開(kāi)發(fā)中后期氣田產(chǎn)能挖潛技術(shù)對(duì)策
——以四川盆地東部五百梯氣田石炭系氣藏為例

賈愛(ài)林，孟德偉，何東博，王國(guó)亭，郭建林，閆海軍，郭智

（中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083）

開(kāi)發(fā)中后期氣田產(chǎn)能挖潛技術(shù)對(duì)策
——以四川盆地東部五百梯氣田石炭系氣藏為例

賈愛(ài)林，孟德偉，何東博，王國(guó)亭，郭建林，閆海軍，郭智

（中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083）

以四川盆地東部五百梯氣田為例，針對(duì)開(kāi)發(fā)中后期氣田面臨的開(kāi)發(fā)不均衡、低滲低效儲(chǔ)量多且動(dòng)用程度低、氣井動(dòng)態(tài)產(chǎn)能變化導(dǎo)致配產(chǎn)不合理、氣井普遍產(chǎn)水、富集區(qū)采出程度高且綜合遞減率高及缺少新的儲(chǔ)量動(dòng)用評(píng)價(jià)和剩余儲(chǔ)量分布預(yù)測(cè)方法等主要問(wèn)題，提出五百梯氣田開(kāi)發(fā)后期技術(shù)對(duì)策。技術(shù)對(duì)策主要有：①地層劃分與構(gòu)造描述，依據(jù)地震解釋資料精細(xì)刻畫斷層及構(gòu)造起伏變化；②儲(chǔ)滲單元?jiǎng)澐趾投勘碚鳎瑒?dòng)、靜態(tài)結(jié)合評(píng)價(jià)儲(chǔ)滲體形態(tài)、尺度、連通性及含氣規(guī)模；③流體分布及動(dòng)態(tài)響應(yīng)分析，綜合構(gòu)造、儲(chǔ)集層及氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，分析確定氣藏氣水分布規(guī)律；④儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)與產(chǎn)能復(fù)核，從靜態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量角度評(píng)價(jià)氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用情況及剩余可動(dòng)儲(chǔ)量規(guī)模，明確下一步動(dòng)用方向，校正氣井產(chǎn)能，指導(dǎo)氣井開(kāi)發(fā)后期合理生產(chǎn)制度的確定；⑤靜態(tài)地質(zhì)模型建立及動(dòng)態(tài)修正，利用精細(xì)三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬手段預(yù)測(cè)氣藏壓力及剩余儲(chǔ)量分布特征；⑥剩余儲(chǔ)量預(yù)測(cè)及分類評(píng)價(jià)，結(jié)合動(dòng)態(tài)修正后的預(yù)測(cè)模型，開(kāi)展剩余儲(chǔ)量分類評(píng)價(jià)，指導(dǎo)產(chǎn)能挖潛部署；⑦采氣工藝技術(shù)及工具研發(fā)，針對(duì)開(kāi)發(fā)中后期氣田的現(xiàn)狀，提出針對(duì)性的采氣工藝技術(shù)并研發(fā)了配套工具。圖11表3參29

四川盆地東部；五百梯氣田；儲(chǔ)集層描述；氣田開(kāi)發(fā)；剩余儲(chǔ)量；產(chǎn)能挖潛；技術(shù)對(duì)策

0 引言

中國(guó)天然氣資源豐富，經(jīng)過(guò)30余年勘探開(kāi)發(fā)，發(fā)現(xiàn)了數(shù)百個(gè)規(guī)模不同的氣田，主要分布在塔里木、四川、鄂爾多斯、東海、柴達(dá)木、松遼、鶯歌海、瓊東南和渤海灣等9個(gè)盆地[1-6]。每個(gè)氣田的開(kāi)發(fā)均會(huì)經(jīng)歷前期建產(chǎn)、中期穩(wěn)產(chǎn)及后期遞減 3個(gè)階段，每個(gè)開(kāi)發(fā)階段都會(huì)表現(xiàn)出不同的開(kāi)發(fā)規(guī)律和生產(chǎn)特征。氣田開(kāi)發(fā)前期通過(guò)儲(chǔ)集層特征評(píng)價(jià)、開(kāi)發(fā)方案編制等技術(shù)手段認(rèn)識(shí)氣田生產(chǎn)規(guī)律，制定合理的生產(chǎn)管理措施[7-12]，氣田開(kāi)發(fā)至中后期，在儲(chǔ)集層氣水關(guān)系、氣井生產(chǎn)指標(biāo)、合理產(chǎn)能規(guī)模等方面較前期均發(fā)生了較大變化，而目前針對(duì)開(kāi)發(fā)中后期氣田尚沒(méi)有形成系統(tǒng)完善的生產(chǎn)規(guī)律認(rèn)識(shí)及產(chǎn)能挖潛技術(shù)對(duì)策，更多的是對(duì)單一問(wèn)題進(jìn)行研究，如儲(chǔ)集層發(fā)育、氣藏富集特征及控制因素[13-16]，沉積微相精細(xì)劃分及識(shí)別[17-19]，開(kāi)采方式適應(yīng)性及增產(chǎn)措施效果分析[20]，合理井網(wǎng)井距的確定[21]等。但隨著天然氣開(kāi)發(fā)的不斷推進(jìn)，越來(lái)越多的氣田已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，如靖邊、克拉 2和榆林氣田已步入開(kāi)發(fā)中期，臥龍河、相國(guó)寺、五百梯等已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，其中以四川東部地區(qū)（川東地區(qū)）氣田石炭系氣藏最為典型。老氣田在緩解天然氣產(chǎn)出與需求之間矛盾，克服新增儲(chǔ)量逐年減少、品質(zhì)逐年下降的困難中仍然起著不可替代的作用，因此，對(duì)老氣田實(shí)施資源與產(chǎn)能挖潛，加深認(rèn)識(shí)老氣田生產(chǎn)規(guī)律，力爭(zhēng)維持穩(wěn)產(chǎn)及延緩遞減十分重要。本文以川東五百梯氣田石炭系氣藏為例，以儲(chǔ)集層精細(xì)描述為基礎(chǔ)，結(jié)合氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，應(yīng)用三維地質(zhì)建模與數(shù)值模擬技術(shù)手段，重新認(rèn)識(shí)和刻畫氣藏儲(chǔ)滲單元、流體分布，評(píng)價(jià)儲(chǔ)量動(dòng)用程度，明確剩余儲(chǔ)量分布，形成系統(tǒng)的老氣田產(chǎn)能挖潛技術(shù)對(duì)策，為老氣田持續(xù)有效開(kāi)發(fā)提供參考。

1 研究背景

石炭系氣藏作為四川氣田群的主力產(chǎn)層，集中分布于川東高陡構(gòu)造帶，埋藏深度為4 000～5 600 m，與上覆二疊系和下伏志留系假整合接觸，劃分為下石炭統(tǒng)河州組和上石炭統(tǒng)黃龍組，其中河州組僅在云陽(yáng)—建南一帶零星分布，而黃龍組在區(qū)域內(nèi)廣泛分布[17,19]。川東石炭系共發(fā)現(xiàn)了33個(gè)氣田，包括2個(gè)大型氣田，五百梯氣田即為其中之一，五百梯氣田位于開(kāi)江古隆起的邊緣，開(kāi)江縣和重慶市開(kāi)縣境內(nèi)（見(jiàn)圖 1），屬于川東大天池高陡構(gòu)造帶北傾末端的一個(gè)局部構(gòu)造，為短軸狀背斜，長(zhǎng)約24.0 km，寬約6.5 km。石炭系厚度較薄，加之后期剝蝕嚴(yán)重，局部厚度變化較大，總體呈殘丘狀分布，根據(jù)完鉆氣井統(tǒng)計(jì)分析石炭系厚度多在35 m以下，個(gè)別殘厚不足10 m。從第1口氣井天東2井投產(chǎn)至今，氣田開(kāi)發(fā)24年，共完鉆氣井50余口，累計(jì)產(chǎn)氣約170×108m3，累計(jì)產(chǎn)水約25×104m3。

圖1 五百梯氣田構(gòu)造位置

2 開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題

經(jīng)過(guò)30多年的勘探開(kāi)發(fā)，石炭系氣藏開(kāi)發(fā)效果非常好：①單井產(chǎn)量高，單井產(chǎn)量大于10×104m3/d的氣井近 60口；②穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，氣田穩(wěn)產(chǎn)年限普遍達(dá)到10～12年，如臥龍河氣田、福成寨氣田等；③采收率高，如相國(guó)寺、張家場(chǎng)等氣田目前技術(shù)可采儲(chǔ)量采出程度已達(dá)到 90%以上；④投資回報(bào)率高，多數(shù)石炭系氣藏投資回報(bào)率均大于15%。2000年以來(lái)，石炭系氣藏年采氣量一直占中國(guó)石油西南油氣田公司年產(chǎn)量的43%～55%。但取得好的開(kāi)發(fā)效果的同時(shí)，持續(xù)高強(qiáng)度的開(kāi)發(fā)也暴露出了較多的問(wèn)題，這些問(wèn)題嚴(yán)重影響著氣田后續(xù)的穩(wěn)定高效開(kāi)發(fā)及進(jìn)一步的資源、產(chǎn)能挖潛，歸納起來(lái)主要有：①生產(chǎn)規(guī)律認(rèn)識(shí)不清，氣藏開(kāi)發(fā)不均衡；②低滲低效儲(chǔ)量多且分布廣泛，動(dòng)用程度低；③氣井動(dòng)態(tài)產(chǎn)能不明確，配產(chǎn)不合理；④地層壓力下降嚴(yán)重，氣井普遍產(chǎn)水；⑤富集區(qū)采出程度高，綜合遞減率高；⑥缺少新的儲(chǔ)量動(dòng)用評(píng)價(jià)及剩余儲(chǔ)量分布預(yù)測(cè)方法。

3 挖潛技術(shù)對(duì)策

3.1 地層劃分與構(gòu)造描述

五百梯氣田石炭系氣藏地層主要為咸化潟湖相碳酸鹽巖沉積，巖石類型主要有粒屑云巖、細(xì)粉晶云巖、角礫云巖、角礫灰?guī)r及去膏去云化灰?guī)r等[19,22]。地層底部假整合于志留系風(fēng)化殼之上，頂部因黔桂運(yùn)動(dòng)遭受剝蝕而僅殘存上石炭統(tǒng)黃龍組的部分地層，測(cè)井響應(yīng)主要表現(xiàn)為高電阻率、低自然伽馬的特征，與下伏志留系灰綠色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖及上覆二疊系黑色頁(yè)巖的高自然伽馬、低電阻率特征具有明顯的分界。依據(jù)巖電特征，縱向上將石炭系黃龍組細(xì)分為 3段：C2hl1（上石炭統(tǒng)黃龍組一段）、C2hl2（上石炭統(tǒng)黃龍組二段）和C2hl3（上石炭統(tǒng)黃龍組三段）（見(jiàn)圖2），其中C2hl2段為氣田主力產(chǎn)層。地層厚度發(fā)育總體較穩(wěn)定，一般為25～35 m，由東南向西北逐漸減薄，構(gòu)造北西翼及西南傾末端存在大面積地層剝蝕，導(dǎo)致西南端地層最薄。

圖2 td16井黃龍組測(cè)井解釋圖

根據(jù)三維地震解釋，五百梯氣田下二疊統(tǒng)底界構(gòu)造為一短軸狀背斜，軸向北東向，軸部為被斷層復(fù)雜化的多高點(diǎn)短軸狀潛伏背斜。構(gòu)造東北端舒展，西南端收斂，東南翼以 8°～20°的傾角緩慢下傾至南雅向斜，西北翼下傾至大方寺向斜。五百梯氣田發(fā)育多條斷層，其中 3條貫穿氣田的主斷層將整個(gè)構(gòu)造分成 4個(gè)相對(duì)獨(dú)立的圈閉，圈閉間上下交錯(cuò)，地層起伏變化大（見(jiàn)圖 3），③號(hào)斷層以東海拔-4 700 m 以淺圈閉為氣田最大的儲(chǔ)量富集區(qū)及目前氣田高效開(kāi)發(fā)的主體區(qū)。

3.2 儲(chǔ)滲單元?jiǎng)澐趾投勘碚?/h3>

對(duì)氣田儲(chǔ)滲單元分級(jí)分類描述，綜合考慮氣藏、氣井的靜動(dòng)態(tài)特征，評(píng)價(jià)儲(chǔ)滲體形態(tài)、尺度及接觸關(guān)系，落實(shí)儲(chǔ)集層單元的連通性、大小及分布特征，有助于提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)的精度，并為最終的產(chǎn)能挖潛提供目標(biāo)參考。通過(guò)對(duì)巖心、薄片等資料的統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)孔隙、裂縫和洞穴三大類儲(chǔ)集空間在五百梯氣田石炭系儲(chǔ)集層均發(fā)育，且在平面和縱向上均表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性?？v向上，中粗孔隙、中大喉道、裂縫及溶孔、溶洞集中發(fā)育于C2hl2段，氣藏剖面顯示C2hl2段具分布連續(xù)性和成層性均較好的特點(diǎn)（見(jiàn)圖4），相鄰氣井之間都有很好的對(duì)比性，成段發(fā)育氣層和含氣層，而 C2hl1段和 C2hl3段則多發(fā)育儲(chǔ)集性和滲透性均較差的細(xì)孔小喉型和微孔微喉型孔隙，有效縫和溶孔、溶洞發(fā)育較少或幾乎不發(fā)育，很少形成氣層和含氣層。平面上，氣藏孔隙度和滲透率變化均較大，孔隙度高值區(qū)主要分布在構(gòu)造中段，平均超過(guò)8%；次高值區(qū)分布在構(gòu)造南段、中段及北段部分地區(qū)，平均7%左右；低值區(qū)分布在構(gòu)造端部和翼部，平均僅有3%；滲透率平面變化大，總體表現(xiàn)出“兩高兩低”的特征，與孔隙度分布較為一致，為此將五百梯氣田劃分為高滲區(qū)、次高滲區(qū)、南低滲區(qū)和北低滲區(qū) 4個(gè)區(qū)，平均滲透率分別為 6.53×10-3，4.86×10-3，2.67×10-3，0.44×10-3μm2（見(jiàn)圖3），該區(qū)域劃分也得到了氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的有效驗(yàn)證。

3.3 流體分布及動(dòng)態(tài)響應(yīng)分析

圖3 五百梯氣田平面區(qū)域劃分

圖4 五百梯氣田C2hl2段dt002-2井—td21井氣藏剖面（剖面位置見(jiàn)圖3）

五百梯氣田石炭系氣藏的流體分布較復(fù)雜，首先處于構(gòu)造主體高部位的氣井多數(shù)為帶水生產(chǎn)，化驗(yàn)分析顯示產(chǎn)出水均為凝析水；構(gòu)造的東、西北和東北端部均已完鉆純水井，通過(guò)研究純水井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，對(duì)產(chǎn)出水進(jìn)行化驗(yàn)分析，并結(jié)合三維地震解釋、測(cè)井響應(yīng)等靜態(tài)資料綜合評(píng)價(jià)，最終確定五百梯氣田石炭系氣藏存在邊水，且不同構(gòu)造部位的邊水氣水界面不同，總體可劃分為 3個(gè)邊水水體區(qū)：主體開(kāi)發(fā)區(qū)以東td8井周邊區(qū)域、td107井區(qū)和dt3、dt4井區(qū)（見(jiàn)圖5）。盡管氣藏受到邊水的包圍，但從氣藏整體壓降儲(chǔ)量線分析發(fā)現(xiàn)壓降線基本呈直線形態(tài)，并沒(méi)有出現(xiàn)上翹趨勢(shì)，說(shuō)明氣藏投產(chǎn)多年至目前，尚沒(méi)有出現(xiàn)邊水大面積推進(jìn)的現(xiàn)象（見(jiàn)圖6）。

針對(duì)構(gòu)造主體以東區(qū)域邊水，在氣田開(kāi)發(fā)初期由壓力系數(shù)經(jīng)驗(yàn)公式法確定氣水界面為-5 000～-4 750 m。氣田進(jìn)入開(kāi)發(fā)末期后通過(guò)氣井、水井的壓力交會(huì)分析，td61井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析及外圍純水井的地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)，最終確定氣水界面為-4 700 m（見(jiàn)圖5）。

圖5 五百梯氣田石炭系氣藏水體平面分布

圖6 五百梯氣田石炭系氣藏壓降儲(chǔ)量線

td107井區(qū)水體位于②、③號(hào)主斷層控制的狹長(zhǎng)斷塹區(qū)，td107井產(chǎn)水量高達(dá)500 m3/d，說(shuō)明水源距離近、水體活躍。td107井東南為③號(hào)斷層，斷層上盤全部為開(kāi)發(fā)井且生產(chǎn)多年未見(jiàn)地層水；西南方向構(gòu)造位置較高不應(yīng)為td107井水源方向；北西方向?yàn)棰谔?hào)斷層，垂直斷距達(dá)數(shù)百米，封閉性好。因此分析認(rèn)為水源只能是北東向，td107井北東向?yàn)橐痪植啃喟迹谔?hào)斷層上盤志留系泥巖的封閉作用較好，殘留地層水的可能性很大，且與td107井的產(chǎn)水特征十分吻合，從而確定該局部封閉斷凹即為td107井的水源區(qū)，同時(shí)根據(jù)氣井測(cè)井解釋確定氣水界面為-4 075 m。

dt2井區(qū)存在兩部分邊水水體，一是分布于氣藏構(gòu)造東北端與主體開(kāi)發(fā)區(qū)以東區(qū)域水體相連的邊水，氣水界面與構(gòu)造主體以東邊水相同，為-4 700 m；二是位于 dt3、dt4井區(qū)的半封閉類型水體，水體西、北方向被地層剝蝕區(qū)封閉，東南方向受①號(hào)斷層隔擋，僅在①號(hào)斷層?xùn)|北末端與dt2井區(qū)相連，通過(guò)地質(zhì)、地震綜合評(píng)價(jià)并結(jié)合純水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，確定氣水界面為-4 200 m（見(jiàn)圖5）。

3.4 儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)與產(chǎn)能復(fù)核

氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)包括地質(zhì)儲(chǔ)量和動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量?jī)煞矫鎯?nèi)容。明確氣藏儲(chǔ)量的分布特征和當(dāng)前的井控程度，落實(shí)可動(dòng)儲(chǔ)量及剩余可動(dòng)空間，為氣藏資源與產(chǎn)能挖潛提供依據(jù)。五百梯氣田石炭系氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)，總體開(kāi)采不均衡，產(chǎn)氣主要來(lái)自構(gòu)造高部位的氣井，外圍低滲區(qū)開(kāi)發(fā)滯后，開(kāi)發(fā)效果差，是氣藏主要的剩余儲(chǔ)量富集區(qū)和資源挖潛重點(diǎn)。為更加準(zhǔn)確地認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)氣田儲(chǔ)量動(dòng)用程度及剩余儲(chǔ)量分布，分別對(duì)高滲區(qū)、次高滲區(qū)、南低滲區(qū)及北低滲區(qū)（見(jiàn)圖3）進(jìn)行評(píng)價(jià)。地質(zhì)儲(chǔ)量主要通過(guò)獲取準(zhǔn)確的儲(chǔ)集層有效厚度、孔隙度、含氣飽和度及含氣面積等參數(shù)運(yùn)用容積法計(jì)算。

動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)包括單井集合和氣藏整體研究，通過(guò)分析對(duì)比最終確定目前氣井、氣藏控制的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量。單井集合是計(jì)算氣藏所有生產(chǎn)井的動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量后累加求和，對(duì)于開(kāi)發(fā)中后期氣田，氣井生產(chǎn)時(shí)間足夠長(zhǎng)，產(chǎn)量累計(jì)法、壓降法及產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法等均具有很好的適應(yīng)性；氣藏整體研究主要利用不同時(shí)間階段的地層壓力測(cè)試成果和相對(duì)應(yīng)的累計(jì)產(chǎn)量，通過(guò)壓降法求取。動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量具有隨著生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)不斷增長(zhǎng)的特征，但時(shí)間越長(zhǎng)，增長(zhǎng)速率越慢，特別對(duì)于開(kāi)發(fā)末期的氣田，在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下會(huì)逐漸趨于穩(wěn)定，趨于真實(shí)值[23]。

由五百梯氣田石炭系氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)結(jié)果（見(jiàn)表1），主高滲區(qū)、次高滲區(qū)的地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度分別為82.7%和88.3%，而南、北低滲區(qū)的地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度均低于20%，兩個(gè)低滲區(qū)的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占?xì)獠卣w的81.4%，剩余動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量?jī)H占17.4%，說(shuō)明低滲區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用效果差，高滲區(qū)仍是氣藏主要的產(chǎn)氣來(lái)源。另外高滲區(qū)及次高滲區(qū)的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量均大于其靜態(tài)儲(chǔ)量，高滲區(qū)td2、td016-1、td16等井氣井動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)泄流半徑均已延伸到低滲區(qū)，同時(shí)從高、低滲區(qū)井組壓力檢測(cè)及生產(chǎn)跟蹤分析，td2—td71—td67—td76井組、td16—td61井組及 td64—td72井組壓力下降同步，反映了高滲區(qū)氣井正在通過(guò)氣藏連通性對(duì)低滲區(qū)進(jìn)行動(dòng)用，但動(dòng)用程度有限，因此低滲區(qū)仍需加密布井增加儲(chǔ)量動(dòng)用。

表1 五百梯氣田石炭系氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)

對(duì)于開(kāi)發(fā)中后期氣田，氣井生產(chǎn)時(shí)間一般長(zhǎng)達(dá)數(shù)十年，地層壓力下降嚴(yán)重、供給不足造成氣井產(chǎn)能不斷降低，時(shí)間越長(zhǎng)降低越嚴(yán)重，因此對(duì)老氣田氣井產(chǎn)能復(fù)核計(jì)算十分必要，可指導(dǎo)氣井制定合理的生產(chǎn)制度。對(duì)于生產(chǎn)數(shù)十年的氣井再次進(jìn)行產(chǎn)能試井已不現(xiàn)實(shí)，因此多采用試井產(chǎn)能方程系數(shù)校正的方法實(shí)現(xiàn)老氣田氣井的產(chǎn)能復(fù)核，即針對(duì)早期實(shí)施產(chǎn)能試井的氣井，根據(jù)壓力下降導(dǎo)致的氣體黏度、壓縮因子等流體特征參數(shù)的變化對(duì)早期產(chǎn)能方程進(jìn)行校正，獲得當(dāng)前條件下的產(chǎn)能方程[24]。對(duì)于早期沒(méi)有實(shí)施產(chǎn)能試井的氣井，主要利用產(chǎn)能試井資料回歸建立適用于該區(qū)域的一點(diǎn)法產(chǎn)能公式評(píng)價(jià)（見(jiàn)圖 7）。同時(shí)對(duì)于氣井動(dòng)態(tài)產(chǎn)能評(píng)價(jià)問(wèn)題，采用莊惠農(nóng)建立的穩(wěn)定點(diǎn)二項(xiàng)式法同樣可以取得很好的效果[25]。

3.5 靜態(tài)地質(zhì)模型建立及動(dòng)態(tài)修正

三維靜態(tài)地質(zhì)模型是氣藏剩余儲(chǔ)量預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)的重要基礎(chǔ)，模型的準(zhǔn)確性直接影響預(yù)測(cè)成果的可靠程度。獲得靜態(tài)地質(zhì)模型是一個(gè)數(shù)據(jù)庫(kù)建立、整合的過(guò)程，準(zhǔn)確的地質(zhì)模型是氣井、地質(zhì)、地球物理、動(dòng)態(tài)一體化的結(jié)果，數(shù)據(jù)系統(tǒng)涵蓋鉆井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)、地震構(gòu)造解釋成果及儲(chǔ)集層反演數(shù)據(jù)等，最終描述氣藏儲(chǔ)集層格架和屬性參數(shù)場(chǎng)分布特征[26-27]。

圖7 五百梯氣田石炭系氣藏一點(diǎn)法產(chǎn)能評(píng)價(jià)

五百梯氣田石炭系氣藏構(gòu)造起伏大、地層厚度小、斷層復(fù)雜且地形高點(diǎn)多、局部地層剝蝕，建立構(gòu)造模型難度較大，建模過(guò)程中插值突變、層疊現(xiàn)象多有發(fā)生，為此在地震構(gòu)造解釋成果和井點(diǎn)分層數(shù)據(jù)共同控制的同時(shí)采用厚度等值圖約束，控制過(guò)程中對(duì)于水平井和大斜度井的地層厚度失真情況剔除不使用。為保證井間插值具有較好的連續(xù)性及真實(shí)反映構(gòu)造形態(tài)和屬性特征，所建地質(zhì)模型網(wǎng)格尺寸設(shè)置為40 m×40 m×0.5 m，同時(shí)將3條主斷層的方向設(shè)置為主方向，以確保網(wǎng)格可以較好地描述斷層，提高網(wǎng)格整體的正交性及后續(xù)數(shù)值模擬的收斂性。通過(guò)反復(fù)多次的x、y方向切剖面，對(duì)分層數(shù)據(jù)與構(gòu)造面的吻合程度、不同層位間構(gòu)造特征、構(gòu)造關(guān)系、構(gòu)造繼承性等進(jìn)行分析驗(yàn)證，獲得氣藏合理的構(gòu)造模型（見(jiàn)圖 8a—圖 8c）。屬性模型方面，在沒(méi)有地震儲(chǔ)集層反演數(shù)據(jù)的情況下，主要以井點(diǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)通過(guò)井間插值，采用序貫高斯方法隨機(jī)模擬，氣田目前的井網(wǎng)密度基本可以保證模型的客觀準(zhǔn)確，最終優(yōu)選建立了氣藏屬性模型（見(jiàn)圖 8d—圖8f），地質(zhì)儲(chǔ)量為326.36×108m3，與容積法評(píng)價(jià)成果相比誤差僅 1.3%，其中 C2hl2段占 94%，符合對(duì)氣藏儲(chǔ)量的認(rèn)識(shí)；同時(shí)從模型井點(diǎn)切一剖面，模型屬性與井點(diǎn)物性特征吻合較好。

圖8 五百梯氣田石炭系氣藏三維靜態(tài)地質(zhì)模型

通過(guò)氣井生產(chǎn)歷史擬合對(duì)地質(zhì)模型進(jìn)行動(dòng)態(tài)修正。五百梯氣田氣井已生產(chǎn)24年，生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)且總體平穩(wěn)，時(shí)間步長(zhǎng)取 1個(gè)月，擬合過(guò)程中遵循主調(diào)滲透率并控制不失真的原則，對(duì)構(gòu)造模型、孔隙度模型、相滲曲線等均不作調(diào)整或局部微調(diào)，經(jīng)過(guò)循環(huán)多次的擬合調(diào)參不斷提高模型精度。48口氣井中有44口擬合效果較好，擬合率 91.7%（見(jiàn)圖 9），獲得合理的氣藏預(yù)測(cè)模型（見(jiàn)圖10）。

3.6 剩余儲(chǔ)量預(yù)測(cè)及分類評(píng)價(jià)

圖9 天東16井壓力歷史擬合

圖10 氣藏剩余儲(chǔ)量預(yù)測(cè)及分類

對(duì)比分析五百梯氣田石炭系氣藏預(yù)測(cè)模型的剩余儲(chǔ)量分布和地層壓力分布情況，同時(shí)綜合考慮氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，可以將氣藏剩余儲(chǔ)量的控制因素總結(jié)歸納為 4類：①由于氣藏采氣速度限制和氣井合理配產(chǎn)要求，導(dǎo)致氣井尚未完全采出而剩余的天然氣儲(chǔ)量。②由于構(gòu)造主體區(qū)氣井開(kāi)采過(guò)程中普遍伴隨產(chǎn)水，且產(chǎn)水量較大，隨著地層壓力逐漸衰竭，氣井?dāng)y液能力不足造成井筒積液，阻礙氣井的正常生產(chǎn)，導(dǎo)致剩余儲(chǔ)量富集。研究顯示，五百梯氣田過(guò)半的氣井瞬時(shí)產(chǎn)量低于臨界攜液流量[28]（見(jiàn)圖11），不能有效帶液生產(chǎn)，必須通過(guò)周期性的排水采氣措施才能保障氣井相對(duì)連續(xù)穩(wěn)定的生產(chǎn)。③由于氣藏高陡構(gòu)造的復(fù)雜性，發(fā)育多條斷層和多個(gè)地形高點(diǎn)，多個(gè)壓力系統(tǒng)彼此之間的連通性較差，且斷層隔擋區(qū)域部署生產(chǎn)井較少，不能有效地控制區(qū)域地質(zhì)儲(chǔ)量導(dǎo)致剩余儲(chǔ)量富集。④由于氣藏的強(qiáng)非均質(zhì)性，氣田長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)不均衡，目前仍然是主體高滲區(qū)的氣井承擔(dān)產(chǎn)氣、供氣任務(wù)，外圍低滲區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用有限，動(dòng)用困難，具有相對(duì)富集的剩余儲(chǔ)量。以氣藏剩余儲(chǔ)量控制因素為依據(jù)，將氣藏剩余儲(chǔ)量劃分為 4類：正常生產(chǎn)型、動(dòng)用不徹底型、斷層封堵未動(dòng)用型和低滲未動(dòng)用型（見(jiàn)表2）。根據(jù)每類剩余儲(chǔ)量的具體特征和挖潛潛力，分別提出針對(duì)性的挖潛技術(shù)對(duì)策。如針對(duì)低滲未動(dòng)用型和斷層封堵未動(dòng)用型，依據(jù)儲(chǔ)量動(dòng)用性評(píng)價(jià)及數(shù)值模擬研究成果，優(yōu)選地層能量較高、剩余儲(chǔ)量富集的區(qū)域分別部署開(kāi)發(fā)井，其中低滲未動(dòng)用區(qū)部署兩口水平井wh1和wh2，斷層封堵區(qū)部署直井wv3（見(jiàn)圖10），同時(shí)優(yōu)化了水平井最佳的水平段長(zhǎng)度，評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)氣井的合理生產(chǎn)制度，預(yù)測(cè)期末累計(jì)采氣量（見(jiàn)表3），預(yù)測(cè)期末3口氣井可提高氣藏采出程度5.5%。

圖11 五百梯氣田氣井井筒積液判別

表2 五百梯氣田石炭系氣藏剩余儲(chǔ)量動(dòng)用技術(shù)對(duì)策

表3 水平井?dāng)?shù)值模擬開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

3.7 采氣工藝技術(shù)及工具研發(fā)

開(kāi)發(fā)中后期氣田產(chǎn)能挖潛與開(kāi)發(fā)調(diào)整是一個(gè)系統(tǒng)工程，需要精細(xì)的地質(zhì)解剖與氣藏工程方法為儲(chǔ)集層流體識(shí)別、產(chǎn)能評(píng)價(jià)及剩余儲(chǔ)量預(yù)測(cè)等提供可靠的技術(shù)手段。同時(shí)，采氣工藝技術(shù)及工具的創(chuàng)新研發(fā)同樣不可或缺，老氣田氣井生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，往往面臨采出程度高、地層能量低、出水普遍、綜合遞減率高等問(wèn)題，給氣田穩(wěn)產(chǎn)帶來(lái)巨大挑戰(zhàn)，需要具有針對(duì)性的采氣工藝技術(shù)和相適應(yīng)的新工具來(lái)提高產(chǎn)量。針對(duì)川東老氣田氣井深度大（多大于5 000 m）、小井眼、地層壓力低（壓力系數(shù)0.5以下）、產(chǎn)水對(duì)產(chǎn)量影響嚴(yán)重的實(shí)際情況，分別在低壓氣井排水采氣工藝技術(shù)、高壓氣舉閥及小井眼修井技術(shù)和低滲透儲(chǔ)集層柱塞氣舉排水采氣工藝技術(shù)等方面獲得了完善和突破，為氣田、氣井持續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)提供了有力保障。

3.7.1 低壓氣井排水采氣工藝系列技術(shù)

川渝地區(qū)氣井排水采氣工藝技術(shù)主要包括泡排、柱塞舉升、機(jī)抽、電潛泵、螺桿泵、水力射流泵等。通過(guò)不斷地實(shí)踐應(yīng)用，逐漸由單一工藝應(yīng)用發(fā)展為氣舉+泡排、氣舉+柱塞、機(jī)抽+噴射、氣舉+井口增壓、泡排+井口增壓等工藝組合，由單井排水發(fā)展為有針對(duì)性的氣藏整體治理，排水采氣工藝設(shè)計(jì)由常規(guī)優(yōu)化設(shè)計(jì)發(fā)展為軟件包系統(tǒng)決策，同時(shí)綜合考慮經(jīng)濟(jì)可行性，使排水采氣工藝技術(shù)更加科學(xué)、合理、經(jīng)濟(jì)。重點(diǎn)完善了螺桿泵配套工具，通過(guò)研制高密封壓力螺桿泵驅(qū)動(dòng)頭、油管錨定裝置和潛油螺桿泵專用井口工具[29]，解決了井口穿越壓力密封等級(jí)高、油管錨可靠性和電纜抗密封性差、揚(yáng)程高、排量大、腐蝕環(huán)境復(fù)雜等難點(diǎn)，為老氣田低壓井排水采氣提供了技術(shù)支撐。

3.7.2 高壓氣舉閥、小井眼修井技術(shù)

以往高壓氣舉閥耐內(nèi)壓15 MPa、抗外壓60 MPa，研發(fā)后的氣舉閥在耐內(nèi)壓25 MPa的同時(shí)可抗外壓90 MPa[29]，并成功應(yīng)用于td090-1井?，F(xiàn)場(chǎng)顯示：氣舉閥正常啟動(dòng)且壓力穩(wěn)定，為21.8 MPa，排水量穩(wěn)定，約415 m3/d，酸化過(guò)程中氣舉閥承受外壓最高達(dá) 72.8 MPa。同時(shí)優(yōu)化了超深井氣舉工藝設(shè)計(jì)，在設(shè)計(jì)方法上將傳統(tǒng)的“U型”原理改進(jìn)為考慮地層吸液系數(shù)的氣舉頂閥設(shè)計(jì)，在管串結(jié)構(gòu)上采用可開(kāi)關(guān)的滑套氣舉工作筒，提高了氣舉管柱的適應(yīng)性，實(shí)現(xiàn)了超深井氣舉-酸化工藝聯(lián)作，加快了超深井投產(chǎn)周期，降低了作業(yè)成本。

老氣田小井眼修井在打撈、磨銑及井筒清潔方面均存在很大的困難。打撈方面：環(huán)空間隙小，打撈、套銑可選用工具少，對(duì)嚴(yán)重腐蝕油管常規(guī)打撈工具打撈效率低；磨銑方面：常規(guī)磨鞋磨銑效率低，碎屑易卡鉆，循環(huán)排量低，碎屑不易排出造成管柱容易被卡、扭斷；井筒清潔方面：壓力低，常規(guī)水力沖砂困難。為此，中國(guó)石油西南油氣田公司分別研制了小井眼打撈工具（包括彈片式打撈筒、井下局部反循環(huán)打撈籃和滑塊打撈筒，用于碎塊、短節(jié)和碎屑打撈，從而有效防止卡鉆）、小井眼磨銑工具（包括整體式直徑104 mm金剛石凹底磨鞋和直徑 102 mm金剛石短引子磨鞋，具有磨銑穩(wěn)定、均勻，抗拉、抗扭強(qiáng)度高，濾水、打撈碎屑碎塊效率高和使用壽命長(zhǎng)的優(yōu)點(diǎn)）和小井眼井筒清潔工具（包括直徑95 mm旋轉(zhuǎn)射流噴頭+鋼絲刷組合清潔工具和反循環(huán)碎塊打撈籃+碎屑打撈筒組合清潔工具，可高效清潔井眼及套管壁，減輕套管磨損，提高清潔效率）。所研發(fā)工具已經(jīng)分別在高壓深井小井眼、深井小井眼+永久式封隔器完井管柱及低壓小井眼 3種井型取得了成功應(yīng)用，有效支撐了老氣田小井眼修井作業(yè)，進(jìn)一步完善和發(fā)展了老氣田修井作業(yè)技術(shù)。

3.7.3 低滲透儲(chǔ)集層柱塞氣舉排水采氣工藝技術(shù)

針對(duì)產(chǎn)水量小的氣藏，以往主要應(yīng)用泡沫排水工藝，但此工藝存在消泡難度大與環(huán)保壓力大的問(wèn)題，為此，研究形成了柱塞工藝及配套工具[29]，分別研制了柱塞氣舉控制器、卡定器、遠(yuǎn)傳遠(yuǎn)控控制器[29]，同時(shí)優(yōu)化了柱塞工作制度，提高了柱塞排水采氣工藝的可靠性并大幅降低了成本，解決了以往柱塞無(wú)人值守、無(wú)供電設(shè)備和自動(dòng)化要求高，國(guó)外工具依賴性強(qiáng)、成本高，作業(yè)規(guī)范性差與管理制度缺乏的難題。經(jīng)13口井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，驗(yàn)證了研制工具的可行性、安全性和穩(wěn)定性，大幅降低工具采購(gòu)成本和工藝井實(shí)施周期，提高了運(yùn)維效率和單井產(chǎn)能，從而有效支撐了低滲透氣田經(jīng)濟(jì)、環(huán)保開(kāi)采。

4 結(jié)語(yǔ)

本文歸納了老氣田開(kāi)發(fā)面臨的主要問(wèn)題，并以川東五百梯氣田石炭系氣藏解剖為例，提出以儲(chǔ)集層精細(xì)描述為基礎(chǔ)，綜合氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，應(yīng)用三維地質(zhì)建模與數(shù)值模擬等關(guān)鍵技術(shù)手段，重新認(rèn)識(shí)氣藏儲(chǔ)滲單元、分析流體分布特征、落實(shí)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、明確剩余儲(chǔ)量分布并進(jìn)行分類評(píng)價(jià)的具體思路，同時(shí)針對(duì)開(kāi)發(fā)中后期氣田的現(xiàn)狀，提出針對(duì)性的采氣工藝技術(shù)并研發(fā)了配套工具。最終形成的方法流程可為老氣田開(kāi)展資源與產(chǎn)能挖潛提供參考，如克拉2、榆林、蘇里格氣田蘇6區(qū)塊等。

符號(hào)注釋：

GR——自然伽馬，API；K——滲透率，10-3μm2；pwf——?dú)饩讐毫Γ琈Pa；pR——地層壓力，MPa；q——?dú)饩a(chǎn)量，104m3/d；QAOF——無(wú)阻流量，104m3/d；RLLD，RLLS——深側(cè)向、淺側(cè)向電阻率，Ω·m；Sw——含水飽和度，%；x，y，z——直角坐標(biāo)系，m；φ——孔隙度，%。

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（編輯 郭海莉）

Technical measures of deliverability enhancement for mature gas fields: A case study of Carboniferous reservoirs in Wubaiti gas field, eastern Sichuan Basin, SW China

JIA Ailin, MENG Dewei, HE Dongbo, WANG Guoting, GUO Jianlin, YAN Haijun, GUO Zhi
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Taking the carboniferous reservoir of Wubaiti gas field in eastern Sichuan Basin as an example, the technology strategies are proposed about the following major problems during the middle to late stage of gas field development： imbalance development, low permeability and low efficient reserves left with low producing degree, unreasonable proration caused by changes of gas well dynamic productivity, universal water production in gas wells, high reserve recovery and composite decline rate of reserve-rich region, and lack of new methods for reserves producing evaluation and remaining reserves distribution prediction. The development technical strategies for Wubaiti gas field are as follows： (1) stratigraphic subdivision and structural description in which fault and tectonic fluctuations are describe based on seismic interpretation data; (2) division and quantitative characterization of reservoir units in which the reservoir shape,scale, connectivity and gas-bearing range are evaluated according to dynamic and static data; (3) fluid distribution and dynamic response analysis in which gas-water distribution pattern is figured out by combining structure, reservoir and gas well production dynamic characteristics; (4) reserves producing degree evaluation and deliverability review in which reserves producing degree and remaining recoverable reserves scale are evaluated from the perspective of static geological reserves and dynamic reserves, to make clear the direction of the next step production and establish rational production system in the late stage; (5) static geological model establishment and dynamic correction in which gas reservoir pressure and remaining reserve distribution are predicted by using fine 3D geological modeling and numerical simulation; (6) remaining reserves prediction and classified evaluation based on the dynamic revision prediction model to guide the recovery of remaining reserves; and (7) gas production technology and equipment development, targeted gas recovery techniques are provided concerning the mature gas field.

eastern Sichuan Basin; Wubaiti gas field; reservoir description; gas field development; remaining reserves; deliverability enhancement; technical strategies

“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“復(fù)雜天然氣藏開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（2016ZX05015）

TE37

A

1000-0747(2017)04-0580-10

10.11698/PED.2017.04.11

賈愛(ài)林, 孟德偉, 何東博, 等. 開(kāi)發(fā)中后期氣田產(chǎn)能挖潛技術(shù)對(duì)策： 以四川盆地東部五百梯氣田石炭系氣藏為例[J]. 石油勘探與開(kāi)發(fā), 2017, 44(4)： 580-589.

JIA Ailin, MENG Dewei, HE Dongbo, et al. Technical measures of deliverability enhancement for mature gas fields： A case study of Carboniferous reservoirs in Wubaiti gas field, eastern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2017, 44(4)： 580-589.

賈愛(ài)林（1966-），男，內(nèi)蒙古四子王旗人，博士，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院教授級(jí)高級(jí)工程師，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)綜合研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院氣田開(kāi)發(fā)研究所，郵政編碼：100083。E-mail： jal@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者簡(jiǎn)介：孟德偉（1985-），男，河北灤縣人，碩士，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院工程師，主要從事低滲致密氣藏開(kāi)發(fā)與評(píng)價(jià)研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院氣田開(kāi)發(fā)研究所，郵政編碼：100083。E-mail： mengdewei@petrochina.com.cn

2016-09-16

2017-06-14