鄧 惠 彭 先 劉義成 徐 偉 陶夏妍 談健康 高奕奕

1.國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心 2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

四川盆地安岳氣田GM 地區(qū)震旦系燈影組四段氣藏埋藏深度超過5 000 m，資源潛力大[1]，但由于受到多期巖溶作用的影響，儲集空間以中小溶洞為主，次為粒間（溶）孔，孔洞間連通性差，裂縫發(fā)育，非均質(zhì)性強，試井解釋儲層滲透率多在1 mD 以下，屬低孔、低滲儲層?；诳锥纯p搭配關(guān)系及其成因，將燈四段氣藏儲層劃分為裂縫—孔洞型、孔洞型、孔隙型3 種儲層類型，其中裂縫—孔洞型、孔洞型兩種儲層為燈四段氣藏優(yōu)質(zhì)儲層，也是燈四段氣藏主要開發(fā)儲層[2-3]，由于氣藏儲層非均質(zhì)性較強，滲流規(guī)律十分復(fù)雜，為了提高燈四段氣藏儲量動用程度和最終采收率，若井距過近可能會產(chǎn)生井間干擾增加投資，井距過大又不利于氣藏儲量的有效動用，因此，有必要在氣藏開發(fā)早期開展合理開發(fā)井距的研究。

1 氣藏合理開發(fā)井網(wǎng)的確定

四川盆地安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏地質(zhì)儲量近萬億立方米，屬于典型的特大型深層巖溶風化殼碳酸鹽巖氣藏。根據(jù)國內(nèi)外大型氣藏調(diào)研的結(jié)果[4-10]，這類氣藏開發(fā)多以不規(guī)則井網(wǎng)為主（表1）。安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏儲層在平面上形態(tài)不規(guī)則，在縱向上厚度變化大（圖1）；由于受到多期巖溶作用的影響，儲層非均質(zhì)性強[11~14]，氣井產(chǎn)能差異大（圖2），主要在裂縫—孔洞型、孔洞型儲層發(fā)育區(qū)獲得高產(chǎn)，氣藏在開發(fā)過程中不宜均勻井網(wǎng)部署，反而采用不規(guī)則井網(wǎng)可以有效的控制儲層，有利于提高儲量動用率。

表1 國內(nèi)外大型氣田井網(wǎng)井距統(tǒng)計表

圖1 MX9—MX118—MX119—GS3—GS2—GS9—GS19 儲層對比剖面圖

圖2 安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏開發(fā)初期產(chǎn)能分布直方圖

2 氣井合理開發(fā)井距的確定

2.1 動態(tài)控制半徑法

2.1.1 裂縫—孔洞型儲層

裂縫-孔洞型儲層巖性以丘翼、丘核微相藻凝塊云巖、藻疊層云巖、顆粒白云巖為主，在巖心上可同時觀察到溶蝕孔洞和裂縫組合的存在，表現(xiàn)為巖心破碎、裂縫發(fā)育、溶蝕孔洞發(fā)育（圖3）；FMI 成像上高亮背景下暗色正弦線狀影像和暗色斑點分布；常規(guī)測井特征表現(xiàn)為低電阻率，低自然伽馬，高聲波時差，低密度值，高中子；數(shù)字巖心分析上表現(xiàn)為縫洞交錯發(fā)育，縫洞搭配好。這類儲層氣井測試產(chǎn)量較高，酸壓改造[15]后一般在（50 ～200）×104m3/ d，可利用氣井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，先計算氣井動態(tài)儲量，再利用動態(tài)儲量采用容積法反推算井控半徑，如GS2、GS3 井在試采期間多次開展壓力恢復(fù)試井測試，利用多次計算的外推地層壓力，采用物質(zhì)平衡法[16]計算出GS2 井動態(tài)儲量為20.44×108m3，GS3井動態(tài)儲量為37.08×108m3（圖4）。

當氣井進入邊界控制流以后，同時利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)，建立單井Blasingame 曲線[17]，與理論特征曲線進行擬合，選擇任何一擬合點，記錄實際擬合點以及相應(yīng)的理論擬合點 ，采用公式（1）計算GS2、GS3 兩口井的動態(tài)儲量分別為19.63×108m3和38.45×108m3（圖5）。采用兩種方法計算動態(tài)儲量很接近，取其平均值分別為20.04×108m3和37.76×108m3，再采用容積法計算出該井的井控半徑為1.26 km 和1.36 km（表2）。同時也可以采用公式（2）直接計算氣井井控半徑。

式中G表示天然氣地質(zhì)儲量，108m3；Ct表示地層總壓縮系數(shù)，MPa-1；tca表示氣井物質(zhì)平衡擬時間，d；tcaDd表示Blasingame 氣井無因次物質(zhì)平衡擬時間，無量綱；q表示日產(chǎn)氣量，m3/d；Δpp表示歸整化擬壓力差，MPa；qDd表示Blasingame 氣井無因次產(chǎn)量，無量綱；Sw表示含水飽和度；B表示體積系數(shù)，m3/m3；h表示儲層厚度，m；φ表示孔隙度；re表示井控半徑，m。

圖3 安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏儲層發(fā)育特征圖

圖4 GS3 井物質(zhì)平衡法動態(tài)儲量計算圖

圖5 GS3 井Blasingame 法動態(tài)儲量計算圖

2.1.2 孔洞型儲層

孔洞型儲層巖性以丘翼、丘核微相的藻疊層云巖、藻凝塊云巖、藻砂屑白云巖為主，巖心觀察溶蝕孔洞較為發(fā)育，毫米—厘米級溶洞順層發(fā)育，分布相對均一，孔洞分布密集（圖3）；FMI 成像上高亮背景下暗色斑點順層分布；常規(guī)測井上表現(xiàn)為中—低電阻率、深淺電阻率差大，低自然伽馬，中低聲波時差，中高密度值，高中子；在數(shù)字巖心分析上表現(xiàn)為溶蝕孔洞發(fā)育，裂縫欠發(fā)育。氣井酸壓改造后測試產(chǎn)量多在（20 ～50）×104m3/d，試井解釋遠井區(qū)滲透率明顯比裂縫—孔洞型儲層氣井低，多在0.01 ～0.1 mD，因此可以利用試井解釋模型開展生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測，利用預(yù)測累計產(chǎn)氣量和預(yù)測壓力，采用物質(zhì)平衡法計算其動態(tài)儲量，再采用容積法計算氣井的井控半徑（表2）。

2.2 類比法

此外，通過調(diào)研跟GM 地區(qū)燈四段氣藏相類似的氣藏進行對比分析，可以看出，該氣藏儲層條件與磨溪雷一1亞段、檀木場石炭系氣藏較類似（表3），這兩個氣藏的井控半徑在1.0 ～1.5 km，類比結(jié)果也和通過動態(tài)控制半徑法計算的井控半徑1.0 ～2.0 km 接近。

表2 部分氣井井控半徑計算表

表3 同類氣藏壓力物性對比表

為了實現(xiàn)氣藏的規(guī)模效益開發(fā)，避免氣藏開發(fā)過程中發(fā)生井間干擾，必須確定氣藏的經(jīng)濟極限井距（最小井區(qū)），然而經(jīng)濟極限井距又與氣井井控儲量息息相關(guān)。所以，可建立平均增量成本法評價模型來確定滿足氣井效益開發(fā)的最小可采儲量[18-20]：安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏以大斜度井（80°左右）開發(fā)為主，同時在局部優(yōu)質(zhì)儲層或縫洞集中發(fā)育區(qū)域可采用水平井（不低于800 m）開發(fā)，通過經(jīng)濟極限法對不同類型氣井的經(jīng)濟極限井區(qū)進行論證，采用大斜度井（80°）平均經(jīng)濟極限井距為1.01 km，而采用水平井（水平段800 m）經(jīng)濟極限井距為1.15 km（表4）。

表4 經(jīng)濟極限評價簡表

綜合上述3 種方法研究，裂縫—孔洞型儲層論證井控半徑1.26 ～1.36 km，氣藏開發(fā)初期計算動態(tài)儲量一般偏大，氣井合理井距控制在2.0 km 左右；孔洞型儲層論證井控半徑0.36 ～0.66 km，平均為0.47 km，氣井合理井距控制在1.0 km 左右。考慮到GM 地區(qū)燈四段氣藏以裂縫—孔洞型、孔洞型兩類儲層開發(fā)為主，氣藏合理開發(fā)井距1.0 ～2.0 km。

3 結(jié)論

1）安岳氣田GM 地區(qū)燈四段氣藏優(yōu)質(zhì)儲層為裂縫—孔洞型、孔洞型儲層為主。儲層非均質(zhì)性強，氣井產(chǎn)能差異大，宜采用不規(guī)則井網(wǎng)部署井位。

2）結(jié)合氣藏實際的地質(zhì)條件，采用井控半徑、經(jīng)濟極限等方法確定GM 地區(qū)燈四段氣藏合理井距為1.0 ～2.0 km，為該氣藏開發(fā)技術(shù)政策的制定奠定堅實的基礎(chǔ)，也可指導(dǎo)同類氣藏的開發(fā)。