劉 婕，張賀舉，吳其林，秦圓明，史雙龍，吳美潔，吳敏熵

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司研究中心，廣東湛江 524057；2.廣東石油化工學(xué)院石油工程學(xué)院，廣東茂名 525000）

氣田高效開發(fā)研究是油氣田效益最大化必不可少的環(huán)節(jié)，國內(nèi)學(xué)者在氣田開采技術(shù)進(jìn)行了廣泛而又深入的研究[1-6]。L 氣田位于南海北部大陸架西區(qū)的瓊東南盆地內(nèi)，處于盆地中央坳陷帶陵南低凸起北部的陵水凹陷中央峽谷內(nèi)，水深1 250～1 550 m，其主要氣藏位于第四系黃流組，氣田測井滲透率89～2 512.3 mD，屬高孔～特高孔、高滲～特高滲儲層，尚處于開發(fā)初期[7]。

由于海上深水環(huán)境地質(zhì)油藏條件復(fù)雜、開發(fā)井網(wǎng)部署難度大，難以實現(xiàn)儲集層精細(xì)描述，從而造成深水氣田開發(fā)存在投資大、修井難、井資料缺乏的問題，如何防水、避水、確定合理的開發(fā)策略是氣田開發(fā)面臨的難點。L 氣田87%的儲量為弱邊底水驅(qū)，在設(shè)計生產(chǎn)井射孔方案的時候，結(jié)合油藏工程計算方法以及數(shù)值模擬方法計算結(jié)果優(yōu)化射孔長度，控制采氣速度，使各氣組均衡開采，一定程度延緩了氣井見水，延長無水采氣期，提高了氣田的采收率。

1 海上水驅(qū)氣田開發(fā)規(guī)律

氣藏開發(fā)與油藏開發(fā)的顯著區(qū)別是水對于氣藏開發(fā)的影響更大，其中水驅(qū)氣藏相比氣驅(qū)氣藏的開發(fā)難度更高，主要原因是當(dāng)氣藏開發(fā)時，裂縫將壓力迅速傳到與其連通的各個部位，如果裂縫與邊底水相連通，那么地層水將沿著裂縫快速到達(dá)井底，有時突破井底，侵入氣井的主要產(chǎn)氣層段使其產(chǎn)水，從而增加了氣水兩相流動的滲流阻力，形成多種方式的水封氣甚至水淹，使氣井產(chǎn)量大幅度遞減，大大降低了水驅(qū)氣藏的采收率，增加了氣藏開采成本。

通過交流評價總結(jié)出海上水驅(qū)氣田開發(fā)規(guī)律：（1）對于強(qiáng)邊水氣藏來說，氣藏水體能量大，是造成強(qiáng)邊水氣藏過早見水內(nèi)在原因，氣柱大小直接影響強(qiáng)邊水氣藏的采收率，采用合理的采氣速度、控制射開程度，避免邊水過早推進(jìn)，延長無水采氣期，是強(qiáng)邊水氣藏有效開發(fā)保證；（2）影響強(qiáng)底水氣藏出水早晚的主要因素是采氣速度，儲層非均質(zhì)性、隔夾層的發(fā)育程度，決定氣井見水時間的早晚，射開程度一定程度上影響見水時間；（3）控制采氣速度，保證氣藏持續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)是開發(fā)弱水驅(qū)氣藏的關(guān)鍵。根據(jù)以往開發(fā)經(jīng)驗，開發(fā)強(qiáng)邊水氣藏時，采氣速度在5%～8%，無水采氣期末的采出程度10%～25%，標(biāo)定采收率在30%～46%；開發(fā)強(qiáng)底水氣藏時，采氣速度在6%～10%，無水采氣期末的采出程度14%～20%，標(biāo)定采收率在35%左右；而開采弱邊水氣藏時采氣速度在3%～7%，無水采氣期末的采出程度40%～45%，標(biāo)定采收率在58%～70%。

2 L 氣田構(gòu)造儲層特征及A6 井概況

瓊東南盆地具有“東西分塊”、“南北分帶”的主體構(gòu)造格局。所謂“南北分帶”是以2 號斷裂帶為界，將瓊東南盆地劃分為兩個主要的坳陷帶：北部坳陷帶和中央坳陷帶。“東西分塊”是以盆地中部NW 走向斷裂發(fā)育區(qū)（即陵水區(qū)）為界，將瓊東南盆地劃分為東、西兩個不同構(gòu)造走向的斷裂帶，以東主要為NE 走向，以西呈EW 走向。結(jié)合古近系地層厚度分布特征，瓊東南盆地構(gòu)造區(qū)帶可劃分為北部坳陷帶、中部隆起帶、中央坳陷帶和南部隆起帶四個一級構(gòu)造單元。其中，北部坳陷帶北部為海南隆起區(qū)，南部以3 號-16 號-6 號斷層與中部隆起帶分隔；中部隆起帶以20 號-2 號-12 號斷層-神狐隆起與中央坳陷分界；中央坳陷帶以13 號-19號-1 號斷層與南部隆起帶分界。L 氣田位于中央坳陷帶西部陵水凹陷南斜坡，緊鄰陵南低凸起，其砂體為發(fā)育在盆地底部深海中央峽谷內(nèi)受峽谷限制的濁積水道復(fù)合體，縱向上發(fā)育多期沉積，每期砂體沉積之后又受到后期泥質(zhì)水道及上覆砂體沉積的切割改造，黃流組砂體全部沉積之后又整體受到鶯歌海組泥質(zhì)水道及泥質(zhì)塊體流侵蝕改造，平面上表現(xiàn)為沿峽谷軸向呈條帶狀展布的孤立砂體[8]。上覆為一千多米的深海泥巖蓋層，后期受差異壓實的影響表現(xiàn)為不同的有一定構(gòu)造幅度的巖性圈閉，各自獨立成藏，形成不同的氣水系統(tǒng)。具體而言，平面上各井區(qū)砂體呈現(xiàn)彼此不連通孤立砂體，縱向上不同氣組受泥巖隔層的封隔，表現(xiàn)為平面及縱向上多個巖性氣藏的特征[9]。研究區(qū)目的層范圍內(nèi)無斷層發(fā)育，但在目的層下覆地層存在大量垂向微裂隙。

L 氣田平面上由7 個獨立井區(qū)構(gòu)成，在層序識別及劃分的基礎(chǔ)上，根據(jù)儲層巖性、電性組合特征，按照沉積旋回等時對比、分級控制原則，并結(jié)合壓力系統(tǒng)和氣水分布情況，將L 氣田黃流組鉆遇地層自上而下劃分為5 個氣組：0 氣組、Ⅰ氣組、Ⅱ氣組、Ⅲ氣組、Ⅳ氣組。本次研究的目標(biāo)區(qū)為Ⅰ氣組和Ⅳ氣組，其中Ⅰ氣組為主力含氣層位，進(jìn)一步細(xì)分為Ⅰ上、Ⅰ下氣組。

根據(jù)ODP 設(shè)計，生產(chǎn)井A6 井部署在L 氣田東南部的3 井區(qū)（井區(qū)內(nèi)僅一口探井3 井），對Ⅰ上氣組和Ⅳ氣組進(jìn)行分層開采，上下靶點分別位于Ⅰ上氣組的東北部和Ⅳ氣組的南側(cè)，其中Ⅰ上氣組為研究區(qū)主力含氣層位，砂體因后期泥質(zhì)水道侵蝕改造在研究區(qū)局部發(fā)育，井點鉆遇地層厚度在11.9～36.9 m，儲層厚度在4.8～21.6 m，整體以灰色、淺灰色粉砂巖為主，次為細(xì)砂巖，局部夾薄層灰色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，單砂體厚度較其他層位薄，夾層更為發(fā)育，自然伽馬曲線表現(xiàn)為中～高幅漏斗型或鐘型特征，Ⅰ上氣組為弱邊水氣藏，水體倍數(shù)約0.6 倍；Ⅳ氣組砂體在全區(qū)普遍發(fā)育，井點鉆遇地層厚度在12.5～61.9 m，儲層厚度在11.2～43.6 m，整體為厚層灰色、淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖，局部夾薄層灰色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，單砂體厚度大，自然伽馬曲線以中～高幅箱型為主，局部表現(xiàn)漏斗型特征，Ⅳ氣組為水體倍數(shù)約7.2 倍的底水驅(qū)氣藏。

整體上來看，L 氣田各氣組之間隔夾層較為發(fā)育，能起到較好的封隔作用，中～高砂泥比的氣組砂體內(nèi)部，形成隔層的可能性較小，泥巖的橫向分布相對不穩(wěn)定，但實鉆顯示在80～700 m 的井距下，泥巖橫向分布相對穩(wěn)定。通過A6 井與3 井進(jìn)行連井砂體對比，認(rèn)為二者小層對比性較好，第三套薄泥巖往探井方向已尖滅，Ⅰ上氣組下部泥巖夾層厚度較厚，橫向分布穩(wěn)定、封隔性較好，Ⅳ氣組下部泥巖較薄，封隔性較差，按有夾層發(fā)育的底水氣藏考慮（見圖1）。

圖1 A6 井砂體對比圖

3 均衡優(yōu)化設(shè)計A6 井射孔方案

ODP 設(shè)計采氣井A6 井分兩層開采，其中Ⅰ上氣組為弱邊水氣藏，見水風(fēng)險較小，而Ⅳ氣組下部泥巖層僅厚1.9 m，封隔性較差，有一定見水風(fēng)險。針對A6 井這兩個生產(chǎn)氣組的儲層特征，首先對Ⅰ上氣組進(jìn)行了射開程度優(yōu)化設(shè)計，根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，射開程度與累產(chǎn)成正比例關(guān)系，可考慮適當(dāng)延長射孔段。

從效果對比圖（見圖2）中可以看出，Ⅰ上氣組射開為10%、20%、33%、50%時，穩(wěn)產(chǎn)期和累產(chǎn)氣量相差不大，而射開100%時開發(fā)指標(biāo)出現(xiàn)顯著變化，所以選取了射開50%和100%作為下步研究基礎(chǔ)方案，再通過優(yōu)化Ⅳ氣組的射孔長度，使兩個氣組均衡開采，減少見水風(fēng)險、提高采收率。

圖2 Ⅰ上氣組不同射開厚度效果對比圖

3.1 油藏工程方法計算Ⅳ氣組開發(fā)指標(biāo)

L 氣田共計鉆井7 口，只有一口井進(jìn)行了產(chǎn)能測試，測試資料齊全，產(chǎn)能基本清楚，在預(yù)測其余未進(jìn)行產(chǎn)能測試的氣組時，通過對幾種常規(guī)計算氣井產(chǎn)能的方法進(jìn)行對比分析，結(jié)合L 氣田實際開發(fā)情況，以目前礦場上采用較多的壓力平方形式的二項式產(chǎn)能方程得出的產(chǎn)能為主要依據(jù)，并根據(jù)壁心糾正滲透率進(jìn)行無阻流量預(yù)測。該方法描述產(chǎn)量與井底流壓之間的關(guān)系式，主要適用于壓力衰竭式開發(fā)、多井開采的氣田，沒有外部供給，依靠氣體自身的彈性膨脹來采氣，該類型氣田在正常生產(chǎn)期內(nèi)呈擬穩(wěn)定狀態(tài)。

在設(shè)計A6 井射孔方案時，按照均衡開采優(yōu)化配比，與Ⅰ上氣組分別射開50%、100%對應(yīng)，共設(shè)計了Ⅳ氣組射開比例長度為10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二個優(yōu)化方案，采用二項式產(chǎn)能方程計算出氣層的無阻流量以及合層無阻流量。從計算結(jié)果可以看出，Ⅰ上氣組射開50%時，方案三（Ⅳ氣組射開25%）和方案四（Ⅳ氣組射開33%）的采氣速度與產(chǎn)能較為匹配；Ⅰ上氣組射開100%時，方案九（Ⅳ氣組射開25%）和方案十（Ⅳ氣組射開25%）更為合理。

3.2 數(shù)值模擬方法計算Ⅳ氣組累產(chǎn)量

根據(jù)精細(xì)氣藏描述的結(jié)果，運(yùn)用Petrel 軟件建立起L 氣田3D 儲層地質(zhì)模型，以井點資料和各層頂面深度構(gòu)造圖建立各氣組的地質(zhì)模型并進(jìn)行粗化處理，將三維地質(zhì)模型轉(zhuǎn)化為氣藏模型，再將氣藏流體資料、相滲曲線、壓力數(shù)據(jù)定義到氣藏模型中進(jìn)行氣藏模型初始化，建立了L 氣田3 井區(qū)的油藏數(shù)值模型（見圖3）。在模型里，對應(yīng)油藏工程計算方法設(shè)計方案，分別設(shè)計了Ⅰ上氣組射開50%、100%時，Ⅳ氣組射開比例長度為10%、20%、25%、33%、50%、67%等十二個優(yōu)化方案，從數(shù)模方法計算結(jié)果來看，Ⅰ上氣組射開50%時穩(wěn)產(chǎn)時間較長，累產(chǎn)更多，通過模型含氣飽和度時間變化，分析認(rèn)為產(chǎn)生此結(jié)果的原因是Ⅰ上氣組射開100%時，后期可能會因為地層水通過底部高滲層突進(jìn)，造成氣井產(chǎn)量下降更快，穩(wěn)產(chǎn)期變短。

圖3 L 氣田3 井區(qū)含氣飽和度分布圖

將數(shù)值模擬結(jié)果與油藏工程方法計算的結(jié)果進(jìn)行綜合比較，從氣田長期開發(fā)效果出發(fā)，最終確定了累產(chǎn)氣最多、穩(wěn)產(chǎn)期最長的方案三（Ⅰ上氣組射開50%）作為A6 井射孔方案（見表1）。從模擬結(jié)果來看，氣組可穩(wěn)產(chǎn)18 年左右，采出程度70.7%，符合海上水驅(qū)氣田開發(fā)規(guī)律。

通過上述均衡優(yōu)化設(shè)計方法，結(jié)合油藏工程計算方法及數(shù)值模擬方法設(shè)計水驅(qū)氣藏生產(chǎn)井的射孔方案，通過優(yōu)化射孔位置和射孔長度，使合采氣組之間的產(chǎn)能比和配產(chǎn)比基本一致，最大程度規(guī)避了水侵水竄對氣井生產(chǎn)的影響，延長了無水采氣期和穩(wěn)產(chǎn)年限，提高了氣田采收率。

4 結(jié)論

（1）在儲層有效動用的前提下，不同類型水驅(qū)氣田的出水規(guī)律和主控因素不同，導(dǎo)致其經(jīng)驗采氣速度和標(biāo)定采收率也略有不同。

（2）L 氣田為高孔高滲高產(chǎn)的大型深水氣田，針對不同井區(qū)的氣藏驅(qū)動類型應(yīng)制定不同開發(fā)策略，控制合理采氣速度、延緩生產(chǎn)井見水時間是高效開發(fā)的關(guān)鍵。

（3）通過均衡優(yōu)化設(shè)計L 氣田3 井區(qū)生產(chǎn)井A6 的射孔方案，結(jié)合油藏工程計算方法以及數(shù)值模擬計算的結(jié)果，認(rèn)為射開黃流組Ⅰ上氣組50%氣層厚度、Ⅳ氣組25%氣層厚度的方案最優(yōu)，能一定程度地減少見水風(fēng)險、延緩見水時間、提高氣組采收率。