術

通過縫洞體動靜迭代識別刻畫技術，比較精準地找到了縫洞體、刻畫了縫洞體的形狀，但是縫洞體體積多大，也就是動態儲量的大小，只能通過動態方法進行評價。

全生命周期三維數值試井分析和現代產量遞減分析相結合的縫洞體油氣動態儲量評價技術可以解決這類難題。若有試井數據，如1.1部分所述，利用三維數值試井分析技術，可以較準確地確定單井動態儲量，其本質也是物質平衡法。若僅有生產數據，可應用Blasingame方法為代表的現代產量遞減分析方法[32]分析縫洞型碳酸鹽巖氣井變流動壓力、變產量的復雜數據，進而計算單井或井組動態儲量。將上述兩種方法有機結合能夠有效解決塔中Ⅰ號氣田動態儲量評價這一難題。由于綜合壓縮系數與動態儲量結果成反比，因此計算過程中應注意該系數的取值。

塔中Ⅰ號氣田200多口井動態儲量區間分布如圖5所示，單井動態儲量天然氣平均為1.0×108m3、凝析油平均為7.0×104t。

圖5 塔中Ⅰ號氣田單井動態儲量曲線圖

計算結果表明高效井、有效井、低效井的地震振幅能量（RMS）、孔隙度、雕刻體積依次呈變小趨勢；動態儲量基本與RMS成正比，與雕刻體積呈線性關系。當RMS＞4 000時，高效井、有效井的概率是88%（圖 6）。

圖6 單井動態儲量與RMS雕刻體積關系圖

針對塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲集層特征以及生產狀況的復雜性形成的凝析氣藏動態儲量評價分析技術，能夠降低動態儲量評價的不確定性，進一步與靜態信息相結合能較好評價儲集層參數，為一井多靶點、靶點接替建產立體開發模式奠定了基礎。

綜上所述，在動態儲量評價、遞減率評價的基礎上，分別采用以試井資料和地質認識為基礎的數值試井方法、以生產動態資料為基礎的現代產量遞減分析方法、以物質平衡理論和PVT實驗資料為基礎的氣藏工程指標預測方法對塔中Ⅰ號氣田單井或單元的開發關鍵指標進行預測。結果表明：塔中Ⅰ號氣田單井天然氣可采儲量平均為0.62×108m3，凝析油平均為2.0×104t。天然氣采出程度平均為57.3%，凝析油采出程度平均為28.8%（圖7）。指標預測符合率較之前提高了20%以上（60%～85%）。

圖7 塔中Ⅰ號氣田可采儲量預測圖

2 縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏提高儲量動用技術

2.1 “一井多靶、立體開發”提高儲量動用技術

塔中Ⅰ號氣田動態描述結果表明：縫洞體極度分散，基本上是一井一藏；單井控制動態儲量小，平均為1.0×108m3，在同一產層中各系統之間互不連通，并有各自的油氣水界面和原始地層壓力；在已開采枯竭的縫洞系統附近，仍可鉆獲保持原始地層壓力的新縫洞系統；而一旦丟掉鉆井剖面上的一個縫洞型儲層，就有可能丟掉一個油氣藏，而該氣藏又很難由其他鉆井發現。因此，一井多靶點、靶點接替建產立體開發模式是此類氣藏高效開發的必由之路。

近5年以來，圍繞富油氣區帶再評價，在儲層動態描述的基礎上，探索形成“短半徑、穿斷裂、多靶點、微側鉆”的不規則立體開發模式，部署老井側鉆20余口，使得有效及高效井部署成功率提高了26%（由2012年的65%提升至2019年的91.8%），已成為該區塊持續穩產重要手段之一。

2.2 氣舉降壓提高采收率技術

受縫洞連通結構復雜性和儲集體規模相對較小影響，縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏注氣保壓提高凝析油采收率開發經濟性一般。

縫洞介質中凝析氣藏壓力衰竭過程中凝析油的析出機理和微觀賦存狀態實驗結果表明，凝析油主要以網絡狀和多孔狀賦存，占比超過85%，油相相對集中，受到重力分異作用主導。

基于該認識，通過利用產出凝析氣進行循環氣舉，可有效降低廢棄壓力，提高油氣采收率。塔中I號氣田以縫洞介質重力主導下反凝析聚集機理為理論指導，發揮氣源優勢，明確提出以自產氣循環氣舉降壓為主體的提高油氣采收率及其配套技術，形成了單井、鄰井及多井三種撬裝化地面工藝和轉氣舉管柱、過油管定點射孔兩種井下管柱工藝。

2.2.1 氣舉降壓

氣舉降壓采油氣對塔中I號凝析氣藏適應性強，規模效益顯著。結果表明：多縫洞型儲集空間類型氣舉提高采收率效果好于單縫洞型，裂縫孔洞型最差，除低含凝析油凝析氣藏外，其他類型凝析氣藏均能達到較好的措施效果（圖8）。

圖8 不同儲集空間類型氣舉降壓開發效果直方圖

以塔中26-H8井為例，該井鉆探目標為良里塔格組礁灘復合體弱反射，水平段662.77 m，油氣段245.00 m，顯示率37%，井底漏失476.62 m3，經5段分段酸壓改造后自噴投產，PVT分析表明該井凝析油含量416.27 cm3/m3，最大反凝析液量為12.95%，為高含凝析油的凝析氣藏，露點壓力為53.68 MPa，與地層壓力相當，保壓開發難度較大。該井自2012年7月2日自噴投產，至2015年5月，氣油比間斷性攀升，生產動態表現出反凝析階段，2016年6月轉過油管射孔氣舉作業，射孔深度3 800 m，氣舉前該井連續帶水自噴生產1 337 d，階段產氣0.78×108m3，階段產油2.94×104t，停噴后轉氣舉連續生產1 328 d，階段產氣0.17×108m3，階段產油0.25×104t，取得較好的增產效果。動態儲量評價及靜壓監測表明，隨著開發過程的進行，凝析氣單井動態儲量從1.52×108m3增加至1.89×108m3，凝析油單井動態儲量從10.6×104t增加至13.18×104t，同時該井的廢棄壓力由自噴衰竭時20.04 MPa，下降至氣舉降壓結束時的15.56 MPa，氣舉降壓開發不僅可以降低氣藏的廢棄壓力，還可促進外圍縫洞儲集體逐漸補給油氣，提高儲量動用程度。

2.2.2 兩種井下管柱作業

為保證停噴后轉氣舉作業投資回報率，結合單井后期開發潛力評價，形成兩種井下管柱作業工藝—過油管定點射孔和下氣舉閥井下作業。

過油管定點射孔工藝適合生產后期地層供液能力較差、生產周期短、含硫化氫較低的單井；優點是作業時間短、作業成本低，缺點是油套連通、套管有被腐蝕的可能，截至目前，在已實施的38口井中暫未發現因過油管定點射孔導致套管被腐蝕穿孔的現象發生。

下氣舉閥井下作業適合生產后期地層供液能力較強、作業周期長、含硫化氫較高的單井；優點是井筒完整性好、保護套管，缺點是作業成本較高、存在油管被硫化氫腐蝕穿孔和管柱斷脫的問題，目前正在開展小油管同心氣舉和鍍鎢合金油管試驗，以解決管柱斷脫的問題。

2.2.3 三種撬裝化地面工藝

針對塔中井位分散、井距大的問題，堅持以地面為依托，充分利用現場設施，探索形成3種地面配套工藝：鄰井氣舉、單井撬裝化循環氣舉、多井撬裝化集中循環氣舉。

鄰井氣舉優選利用高壓、高產氣井作為氣源井，對鄰井氣舉。該方法適用于井距較小，且周邊氣源氣井生產穩定持久的井況，可充分依靠周邊井天然能量氣舉，節能且節省地面設備設施配套投資。

單井氣舉依托單井CNG回收站點（或新建）16 MPa、（3～6）×104m3壓縮機組，將單井自生氣增壓后氣舉，主要適用于相對分散的邊緣井。

多井氣舉以集中試采站點（或新建）為依托，對（3～6）×104m3壓縮機組配套組合，對集中匯總的低壓氣增壓后通過注氣管網分散至周邊各單井進行氣舉，周邊生產井產出氣再集中進站循環利用；主要適用于周邊單井相對集中的各生產小區塊。

撬裝化氣舉地面工藝可配套低壓集輸流程，有效提升氣舉井生產效率；具有占地小、便捷拆裝、可重復利用等特點，以及建設投資小、施工周期短等優勢。

目前塔中已建成29個配套氣舉站點，氣舉試驗及推廣應用89井次（鄰井氣舉井2口，單井撬裝化循環氣舉井14口，多井撬裝化集中循環氣舉井73口）、產油 61.52×104t、產氣 6.98×108m3；排水采油氣試驗及應用27井次、產油8.51×104t、產氣2.61×108m3；氣舉及排水采油氣創造利潤4.87億元，取得了良好的經濟社會效益。

3 結論

縫洞型碳酸鹽巖氣藏提高采收率技術較好解決了復雜碳酸鹽巖儲層的精細描述、儲量有效動用及降低廢棄壓力等難題，促進了塔中Ⅰ號凝析氣田科學合理開發，帶來了良好的經濟效益，對我國超深縫洞型碳酸鹽巖油氣藏的氣藏評價和有效開發起到了良好的示范作用。

1） 動態儲量評價準確率提高20%以上，關鍵指標預測符合率提高20%以上。

2）探索形成“短半徑、穿斷裂、多靶點、微側鉆”的不規則立體開發模式，使得有效及高效井部署成功率提高了26%。

3）下一步應在難采儲量的有效動用、注氣提高凝析油采收率方面進行更深入的研究，持續推動縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏精細描述與科學高效開發技術進步。