黃 磊，張 雷，汪 躍，吳浩君，劉文超

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

氣井產(chǎn)能指一定回壓下的氣井供氣量[1]，影響氣井產(chǎn)能的因素大致可分為地質(zhì)因素和開發(fā)因素。目前對于凝析氣藏多從氣井表皮系數(shù)、反凝析堵塞、近井地帶反滲吸水鎖、產(chǎn)水等開發(fā)因素方面開展產(chǎn)能評價研究[2-6]，缺乏考慮實際裂縫儲層特征等靜態(tài)參數(shù)。裂縫作為凝析氣藏重要的儲集空間及滲流通道，研究其對凝析氣井的產(chǎn)能的影響非常重要。本文基于渤海灣盆地B 凝析氣田試驗區(qū)儲層裂縫的發(fā)育特征，從裂縫厚度、滲透率、開度、密度及裂縫走向等方面，分析氣井產(chǎn)能差異大的原因及裂縫各項參數(shù)對產(chǎn)能的影響，并在此基礎(chǔ)上，建立適用于B 凝析氣田的產(chǎn)能綜合評價的圖版，為該類凝析氣田的高效開發(fā)提供參考和依據(jù)。

1 氣田概況

渤海海域B 凝析氣田位于渤中凹陷西南部，區(qū)域構(gòu)造上被渤中凹陷、沙南凹陷和黃河口凹陷所環(huán)繞，整體表現(xiàn)為被走滑斷層及其派生斷層復(fù)雜化的具有背斜特征的斷塊構(gòu)造[7，8]。在地層上，從上至下依次發(fā)育第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組、沙河街組和孔店組以及太古宇潛山，其中古近系孔店組和太古宇潛山是主力產(chǎn)氣層。

本文目標(biāo)研究區(qū)為氣田的試驗區(qū)，位于氣田北塊，屬于斷層復(fù)雜化的背斜圈閉構(gòu)造，圈閉幅度約400 m。目前有探井與生產(chǎn)井共8 口，產(chǎn)出物為天然氣和凝析油，主要含氣層位為太古宇潛山。

2 研究區(qū)儲層特征

目標(biāo)區(qū)的潛山風(fēng)化帶自上而下為強(qiáng)風(fēng)化帶、次風(fēng)化帶，其中強(qiáng)風(fēng)化帶受構(gòu)造應(yīng)力和風(fēng)化作用影響，網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，儲層凈毛比較高，平均69.6%。次風(fēng)化帶主要受構(gòu)造應(yīng)力作用，裂縫類型主要為構(gòu)造縫，儲層凈毛比較低，平均54.1%，整體似層狀分布（見圖1）。

圖1 目標(biāo)區(qū)風(fēng)化帶儲層凈毛比

統(tǒng)計目標(biāo)區(qū)單井裂縫參數(shù)（見表1）。單井平均裂縫密度3.1～5.2 條/米，井間差異較小，單井平均裂縫開度44～255 μm，井間差異較大。強(qiáng)風(fēng)化帶風(fēng)化淋濾作用較強(qiáng)，以不規(guī)則的風(fēng)化網(wǎng)狀縫為主，充填程度高，裂縫開度小，次風(fēng)化帶風(fēng)化淋濾作用較弱，以構(gòu)造縫為主，充填程度弱，裂縫開度大（見圖2）。裂縫傾角40°～90°，平均59°，整體以中高角度縫為主。受多期構(gòu)造應(yīng)力作用，研究區(qū)發(fā)育北西、東西、北東向三組裂縫。

表1 目標(biāo)區(qū)各井鉆遇裂縫參數(shù)統(tǒng)計

圖2 目標(biāo)區(qū)風(fēng)化帶取心照片

3 裂縫儲層特征及發(fā)育程度對氣井產(chǎn)能的影響

生產(chǎn)動態(tài)資料顯示，目標(biāo)區(qū)單井產(chǎn)能（無阻流量）差異較大（見圖3）。通過分析儲層主要測試產(chǎn)氣段的電成像測井資料和巖心裂縫資料，在主要的產(chǎn)氣層段裂縫普遍發(fā)育，且裂縫有效性好，少數(shù)裂縫被充填；而氣測顯示差的井段，通常裂縫發(fā)育程度差（見圖4）。

圖3 目標(biāo)區(qū)各井無阻流量對比

圖4 目標(biāo)區(qū)D 井裂縫厚度與氣測關(guān)系圖

對于凝析氣井，裂縫是決定氣井產(chǎn)能的主控因素[9-11]。如果裂縫不發(fā)育或者發(fā)育程度低，在低孔低滲的儲集層中油氣很難實現(xiàn)垂向和橫向上的移動。因此，綜合評價裂縫特征參數(shù)對于凝析氣井產(chǎn)能有重要意義，為渤海B 凝析氣田的整體開發(fā)提供參考。

3.1 裂縫厚度與產(chǎn)能的關(guān)系

目標(biāo)區(qū)生產(chǎn)井鉆遇儲層厚度平均為170 m，單井厚度存在差異。分析顯示，氣井產(chǎn)能與氣層厚度有非常好的正相關(guān)性，儲層越厚，氣井產(chǎn)能越高（見圖5）。

3.2 儲層滲透率與產(chǎn)能的關(guān)系

滲透率是反映儲集層物性最重要的參數(shù)。通過統(tǒng)計目標(biāo)區(qū)各井滲透率與氣井無阻流量（見圖6），顯示兩者的相關(guān)性較好。滲透率增加，會提高基質(zhì)供氣、裂縫供氣及基質(zhì)向裂縫供氣的滲流能力，裂縫性凝析氣藏滲透率越大，氣井產(chǎn)能也越高。

圖5 目標(biāo)區(qū)無阻流量與氣層厚度關(guān)系

圖6 目標(biāo)區(qū)無阻流量與儲層滲透率

3.3 裂縫密度與產(chǎn)能的關(guān)系

雖然眾多的學(xué)者研究均表明，裂縫密度與油氣產(chǎn)能具有明顯的正相關(guān)性[12-15]，但目標(biāo)區(qū)裂縫密度單井差異較小，從裂縫密度與氣井產(chǎn)能的關(guān)系統(tǒng)計圖（見圖7）可以看出，兩者相關(guān)性很差，裂縫密度對于單井產(chǎn)能的影響較小。

圖7 目標(biāo)區(qū)無阻流量與裂縫密度

3.4 裂縫開度與產(chǎn)能的關(guān)系

裂縫開度并非影響目標(biāo)區(qū)氣井產(chǎn)能的必要不充分條件。統(tǒng)計裂縫開度與無阻流量的關(guān)系（見圖8），顯示裂縫張開度與無阻流量的相關(guān)性很差，部分產(chǎn)能高的井裂縫張開度大，但裂縫張開度大，產(chǎn)能卻不一定高。如A 井和D 井裂縫開度分別為95 μm 和57 μm，A 井無阻流量卻比D 井低，分別為35×104m3/d 和106×104m3/d。

圖8 目標(biāo)區(qū)無阻流量與裂縫開度

3.5 裂縫走向與產(chǎn)能的關(guān)系

目標(biāo)區(qū)現(xiàn)今主應(yīng)力方向為近東西向，統(tǒng)計各井裂縫走向與無阻流量顯示，在裂縫發(fā)育程度相似的情況下，裂縫走向與主應(yīng)力方向一致的無阻流量較高。如B 井和G 井產(chǎn)氣層段裂縫密度分別為4.4 條/米和4.3條/米，開度分別為85 μm 和127 μm，而產(chǎn)能存在較大差異，其中B 井的無阻流量為39×104m3/d，G 井的無阻流量為115×104m3/d。分析發(fā)現(xiàn)B 井產(chǎn)氣層段主要發(fā)育北東-南西向及北西-南東向裂縫，而G 井產(chǎn)氣層段主要發(fā)育近東西向。最后，針對氣田裂縫五項參數(shù)（厚度、滲透率、開度、密度、走向）的差異性與區(qū)內(nèi)氣井產(chǎn)能進(jìn)行對比分析，認(rèn)為裂縫的厚度、滲透率、走向三項參數(shù)綜合影響目標(biāo)區(qū)氣井產(chǎn)能。

4 產(chǎn)能評價圖版

通過實際動態(tài)產(chǎn)能與靜態(tài)裂縫參數(shù)特征分析，得到影響B(tài) 氣田試驗區(qū)氣井產(chǎn)能最重要的裂縫特征參數(shù)分別為裂縫厚度、儲層滲透率、裂縫走向。由于裂縫走向難以定量化表征，本文選取裂縫厚度與儲層滲透率兩項參數(shù)研究產(chǎn)能評價圖版。

利用數(shù)值模擬工具，結(jié)合目標(biāo)區(qū)實際地質(zhì)油藏因素，設(shè)計不同滲透率條件下，改變氣層厚度，模擬計算單井無阻流量，從而建立不同滲透率與氣層厚度下無阻流量評價圖版（見圖9）。將實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)代入圖版中，顯示與圖版吻合度較高，說明圖版能較為真實反映B 氣田實際情況，利用圖版可以快速、直觀地估算氣田后續(xù)開發(fā)井無阻流量。

圖9 B 氣田裂縫產(chǎn)能評價圖版

5 結(jié)論

（1）目標(biāo)研究區(qū)渤海B 氣田試驗區(qū)各井裂縫滲透率及裂縫開度差異較大，裂縫密度差異小；研究區(qū)發(fā)育北西、東西、北東向三組裂縫。

（2）裂縫厚度、滲透率、主滲流裂縫方位控制了試驗區(qū)潛山凝析氣藏的天然氣產(chǎn)能。裂縫厚度和儲層滲透率與產(chǎn)氣量呈正相關(guān)，裂縫開度及裂縫密度對產(chǎn)氣量影響最小。在現(xiàn)今地應(yīng)力作用下，近東西向裂縫連通性好，有效性好，為主滲流方位，發(fā)育程度最高，對天然氣產(chǎn)能的貢獻(xiàn)最大。

（3）利用數(shù)值模擬工具，建立了不同滲透率與氣層厚度下無阻流量評價圖版，應(yīng)用圖版可以快速估算B氣田后續(xù)開發(fā)井無阻流量。