謝 姍，伍 勇，張建國，焦 揚，何 磊

(中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710021)

碳酸鹽巖作為主要的儲集巖類型，可采儲量占到全球的46%，是天然氣生產(chǎn)的主要支柱[1-2]。在中國，其天然氣地質(zhì)資源量為資源總量的26.9%，儲量為 3.37×1012m3，也是油氣勘探開發(fā)和油氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域[3-4]。與其他國家相比，中國碳酸鹽巖氣藏具有地質(zhì)時代老、埋藏深、經(jīng)過多期構(gòu)造運動改的特點[5]，氣藏以孔隙型礁灘白云巖為主，地質(zhì)條件更為復(fù)雜；開發(fā)上存在儲集體離散分布、平縱向非均質(zhì)性強、單井產(chǎn)量差異大、遞減快、采收率低等問題。目前，在碳酸鹽巖儲集體成因機制、流體流動機理等理論研究和深層復(fù)雜井鉆完井技術(shù)、儲集層改造技術(shù)等技術(shù)研發(fā)上取得了一定的成果[6]，但整體而言，規(guī)模效益開發(fā)難度大，仍然缺乏該類氣藏高效開發(fā)的技術(shù)政策。

鄂爾多斯盆地M氣田是典型的低滲碳酸鹽巖氣藏，于 1989年在下古生界奧陶系馬家溝組取得重大突破。截至2018年底，該氣田仍作為鄂爾多斯盆地的主力氣田之一，下古生界累計投產(chǎn)氣井800余口，歷年累計產(chǎn)氣近900×108m3，以55×108m3/a的生產(chǎn)規(guī)模穩(wěn)產(chǎn)16年。近年來，隨著M氣田開發(fā)的不斷深入，較開發(fā)早期出現(xiàn)了剩余儲量少、非均衡開采嚴重、低壓低產(chǎn)井多、氣井產(chǎn)水等問題，剩余儲量挖潛、提高儲量動用程度、井網(wǎng)完整性評價和排水采氣成為解決問題的關(guān)鍵。但由于國內(nèi)外常用的相應(yīng)技術(shù)對策主要適應(yīng)于儲層地質(zhì)條件相對簡單、物性條件較好、規(guī)模較小氣田，導(dǎo)致M氣田無法全面適用。因此，系統(tǒng)的研究該類氣藏進入中后期的提高采收率技術(shù)對策對于氣區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、發(fā)揮供氣樞紐作用具有重要意義。

1 M氣田儲層概況與開發(fā)歷程

M氣田屬于古地貌(地層)-巖性氣藏，構(gòu)造位置屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，儲層巖性主要以泥-細粉晶白云巖為主，沉積上屬于淺海蒸發(fā)潮坪沉積。氣藏分布主要受古地貌及巖性控制，由于位于古地貌巖溶斜坡部位，巖溶風(fēng)化、淋濾、溶蝕作用強烈，侵蝕溝槽發(fā)育；儲層非均質(zhì)性強，氣藏地質(zhì)特征復(fù)雜。氣田奧陶系馬家溝組的MW1+2地層發(fā)育溶蝕孔洞，是M氣田天然氣儲集的主要層位，儲層厚度 15～35 m，平均 25 m，其儲集空間以溶孔、晶間孔和晶間溶孔為主，其次為鑄?？?、晶間微孔和微裂縫，裂縫儲集能力小，但具有較強的導(dǎo)流能力。MW1+2氣藏平均有效厚度 5.4 m；平均孔隙度 6.2%；平均滲透率 2.63 mD；平均儲量豐度 0.61×108m3/km2，為典型低孔、低滲、低豐度碳酸鹽巖巖性氣藏，存在局部滯留水，無邊底水。

M氣田主要經(jīng)歷了開發(fā)前期評價和開發(fā)試驗(1991—1996年)、探井試采(1997—1998年)、規(guī)模開發(fā)(1999—2003年)、氣田穩(wěn)產(chǎn)(2004年—至今)四個階段。其中，第一階段主要進行儲層綜合評價、氣田產(chǎn)能評價、開發(fā)先導(dǎo)試驗；第二階段主要開展氣田高產(chǎn)主控因素分析，初步形成22×109m3生產(chǎn)能力；第三階段旨在形成井網(wǎng)設(shè)計、產(chǎn)能評價、關(guān)鍵配套技術(shù)與工藝措施，形成了55×109m3生產(chǎn)規(guī)模；第四階段重點進行氣藏精細描述、動態(tài)評價、增壓開采與擴邊建產(chǎn)等?；跉鈪^(qū)開發(fā)工作者多年的技術(shù)研發(fā)與經(jīng)驗總結(jié)，已經(jīng)形成了復(fù)雜巖溶儲層評價、低滲氣藏精細動態(tài)評價等關(guān)鍵技術(shù)，為開展低滲碳酸鹽巖氣藏提高采收率技術(shù)對策研究打下了堅實的基礎(chǔ)。

2 提高采收率技術(shù)思路

針對M氣田中后期的開發(fā)特點與難點，從提高儲量動用程度和降低廢棄壓力兩個方面，在氣區(qū)現(xiàn)有技術(shù)的基礎(chǔ)上，形成了基于動態(tài)監(jiān)測的古地貌恢復(fù)、非均質(zhì)碳酸鹽巖氣藏井網(wǎng)優(yōu)化、大型巖性氣藏增壓開采及積液氣井預(yù)判識等關(guān)鍵提高采收率技術(shù)。

2.1 溝槽挖潛

M氣田經(jīng)過20多年開發(fā)，探明儲量已基本動用，剩余儲量主要分布在富水區(qū)、低滲區(qū)及溝槽邊部，因此溝槽區(qū)挖潛已成為氣田內(nèi)部擴大含氣面積、提高儲量動用程度的重要手段[7-8]。近年來，通過對10余口井在侵蝕主溝槽內(nèi)鉆探后發(fā)現(xiàn)，MW1+2亞段保存齊全，未見明顯的地層剝蝕，這表明氣田一直沿用的地震儲層預(yù)測模式需要進一步修正[9]。

常用的古地貌恢復(fù)方法在古構(gòu)造對古地貌影響的體現(xiàn)、真實形態(tài)的定量預(yù)測等方面存在應(yīng)用困難。為此，在地震、測井等靜態(tài)方法的基礎(chǔ)上，結(jié)合動態(tài)監(jiān)測資料和氣藏工程理論，提出碳酸鹽巖氣藏溝槽預(yù)測的新方法。首先，在現(xiàn)有古地貌恢復(fù)方法適應(yīng)性分析的基礎(chǔ)上，建立一種古地貌定量恢復(fù)的方法：通過選取任意一點作為參考水平面，將該水平面至奧陶系剝蝕面的距離作為古地貌高程值，然后繪制古地貌高程圖來實現(xiàn)古地貌的定量化表征與侵蝕溝槽預(yù)測。其次，充分利用氣田已有的現(xiàn)場測試資料(井間干擾測試、投產(chǎn)前地層壓力評價等)、壓恢試井等，判識溝槽形態(tài)、方向與大小。其中，井間干擾、投產(chǎn)前地層壓力等現(xiàn)場測試法是通過井間連通性來確定是否存在溝槽的定性判識方法；壓恢試井則是基于關(guān)井密集測試的壓力數(shù)據(jù)，利用該壓力及壓力導(dǎo)數(shù)在不同流動階段的形態(tài)與試井模型擬合，獲取解釋模型與參數(shù)來定量描述儲層邊界、溝槽展布等，從而證實溝槽存在性或者修正溝槽形態(tài)及距離的方法。以M氣田溝槽邊的35口壓恢試井?dāng)M合解釋為例，通過邊界流動段壓力及壓力導(dǎo)數(shù)上翹(表明氣體流動有邊界，溝槽存在)或下掉(表明外圍物性變好，溝槽不存在)、開口差值等特征與壓恢試井模型擬合，即可獲得不同解釋模型中的邊界形態(tài)及邊界距離。M氣田經(jīng)試井解釋修正溝槽展布的主要有4類情形：靜態(tài)認識有溝槽并獲得試井解釋證實(該類型有12口氣井，試井解釋邊界模型多為夾角邊界)，靜態(tài)認識有溝槽但經(jīng)試井解釋溝槽形態(tài)改變(該類型有7口氣井，試井解釋邊界模型多為U型邊界)，靜態(tài)有溝槽但經(jīng)試井解釋距離改變(該類型有7口氣井，試井解釋邊界模型多為開口邊界)，靜態(tài)有溝槽但試井解釋無溝槽(該類型有9口氣井，試井解釋為徑向復(fù)合外圍變好)。

基于該碳酸鹽巖氣藏溝槽預(yù)測的新方法，M氣田侵蝕溝槽的展布模式由“東西向樹枝狀溝槽模式”變?yōu)椤皽喜叟c潛坑并存模式”，且2017 年完鉆的 8 口井實鉆結(jié)果與新方法預(yù)測的古地貌相吻合程度達到90%，表明該方法具有方便快捷、相對準確的優(yōu)點。通過溝槽精細描述研究對溝槽挖潛，擴大靖邊氣田含氣面積305 km2，新增動用儲量137×108m3，新增部署產(chǎn)能6.2×108m3，增產(chǎn)氣量37.1×108m3，提高采收率0.8%。

2.2 井網(wǎng)優(yōu)化

M氣田初期井網(wǎng)部署選取正南正北向不規(guī)則面積井網(wǎng)，井距設(shè)置為1.5～2.5 km(平均2 km)，以適應(yīng)氣藏平面橫向儲滲條件變化大、高低產(chǎn)井相間出現(xiàn)、無邊底水又大面積展布的特征。但隨著挖潛需求不斷增大，現(xiàn)有井網(wǎng)已無法滿足氣田穩(wěn)產(chǎn)，如何在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上落實平面及縱向上的剩余儲量、指導(dǎo)加密井網(wǎng)和井型優(yōu)化是該類氣藏提高采收率的關(guān)鍵問題[10-11]。

由于儲層低滲非均質(zhì)性強，存在壓力測試資料有限、單井控制范圍內(nèi)平均物性參數(shù)變化大及低成本開發(fā)的經(jīng)濟要求等難點，常用的井網(wǎng)完整性評價方法如干擾測試、壓降曲線法、靜態(tài)泄流半徑法無法全面應(yīng)用[12-13](M氣田僅5.7%氣井可使用以上方法)。因此，建立一種立體井網(wǎng)完整性評價方法：利用氣井動儲量(即氣井實際參與滲流的地質(zhì)儲量)評價結(jié)果，結(jié)合產(chǎn)氣剖面測試進行小層劈分，確定下古各小層控制儲量及剩余儲量后，再利用容積法定量評價每口井各小層的泄流半徑來落實井網(wǎng),公式如式(1)所示：

(1)

式(1)中：G為動儲量，108m3；r為氣井泄流半徑，m；h為氣層有效厚度，m；φ為孔隙度；Sgi為平均原始含氣飽和度；Bgi為原始條件下氣體的體積系數(shù)。

表1 M氣田各小層泄流半徑情況統(tǒng)計表

在井網(wǎng)完善性評價基礎(chǔ)上，再從滲流理論、生產(chǎn)效果、經(jīng)濟效益評價多角度提出了優(yōu)選加密井型思路：①由水平井與直井的面積替換比公式[式(2)]可知，直井泄流半徑增加，水平井井與直井面積替換比減小，M氣田下古直井泄流達到1.3 km，水平井控制面積僅為直井1.2倍，水平井提高井控儲量優(yōu)勢不明顯；②產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、數(shù)值模擬法等動態(tài)指標評價表明，M氣田下古40口投產(chǎn)水平井與其鄰近直井目前累產(chǎn)氣量、動儲量基本相當(dāng)，水平井提高累產(chǎn)氣量效果不明顯；③水平井單井投資為直井2.8倍，但收益率較直井低4.2%，水平井開發(fā)效益差。綜合考慮，M氣田新增加密井型為直井。

(2)

式(2)中：RA為水平井與直井的面積替換比；L為水平井有效長度，m。

基于以上研究結(jié)果，在剩余儲量富集區(qū)域部署加密直井30口，新增產(chǎn)能1.8×108m3，增產(chǎn)氣量12.6×108m3，提高采收率0.3%。

2.3 增壓開采

增壓開采是通過減小井口外輸壓力以降低廢氣地層壓力，以達到提高氣田采收率的開采方式[14]。目前M氣田主要采用高壓集氣模式，井口壓力下降空間大，72%的已投產(chǎn)氣井井口壓力接近或低于外輸壓力，增壓開采潛力巨大。但由于氣田面積大、井?dāng)?shù)多、非均質(zhì)性強、非均衡開采特征突出，國內(nèi)外現(xiàn)有的增壓模式多應(yīng)用于中小規(guī)模、均質(zhì)的構(gòu)造性氣藏，無法適應(yīng)于大型低滲透巖性氣藏的增壓開采[15]。

為此，基于增壓方式評價、增壓序列優(yōu)化、井口壓力優(yōu)選，形成了大型非均質(zhì)氣藏增壓優(yōu)化設(shè)計技術(shù)。

(1)考慮到典型區(qū)塊數(shù)值模擬研究評價不同增壓方式下氣田提高采收率效果基本相同，增壓方式的優(yōu)選主要取決于經(jīng)濟及地面系統(tǒng)等因素：根據(jù)不同增壓方式的投資估算情況，優(yōu)選以區(qū)域增壓為主、集氣站增壓為輔的混合增壓方式，劃分增壓單元30個，其中區(qū)域增壓點25個，集氣站增壓點5個。

(2)考慮到區(qū)域、站內(nèi)氣井穩(wěn)產(chǎn)時間不一致情況，在單井自然穩(wěn)產(chǎn)期預(yù)測基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬方法調(diào)整同一增壓單元內(nèi)氣井配產(chǎn)，使同一單元內(nèi)各井壓力下降程度趨于同步，并綜合考慮氣田整體穩(wěn)產(chǎn)、氣田調(diào)峰保供等因素，確定增壓序列。

(3)基于數(shù)值模擬預(yù)測不同井口壓力條件下氣井開采指標，綜合考慮氣藏提高采收率、增壓工程投資與工程量、經(jīng)濟指標、方案抗風(fēng)險能力等因素，優(yōu)化設(shè)計2.0 MPa作為增壓開采井口壓力[16-17]。

通過該項技術(shù)，實現(xiàn)了大型碳酸鹽巖巖性氣藏上萬平方公里工區(qū)、千余口氣井增壓整體設(shè)計及統(tǒng)籌部署。目前M氣田已投運13座，通過先導(dǎo)試驗及增壓效果評價，預(yù)計可延長穩(wěn)產(chǎn)期2～3年，降低廢棄地層壓力4.4 MPa(7.6 MPa降低至3.2 MPa)，增產(chǎn)氣量235.4×108m3，采收率提高5.2%。

在已實施氣井增壓效果評價的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新提出二級增壓可行性研究。二級增壓是在井口壓力6.4 MPa降至2.0 MPa的基礎(chǔ)上，通過增加壓縮機將井口壓力降低至0.5 MPa。其主要做法是在經(jīng)濟評價的基礎(chǔ)上，通過研究二級增壓條件下經(jīng)濟極限增產(chǎn)氣量來確定其現(xiàn)場操作的可行性。結(jié)果表明，在目前氣價下(1.118 2元/m3)，當(dāng)增壓站日增產(chǎn)氣量大于0.8×104m3/d時，二級增壓經(jīng)濟可行。同時通過M氣田W1站(增壓氣井8口)的二級增壓現(xiàn)場試驗可知(試驗過程如圖1所示)，二級增壓后進站壓力由2.7 MPa降至1.7 MPa，日增產(chǎn)氣量3.7×104m3/d，預(yù)計可累計增產(chǎn)氣量0.2×108m3，提高采收率0.5%。

圖1 W1站增壓生產(chǎn)曲線

2.4 排水采氣

井筒積液是指氣井中由于氣體不能有效攜帶出液體而使液體在井筒中聚集的現(xiàn)象[18]。對于低滲氣藏，由于氣井生產(chǎn)能力低，攜液能力不足，極易產(chǎn)生井筒積液，致使氣井降產(chǎn)或停產(chǎn)[19-20]。目前M氣田52%的氣井面臨積液風(fēng)險，但目前常用的積液判識方法存在適應(yīng)性有限、判識滯后等問題，導(dǎo)致氣田穩(wěn)產(chǎn)難度進一步增大。

在大量氣井生產(chǎn)動態(tài)分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合攜液理論研究，提出適應(yīng)氣田的氣井井筒積液判識的方法：對于有壓恢測試且生產(chǎn)能力較好的氣井，利用氣井關(guān)井過程中井筒內(nèi)氣液兩相相態(tài)重新分布的原理，即在井筒儲集段后期壓力導(dǎo)數(shù)曲線上下波動出現(xiàn)的類似駝峰的波動段曲線(圖2)，產(chǎn)生駝峰效應(yīng)，由此利用該特征進行井筒積液的提前判識；對于缺乏該項測試的其他氣井，可通過現(xiàn)場已積液氣井情況開展曳力系數(shù)修正，建立適應(yīng)區(qū)塊條件的不同井口壓力條件下的最小攜液流量計算公式指導(dǎo)氣井排水采氣。

利用該判識方法，已評價M氣田氣井早期輕度積液545口，晚期重度積液37口，通過對積液氣井進行分類評價，指導(dǎo)現(xiàn)場積液預(yù)警、強化排液等措施36井次/年。在目前生產(chǎn)狀況下，可年均增產(chǎn)氣量1.8×108m3，提高采收率0.04%。

圖2 X1井壓恢解釋曲線

3 應(yīng)用情況

3.1 形成了碳酸鹽巖氣藏提高采收率關(guān)鍵技術(shù)

以鄂爾多斯盆地低滲碳酸鹽巖氣藏M氣田為例，圍繞氣田挖潛與提高采收率，提出了以提高儲量動用程度、降低廢棄壓力的提高碳酸鹽氣藏采收率主體思路，形成了以溝槽挖潛、井網(wǎng)優(yōu)化、增壓開采、排水采氣的關(guān)鍵技術(shù)對策。通過以上技術(shù)對策，M氣田下古氣藏可新增動用儲量220.3×108m3，增產(chǎn)氣量303.4×108m3，提高氣田采收率6.76%，保障了氣區(qū)的平穩(wěn)供氣(表2)。

表2 低滲碳酸鹽巖氣藏M氣田提高采收率效果統(tǒng)計

3.2 緩解了氣藏非均衡開采程度

依托已形成的復(fù)雜巖溶儲層描述、低滲氣藏精細動態(tài)評價技術(shù)，在開發(fā)指標評價的基礎(chǔ)上，制定區(qū)塊調(diào)控技術(shù)政策，實施開發(fā)調(diào)整，有效減緩了M氣田氣藏非均衡開采程度。目前M氣田地層壓力下降速度變緩，氣田年壓降由2007年前平均1.4 MPa下降到目前的0.8 MPa，同時結(jié)合提高采收率關(guān)鍵技術(shù)，通過增壓開采、內(nèi)部挖潛等，預(yù)計M氣田下古氣藏可穩(wěn)產(chǎn)至2024年。

4 結(jié)論

(1)中國碳酸鹽巖氣藏在地質(zhì)上具有成藏模式多樣、構(gòu)造復(fù)雜、儲集層差異大的特點，開發(fā)上表現(xiàn)出儲集體離散分布、平縱向非均質(zhì)性強、單井產(chǎn)量差異大、遞減快、采收率低的困難，雖然目前已形成了較為完整的開發(fā)理論與技術(shù)體系，但仍然缺乏該類氣藏高效開發(fā)的技術(shù)政策。

(2)中國大型低滲透碳酸鹽巖氣藏以M氣田為例,可以發(fā)現(xiàn)其評價、上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)階段的開發(fā)技術(shù)呈漸進式變化，逐步由框架整體式評價轉(zhuǎn)為分類、分級的精細化評價，其核心是提高單井產(chǎn)量與采收率，并需要控制開發(fā)成本。

(3)針對M氣田低滲碳酸鹽巖氣藏侵蝕溝槽發(fā)育、儲層低滲非均質(zhì)性強、低壓低產(chǎn)井多等特征，創(chuàng)新形成了基于動態(tài)監(jiān)測的古地貌恢復(fù)模式、非均質(zhì)氣藏井網(wǎng)優(yōu)化、大型巖性氣藏增壓開采、積液氣井判識技術(shù)，預(yù)計M氣田下古氣藏可新增動用儲量220.3×108m3，增產(chǎn)氣量303.4×108m3，提高氣田采收率6.8%。