跨境碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)對策研究

劉勇　李明秋　楊洪志　鐘兵　朱文旭　吳建發(fā)

（中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，四川成都　610051）

跨境碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)對策研究

劉勇李明秋楊洪志鐘兵朱文旭吳建發(fā)

（中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，四川成都610051）

G氣藏位于T國與W國邊境，跨境兩國合采是其顯著特點，由于對方強(qiáng)采已經(jīng)造成了己方資源流失。為了保障本區(qū)投資的經(jīng)濟(jì)效益，有效遏制對方強(qiáng)采，需要明確對方強(qiáng)采規(guī)模及對己方的影響。通過動靜結(jié)合多條件約束建立精細(xì)地質(zhì)模型，深入認(rèn)識跨境氣藏地質(zhì)特征，明確區(qū)塊剩余儲量分布規(guī)律，掌握對方強(qiáng)采規(guī)模及己方損失程度，制定出針對性的技術(shù)對策。

開發(fā)技術(shù)數(shù)值模擬強(qiáng)采規(guī)模剩余儲量跨境氣藏

0　引言

由于沉積及成藏的宏觀性，使得油氣藏的分布往往不受地面人為劃定的各類界限所控，常常造成同一油氣藏由不同公司、不同礦權(quán)人甚至不同國家共同開采資源。對于這一類油氣藏的開發(fā)技術(shù)政策制定往往受到法律、政治、經(jīng)濟(jì)等多因素的綜合影響而變得異常復(fù)雜，但如何預(yù)估他方開采規(guī)模從而制定針對性的技術(shù)對策，保證己方資源利用最大化，減少他方生產(chǎn)造成的己方經(jīng)濟(jì)損失是首要解決的難題。

G氣藏位于T國與W國邊境，跨境兩國合采是其顯著特點。從T方已完鉆井測試情況看，無阻流量均在100×104m3／d以上，最高達(dá)到630×104m3／d，顯示出巨大的勘探開發(fā)潛力［1-2］。但近年發(fā)現(xiàn)W方不斷加強(qiáng)近邊境區(qū)開發(fā)規(guī)模，使得T方氣藏地層壓力持續(xù)下降，如何快速制定開發(fā)技術(shù)對策來有效應(yīng)對W方強(qiáng)采顯的極為迫切。

1　準(zhǔn)確把握氣藏儲量基礎(chǔ)

G氣藏為斷背斜構(gòu)造圈閉氣藏，構(gòu)造主體在T國，構(gòu)造東北翼位于W國境內(nèi)。近東西方向為走滑斷裂，斷距小，落差20 m左右；近南北方向為逆斷層切割構(gòu)造主體，斷層落差30～200 m，為區(qū)域主斷層（圖1）。構(gòu)造高點海拔-3 150 m，位于G-21井以北，最低圈閉線-3 400 m，圈閉閉合高度250 m，閉合面積43.51 km2，W國內(nèi)構(gòu)造圈閉面積28.75 km2。

該氣藏儲層巖性為生屑砂屑灰?guī)r，溶孔、溶洞和裂縫是主要的儲集空間，基質(zhì)平均孔隙度為5.5%，滲透率為0.95 mD，儲層表現(xiàn)中孔低滲特征［3-4］。該區(qū)域位于兩條大斷層交接處，裂縫及溶蝕孔洞相對發(fā)育［5-6］（G-2、G-5、G-7、G-21等井鉆至儲層頂面均發(fā)生較大規(guī)模的鉆井液漏失），儲層連通性較好，氣藏儲層類型為裂縫—孔隙型［7］。

由于區(qū)塊最低構(gòu)造圈閉線跨越兩國邊境，從井位平面分布上看，W方井位部署明顯具有沿邊境、近邊境的特點，且在邊境處井間距離已小于1.5 km，明顯具有快采、強(qiáng)采的跡象（圖1）。通過儲量計算，G氣藏位于T國內(nèi)儲量為108.53×108m3，位于W國內(nèi)儲量為40×108m3左右。

2　量化邊境氣藏強(qiáng)采規(guī)模

2.1壓力檢測表明W方強(qiáng)采規(guī)模正在逐步加大

從T方完鉆井G-21、G-22井關(guān)井地層壓力檢測表明，G-21、G-22井壓力同步下降，G-21井總體月壓降0.5 MPa，G-22井總體月壓降0.58 MPa，月壓降速度最大達(dá)0.6～1.5 MPa，與W方同期大量井投產(chǎn)相吻合，并且后期仍在提高采速，壓力年下降率達(dá)到10%～20%（圖1）。

另外，該區(qū)域單井測試產(chǎn)量較高且不產(chǎn)水，單井初期配產(chǎn)相對較大。目前W方邊境18口完鉆井，T方僅4口老井可投入生產(chǎn)。對比W方現(xiàn)有的儲量基礎(chǔ)，明顯具有不匹配的特征，也就是說現(xiàn)有的儲量基礎(chǔ)不足以支撐目前較多的投產(chǎn)井?dāng)?shù)量。并且，從邊境巡檢反饋的信息表明，W方繼續(xù)加大鉆機(jī)投入的數(shù)量，部分新鉆井點甚至目視可見，表明對方強(qiáng)采規(guī)模正在逐步加大。

圖1　氣井壓力降低趨勢圖

2.2建立精細(xì)地質(zhì)模型，擬合W國儲量基礎(chǔ)

利用Petrel軟件對G氣藏進(jìn)行了地質(zhì)建模。主要利用地質(zhì)、地震、測井、測試動態(tài)等多種信息，井點以單井地質(zhì)和測井資料作為硬約束條件，井間以三維地震解釋層面和斷層作為約束條件建立構(gòu)造模型，在構(gòu)造模型基礎(chǔ)上以地震反演和地震屬性作為約束條件建立巖相分布模型，然后進(jìn)行巖相模型控制下的孔隙度建模和孔隙度模型約束下的滲透率建模（圖2）。

通過建立的精細(xì)三維地質(zhì)模型開展數(shù)值模擬擬合［8］，以雙方共擁儲量148.53×108m3作為地質(zhì)基礎(chǔ)，按照目前的鉆井及已完井?dāng)?shù)，保守估計W方80%左右的開發(fā)井鉆井成功率，預(yù)計W方近兩年投產(chǎn)井?dāng)?shù)分別為14口和18口左右。

圖2　三維地質(zhì)模型圖

2.3W國強(qiáng)采規(guī)模預(yù)測

從近邊境井測試產(chǎn)量分析估計W方邊境單井平均測試產(chǎn)量不低于45×104m3／d，推算單井配產(chǎn)不低于20×104m3／d；通過W方不同的生產(chǎn)規(guī)模多次擬合G-21井、G-22井關(guān)井地層壓力（圖3），最終確定W方近兩年日產(chǎn)氣規(guī)模應(yīng)為290×104m3和450×104m3左右。

圖3　G-21、G-22井壓力擬合圖

3　明確資源流失程度

3.1剩余儲量分布

G氣田無論從構(gòu)造背景還是儲層分布及測試壓力分析來看，氣藏連通性較好。通過擬合得出W方目前日產(chǎn)規(guī)模為450×104m3，累產(chǎn)氣33.45×108m3，已占W方地質(zhì)儲量的84%，由于T方尚未投產(chǎn)，可以確定目前至少已采T方資源15.05×108m3，T方剩余儲量85.13×108m3。若不加措施，按照目前規(guī)模預(yù)計1年后W方累產(chǎn)氣達(dá)到56.94×108m3，T方資源流失38.87×108m3左右。

3.2開發(fā)井位部署

為有效應(yīng)對W方強(qiáng)采，保護(hù)己方資源，急需在邊境處盡快部署開發(fā)井，采用氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)單井高產(chǎn)相結(jié)合，應(yīng)對強(qiáng)采效果最佳，從而減少資源流失。

按照碳酸鹽巖氣藏開發(fā)的經(jīng)驗，井距一般控制在1～1.5 km。G氣田現(xiàn)有資料顯示，氣藏連通性好，受對方強(qiáng)采影響，壓力下降較快。為了抑制強(qiáng)采，邊界區(qū)域可以適當(dāng)縮小井距1 km左右，己方氣藏內(nèi)部可以適當(dāng)放大井距至2 km以上。

結(jié)合G地區(qū)儲層平面展布預(yù)測規(guī)律［9］、構(gòu)造及儲層物性平面分布特征［10］，設(shè)計了G-23、G-24、G-25、G-26四口井作為首批補(bǔ)充開發(fā)井井位。通過相干剖面、最大曲率剖面、孔隙度反演剖面驗證了設(shè)計井都處于氣藏有利位置（圖4）。

依據(jù)目前W方強(qiáng)采影響，應(yīng)優(yōu)先考慮鉆探G-23、G-24井。由于緊鄰兩國邊境，與現(xiàn)有老井一起投產(chǎn)后可有效抑制對方強(qiáng)采。

圖4　G氣藏地震儲層預(yù)測圖

4　制定針對性技術(shù)對策

4.1單井配產(chǎn)分析

按照現(xiàn)有穩(wěn)定試井參數(shù)，G-21井測試無阻流量為630×104m3／d，計算井底流壓20 MPa時瞬時產(chǎn)量為165×104m3／d、10 MPa時瞬時產(chǎn)量為253× 104m3／d，該井可配產(chǎn)100×104m3／d左右；同時，G-22井酸后無阻流量為147×104m3／d，計算井底流壓20 MPa時瞬時產(chǎn)量為40×104m3／d、10 MPa時瞬時產(chǎn)量62.5×104m3／d，該井可配產(chǎn)50×104m3／d左右（圖5）。

圖5　G-21井（左）、G-22井（右）井底流入動態(tài)曲線圖

對比新部署4口井與已完鉆井構(gòu)造位置、儲層物性參數(shù)，以及通過單井模擬計算不同配產(chǎn)規(guī)模，確定單井配產(chǎn)為（50～100）×104m3／d［11］。

4.2開采規(guī)模

依據(jù)對W方強(qiáng)采現(xiàn)狀的分析、強(qiáng)采規(guī)模的預(yù)測、目前己方剩余儲量評估、井網(wǎng)部署、單井配產(chǎn)等研究的基礎(chǔ)上，總體考慮采用氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)單井高采速相結(jié)合［12］，優(yōu)化設(shè)置多套方案進(jìn)行比選，最終優(yōu)選出井口定壓9.2 MPa，采氣規(guī)模180 ×104m3／d，采氣速度8.79%，年采氣6.1×108m3，穩(wěn)產(chǎn)期兩年，穩(wěn)產(chǎn)期末累計產(chǎn)氣12.39×108m3，采出程度達(dá)到17.8%（圖6）。結(jié)合W方目前開采規(guī)模以及預(yù)測期末累產(chǎn)氣，考慮流向?qū)Ψ綒饬浚瑢嶋H全氣藏采出程度預(yù)計高達(dá)80%以上。

圖6　G氣藏預(yù)測方案圖

預(yù)計3年后由于地層壓力下降，井口壓力持平輸壓，通過實施增壓開采進(jìn)一步提高氣藏采出程度，按井口2 MPa實施增壓，預(yù)測期末累產(chǎn)氣24.92× 108m3，采出程度35.8%。隨著對方不斷加大開采強(qiáng)度，會加大氣藏壓力降低幅度，預(yù)計增壓會提前，因此應(yīng)不斷加強(qiáng)邊境氣井的生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測工作。

5　結(jié)論

1）G氣藏主要為生屑砂屑灰?guī)r儲層，基質(zhì)平均孔隙度為5.5%，滲透率為0.95 mD。該區(qū)域位于兩條區(qū)域大斷層交接處，裂縫及溶蝕孔洞相對發(fā)育，儲層連通性較好。W方井位部署明顯具有沿邊境、近邊境的特點，壓力檢測表明具有快采、強(qiáng)采的跡象。

2）建立精細(xì)地質(zhì)模型擬合壓力損失，初步確定W方近兩年開采規(guī)模分別為290×104m3／d和450× 104m3／d左右，造成15.05×108m3左右資源流失。優(yōu)選近邊境處部署4口開發(fā)井進(jìn)一步提高開采規(guī)模，應(yīng)對W方強(qiáng)采，預(yù)計可累產(chǎn)氣24.92×108m3，整個氣藏采出程度達(dá)到80%。

3）采取氣田整體提產(chǎn)與邊境區(qū)提產(chǎn)相結(jié)合是應(yīng)對強(qiáng)采的關(guān)鍵。為了保障氣田高效開發(fā)實施，需加強(qiáng)氣藏邊境井的動態(tài)監(jiān)測和分析，進(jìn)一步明確對方強(qiáng)采規(guī)模的變化，適時調(diào)整開發(fā)技術(shù)對策。

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（編輯：李臻）

B

2095-1132（2015）06-0033-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.009

修訂回稿日期：2015－10－12

國家科技重大專項課題“復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)研究”（編號：2011ZX05015-003）。

劉勇（1981－），工程師，從事油氣藏地質(zhì)研究工作。E-mail：castledream@petrochina.com.cn。