武凡皓

(中國石油遼河油田公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

M盆地的石油勘探工作始于上個(gè)世紀(jì)四十年代中期，吸引了眾多的石油公司前來進(jìn)行勘探工作，并于上世紀(jì)70年代在C和H氣田發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣藏，在盆地的其它部位也有油氣發(fā)現(xiàn)或顯示。近兩年先后在這兩個(gè)氣田的碳酸鹽巖儲(chǔ)層、碎屑巖儲(chǔ)層及基巖潛山儲(chǔ)層見到較好的油氣顯示，增加了對C和H兩個(gè)氣田大規(guī)模開發(fā)的信心。筆者在調(diào)研前人研究成果的基礎(chǔ)上，從目前存在的問題入手，針對凝析氣田開發(fā)難點(diǎn)，創(chuàng)建了一套凝析氣田風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)的技術(shù)體系，為下一步歐加登盆地鎖定百萬噸產(chǎn)能規(guī)模奠定較好的理論基礎(chǔ)[1]。

1 盆地概況

M盆地位于埃塞俄比亞聯(lián)邦民主共和國的西南部，面積35×104km2。上古生界-新近系沉積地層厚度超過6 000 m，地表為戈壁和沙地，西北高東南低，海拔300～2 000 m[2]。

該盆地是一個(gè)多期演化的疊合盆地，二疊-三疊系為裂谷階段，地層北西向伸展，受斷裂控制作用明顯，分布局限。侏羅系-下白堊統(tǒng)為坳陷階段，地層廣泛分布，斷裂活動(dòng)較弱，分布較廣；上白堊統(tǒng)-第四系為被動(dòng)大陸邊緣階段，早期地層被強(qiáng)烈抬升剝蝕，后接受沉積，地層分布局限[3]。

目前，研究區(qū)面積1 226 km2，共有完鉆井18口，均見到較好的油氣顯示。

2 面臨的主要難點(diǎn)

2.1 地震資料品質(zhì)不佳，干擾構(gòu)造研究

C氣田地震資料均為二維，共收集20條測線，長439.7 km；H氣田地震資料包括三維資料約384 km2，二維地震測線共9條，總長262 km。由于二維地震資料為早期不同年份采集，儀器及處理參數(shù)不同，資料品質(zhì)較差，并且在二三維拼合處，出現(xiàn)“竄軸”現(xiàn)象，地震波能量差異較大，不利于一體化等時(shí)追蹤。

2.2 大層段含氣，儲(chǔ)層預(yù)測難度大

地震波在含氣地層傳播過程中具有波動(dòng)能量衰減劇烈、波形變化大、橫向連續(xù)性差等特點(diǎn)，反映在地震波頻譜中為高頻分量衰減迅速、主頻向低頻方向移動(dòng)、頻帶寬度變窄等現(xiàn)象，因此含氣儲(chǔ)層預(yù)測難度大[4]。

2.3 沉積及巖石類型多樣，測井評價(jià)難度大

沉積相總體表現(xiàn)為從陸相的河流三角洲到規(guī)模海侵的局限臺(tái)地相再到規(guī)模海退的三角洲沉積，研究區(qū)共發(fā)育3類儲(chǔ)層(碎屑巖、碳酸鹽巖和變質(zhì)巖)，16種巖石類型，沉積及巖石類型多樣，測井評價(jià)難度大。

2.4 井控程度低，油水關(guān)系復(fù)雜，為儲(chǔ)量評估帶來風(fēng)險(xiǎn)

H氣田Adigrat為復(fù)合型氣藏，縱向上發(fā)育了多套氣水系統(tǒng)，含氣井段長，油水關(guān)系復(fù)雜，含氣底界不清，平面上，井控程度低，含氣邊界不清，大多數(shù)井集中在構(gòu)造的高部位，為儲(chǔ)量評估帶來風(fēng)險(xiǎn)。

2.5 流體性質(zhì)特殊，對開發(fā)設(shè)計(jì)提出挑戰(zhàn)

流體性質(zhì)特殊，評價(jià)區(qū)為凝析氣田。若采用衰竭式開發(fā)，其優(yōu)點(diǎn)是簡單，成本低，缺點(diǎn)是對于高含凝析油的凝析氣藏，隨著開采導(dǎo)致壓力下降，當(dāng)壓力降至露點(diǎn)壓力以下，就會(huì)出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，反凝析液的出現(xiàn)會(huì)堵塞井底附近儲(chǔ)層的孔隙空間，降低凝析氣的相滲透率，影響天然氣和凝析油的產(chǎn)能，降低凝析油的采收率。若采用保壓開發(fā),其優(yōu)點(diǎn)是通過注氣，一方面保持了地層壓力，采氣速度高；另一方面凝析油采收率高。缺點(diǎn)是投資成本高，其次，需要增加注氣井。采用何種開發(fā)方式，對開發(fā)設(shè)計(jì)提出挑戰(zhàn)[5-8]。

3 凝析氣田評價(jià)開發(fā)技術(shù)政策

3.1 建立地質(zhì)體風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)體系，打牢儲(chǔ)量評估地質(zhì)基礎(chǔ)

1)細(xì)分層系，等時(shí)對比，提高儲(chǔ)量評估精度。借鑒前人研究成果，結(jié)合地層特點(diǎn)和標(biāo)志層特征，劃分Mid.Hamanlei、Adigrat以及Calub組，并將Mid.Hamanlei分為兩套小層，Adigrat分為四套小層。

2)逐道驗(yàn)證，實(shí)現(xiàn)閉合，準(zhǔn)確落實(shí)構(gòu)造特征。為降低二維地震資料因相位差帶來的平面構(gòu)造上的異常，應(yīng)用三維可視化技術(shù)，進(jìn)行閉合差驗(yàn)證，并逐道調(diào)整，實(shí)現(xiàn)道與道間構(gòu)造形態(tài)的一致性，并通過二三維資料結(jié)合，落實(shí)了C氣田和H氣田構(gòu)造特征。C氣田主體高四周低呈“洼中之隆的”的構(gòu)造形態(tài)，呈斷鼻狀構(gòu)造特點(diǎn)，構(gòu)造自下而上具明顯繼承性。H氣田構(gòu)造整體上東高西低：西部為斜坡帶，構(gòu)造幅度變化大；中部為隆起區(qū)，形成背斜或斷背斜圈閉；東部構(gòu)造逐漸抬升，在中部和東部高部位之間形成鞍部構(gòu)造。

3)平剖結(jié)合，落實(shí)斷裂特征。在二維區(qū)應(yīng)用地震波形組合變化分析斷裂發(fā)育特征，主要表現(xiàn)在同相軸的錯(cuò)斷、扭曲的特點(diǎn)，共落實(shí)C氣田10條斷層，均為正斷層，斷層走向分為北西向和北東向兩組。三維區(qū)應(yīng)用相干體水平切片技術(shù)，共落實(shí)H氣田11條斷層，均為正斷層，斷層走向以北東向和北西向?yàn)橹?。綜合以上構(gòu)造解釋，兩個(gè)氣田共落實(shí)含氣圈閉15個(gè)，其圈閉類型主要以背斜和斷鼻為主，最大圈閉面積達(dá)273.6 km2，最大圈閉幅度達(dá)300 m。

4)明確沉積，分類評價(jià)，建立氣層識(shí)別圖版。結(jié)合沉積相標(biāo)志特征，Calub組為沖積扇沉積，巖性較粗，分選差，Adigrat組為三角洲沉積，巖性較細(xì)，分選較好。MID Hamanlei組為局限臺(tái)地相沉積，水體循環(huán)較差，蒸發(fā)作用強(qiáng)，巖性以灰?guī)r、膏巖為主。

從宏觀上看，儲(chǔ)層物性受沉積相帶控制，沉積主體部位和儲(chǔ)層、砂體發(fā)育的區(qū)域，孔隙度、滲透率值較高。從微觀上看，儲(chǔ)滲空間類型多樣，Calub組以粒間孔為主，孔隙大小分布不均，為低孔-特低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性差。Adigrat組以粒間孔、鑄?？诪橹鳎紫洞笮》植季鶆?為中孔-低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性好。MID Hamanlei組以粒間孔、體腔孔、粒內(nèi)孔為主，次生孔隙發(fā)育，為低孔-低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性較好。針對不同巖性，結(jié)合地質(zhì)和氣測錄井資料，分別建立了灰?guī)r、碎屑巖及變質(zhì)巖典型曲線模板，為下一步氣、水層識(shí)別奠定基礎(chǔ)。

5)細(xì)化氣藏類型主控因素，奠定儲(chǔ)量評估地質(zhì)基礎(chǔ)。受構(gòu)造或者巖性的單一因素控制氣藏，主要發(fā)育在C和H氣田的Calub組和MH組，多為邊底水氣藏。受構(gòu)造及巖性雙重控制的氣藏主要分布在Adigrat組，以背斜圈閉控油為主，氣藏類型為邊底水巖性-構(gòu)造氣藏，劃分多套氣水系統(tǒng)。

3.2 凝析氣田儲(chǔ)量評估，落實(shí)千億方儲(chǔ)量規(guī)模

采用容積法計(jì)算凝析氣儲(chǔ)量，與常規(guī)氣藏儲(chǔ)量計(jì)算不同的是，凝析氣藏為濕氣氣藏，需要根據(jù)凝析油密度和生產(chǎn)氣油比，分別求取天然氣摩爾含量及凝析油分子量，從而計(jì)算得出干氣的地質(zhì)儲(chǔ)量及凝析油的地質(zhì)儲(chǔ)量。參照儲(chǔ)量綜合評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，C氣田的凝析氣2P地質(zhì)儲(chǔ)量為472.77億m3，為中深層、高產(chǎn)、中-低儲(chǔ)量豐度的中型氣田。H氣田的凝析氣3P地質(zhì)儲(chǔ)量為1 856.1億m3，為中深層-超深層、中-高產(chǎn)、中等儲(chǔ)量豐度的大型氣田。

3.3 優(yōu)選關(guān)鍵參數(shù)，均衡提高油氣采收率

在開發(fā)方式選擇上，我們推薦采用衰竭式開發(fā)，原因有兩點(diǎn)，一是原始地層壓力高于凝析氣藏的初始露點(diǎn)壓力，地飽壓差較大，最大可達(dá)24 MPa，二是從單井的凝析油含量看，最高不超過81 g/m3，凝析油含量偏低，因此采用衰竭式開發(fā)，地層中的反凝析程度不嚴(yán)重,氣藏采收率較高。

1)為滿足產(chǎn)量規(guī)模需求，控制單井生產(chǎn)壓差，降低井底反凝析發(fā)生，通過修正等時(shí)試井法和數(shù)值模擬法，確定合理產(chǎn)量20萬m3/d。

2)控制邊底水氣藏采氣速度，減緩地層壓力遞減，延長氣藏見水時(shí)間，通過對比圖版確定，生產(chǎn)壓差控制在4 MPa,采氣速度控制在4%，可以確保氣藏具有相對較好的生產(chǎn)效果。

3)根據(jù)直井和水平開發(fā)對比,水平井氣油比上升較慢，累計(jì)凝析油產(chǎn)量較高，地層壓力下降較小，有效提高天然氣和凝析油采收率。優(yōu)化直平組合，在厚層部署水平井大幅度提高單井產(chǎn)量，在層數(shù)較多薄互層部署，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度(見圖1～圖2)。

4 成果及認(rèn)識(shí)

1)潛山有望形成規(guī)模儲(chǔ)量，基巖潛山內(nèi)部在地震剖面上表現(xiàn)為層狀結(jié)構(gòu)反射特征，層狀結(jié)構(gòu)可能是巖性引起的變化，不同巖性抗壓實(shí)強(qiáng)度不同，可能形成儲(chǔ)隔相間的剖面特征，有利于油氣藏的形成。結(jié)合隱蔽型基巖成藏模式，在斜坡及負(fù)向構(gòu)造帶均可含油氣，勘探前景廣闊。

2)新增一個(gè)開發(fā)層系，MH組獲得2個(gè)高產(chǎn)層，這兩套灰?guī)r儲(chǔ)層酸化前平均日產(chǎn)5萬m3，酸化后平均日產(chǎn)11萬m3，可以做為一個(gè)新的開發(fā)層系。

3)落實(shí)了兩個(gè)中大型儲(chǔ)量規(guī)模氣田，C和H氣田共計(jì)算3P地質(zhì)儲(chǔ)量兩千億方，

4)完成50/100億m3產(chǎn)能方案，在油藏描述基礎(chǔ)上，優(yōu)化7套層位，C氣田3套層系，H氣田4套層系，共部署井位232口，落實(shí)百萬噸產(chǎn)能規(guī)模。

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