低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

谢 姗，伍 勇，张建国，焦 扬，何 磊

(中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710021)

碳酸盐岩作为主要的储集岩类型，可采储量占到全球的46%，是天然气生产的主要支柱[1-2]。在中国，其天然气地质资源量为资源总量的26.9%，储量为 3.37×1012m3，也是油气勘探开发和油气增储上产的重要领域[3-4]。与其他国家相比，中国碳酸盐岩气藏具有地质时代老、埋藏深、经过多期构造运动改的特点[5]，气藏以孔隙型礁滩白云岩为主，地质条件更为复杂；开发上存在储集体离散分布、平纵向非均质性强、单井产量差异大、递减快、采收率低等问题。目前，在碳酸盐岩储集体成因机制、流体流动机理等理论研究和深层复杂井钻完井技术、储集层改造技术等技术研发上取得了一定的成果[6]，但整体而言，规模效益开发难度大，仍然缺乏该类气藏高效开发的技术政策。

鄂尔多斯盆地M气田是典型的低渗碳酸盐岩气藏，于 1989年在下古生界奥陶系马家沟组取得重大突破。截至2018年底，该气田仍作为鄂尔多斯盆地的主力气田之一，下古生界累计投产气井800余口，历年累计产气近900×108m3，以55×108m3/a的生产规模稳产16年。近年来，随着M气田开发的不断深入，较开发早期出现了剩余储量少、非均衡开采严重、低压低产井多、气井产水等问题，剩余储量挖潜、提高储量动用程度、井网完整性评价和排水采气成为解决问题的关键。但由于国内外常用的相应技术对策主要适应于储层地质条件相对简单、物性条件较好、规模较小气田，导致M气田无法全面适用。因此，系统的研究该类气藏进入中后期的提高采收率技术对策对于气区持续稳产、发挥供气枢纽作用具有重要意义。

1 M气田储层概况与开发历程

M气田属于古地貌(地层)-岩性气藏，构造位置属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，储层岩性主要以泥-细粉晶白云岩为主，沉积上属于浅海蒸发潮坪沉积。气藏分布主要受古地貌及岩性控制，由于位于古地貌岩溶斜坡部位，岩溶风化、淋滤、溶蚀作用强烈，侵蚀沟槽发育；储层非均质性强，气藏地质特征复杂。气田奥陶系马家沟组的MW1+2地层发育溶蚀孔洞，是M气田天然气储集的主要层位，储层厚度 15～35 m，平均 25 m，其储集空间以溶孔、晶间孔和晶间溶孔为主，其次为铸模孔、晶间微孔和微裂缝，裂缝储集能力小，但具有较强的导流能力。MW1+2气藏平均有效厚度 5.4 m；平均孔隙度 6.2%；平均渗透率 2.63 mD；平均储量丰度 0.61×108m3/km2，为典型低孔、低渗、低丰度碳酸盐岩岩性气藏，存在局部滞留水，无边底水。

M气田主要经历了开发前期评价和开发试验(1991—1996年)、探井试采(1997—1998年)、规模开发(1999—2003年)、气田稳产(2004年—至今)四个阶段。其中，第一阶段主要进行储层综合评价、气田产能评价、开发先导试验；第二阶段主要开展气田高产主控因素分析，初步形成22×109m3生产能力；第三阶段旨在形成井网设计、产能评价、关键配套技术与工艺措施，形成了55×109m3生产规模；第四阶段重点进行气藏精细描述、动态评价、增压开采与扩边建产等。基于气区开发工作者多年的技术研发与经验总结，已经形成了复杂岩溶储层评价、低渗气藏精细动态评价等关键技术，为开展低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策研究打下了坚实的基础。

2 提高采收率技术思路

针对M气田中后期的开发特点与难点，从提高储量动用程度和降低废弃压力两个方面，在气区现有技术的基础上，形成了基于动态监测的古地貌恢复、非均质碳酸盐岩气藏井网优化、大型岩性气藏增压开采及积液气井预判识等关键提高采收率技术。

2.1 沟槽挖潜

M气田经过20多年开发，探明储量已基本动用，剩余储量主要分布在富水区、低渗区及沟槽边部，因此沟槽区挖潜已成为气田内部扩大含气面积、提高储量动用程度的重要手段[7-8]。近年来，通过对10余口井在侵蚀主沟槽内钻探后发现，MW1+2亚段保存齐全，未见明显的地层剥蚀，这表明气田一直沿用的地震储层预测模式需要进一步修正[9]。

常用的古地貌恢复方法在古构造对古地貌影响的体现、真实形态的定量预测等方面存在应用困难。为此，在地震、测井等静态方法的基础上，结合动态监测资料和气藏工程理论，提出碳酸盐岩气藏沟槽预测的新方法。首先，在现有古地貌恢复方法适应性分析的基础上，建立一种古地貌定量恢复的方法：通过选取任意一点作为参考水平面，将该水平面至奥陶系剥蚀面的距离作为古地貌高程值，然后绘制古地貌高程图来实现古地貌的定量化表征与侵蚀沟槽预测。其次，充分利用气田已有的现场测试资料(井间干扰测试、投产前地层压力评价等)、压恢试井等，判识沟槽形态、方向与大小。其中，井间干扰、投产前地层压力等现场测试法是通过井间连通性来确定是否存在沟槽的定性判识方法；压恢试井则是基于关井密集测试的压力数据，利用该压力及压力导数在不同流动阶段的形态与试井模型拟合，获取解释模型与参数来定量描述储层边界、沟槽展布等，从而证实沟槽存在性或者修正沟槽形态及距离的方法。以M气田沟槽边的35口压恢试井拟合解释为例，通过边界流动段压力及压力导数上翘(表明气体流动有边界，沟槽存在)或下掉(表明外围物性变好，沟槽不存在)、开口差值等特征与压恢试井模型拟合，即可获得不同解释模型中的边界形态及边界距离。M气田经试井解释修正沟槽展布的主要有4类情形：静态认识有沟槽并获得试井解释证实(该类型有12口气井，试井解释边界模型多为夹角边界)，静态认识有沟槽但经试井解释沟槽形态改变(该类型有7口气井，试井解释边界模型多为U型边界)，静态有沟槽但经试井解释距离改变(该类型有7口气井，试井解释边界模型多为开口边界)，静态有沟槽但试井解释无沟槽(该类型有9口气井，试井解释为径向复合外围变好)。

基于该碳酸盐岩气藏沟槽预测的新方法，M气田侵蚀沟槽的展布模式由“东西向树枝状沟槽模式”变为“沟槽与潜坑并存模式”，且2017 年完钻的 8 口井实钻结果与新方法预测的古地貌相吻合程度达到90%，表明该方法具有方便快捷、相对准确的优点。通过沟槽精细描述研究对沟槽挖潜，扩大靖边气田含气面积305 km2，新增动用储量137×108m3，新增部署产能6.2×108m3，增产气量37.1×108m3，提高采收率0.8%。

2.2 井网优化

M气田初期井网部署选取正南正北向不规则面积井网，井距设置为1.5～2.5 km(平均2 km)，以适应气藏平面横向储渗条件变化大、高低产井相间出现、无边底水又大面积展布的特征。但随着挖潜需求不断增大，现有井网已无法满足气田稳产，如何在现有井网基础上落实平面及纵向上的剩余储量、指导加密井网和井型优化是该类气藏提高采收率的关键问题[10-11]。

由于储层低渗非均质性强，存在压力测试资料有限、单井控制范围内平均物性参数变化大及低成本开发的经济要求等难点，常用的井网完整性评价方法如干扰测试、压降曲线法、静态泄流半径法无法全面应用[12-13](M气田仅5.7%气井可使用以上方法)。因此，建立一种立体井网完整性评价方法：利用气井动储量(即气井实际参与渗流的地质储量)评价结果，结合产气剖面测试进行小层劈分，确定下古各小层控制储量及剩余储量后，再利用容积法定量评价每口井各小层的泄流半径来落实井网,公式如式(1)所示：

(1)

式(1)中：G为动储量，108m3；r为气井泄流半径，m；h为气层有效厚度，m；φ为孔隙度；Sgi为平均原始含气饱和度；Bgi为原始条件下气体的体积系数。

表1 M气田各小层泄流半径情况统计表

在井网完善性评价基础上，再从渗流理论、生产效果、经济效益评价多角度提出了优选加密井型思路：①由水平井与直井的面积替换比公式[式(2)]可知，直井泄流半径增加，水平井井与直井面积替换比减小，M气田下古直井泄流达到1.3 km，水平井控制面积仅为直井1.2倍，水平井提高井控储量优势不明显；②产量不稳定分析法、数值模拟法等动态指标评价表明，M气田下古40口投产水平井与其邻近直井目前累产气量、动储量基本相当，水平井提高累产气量效果不明显；③水平井单井投资为直井2.8倍，但收益率较直井低4.2%，水平井开发效益差。综合考虑，M气田新增加密井型为直井。

(2)

式(2)中：RA为水平井与直井的面积替换比；L为水平井有效长度，m。

基于以上研究结果，在剩余储量富集区域部署加密直井30口，新增产能1.8×108m3，增产气量12.6×108m3，提高采收率0.3%。

2.3 增压开采

增压开采是通过减小井口外输压力以降低废气地层压力，以达到提高气田采收率的开采方式[14]。目前M气田主要采用高压集气模式，井口压力下降空间大，72%的已投产气井井口压力接近或低于外输压力，增压开采潜力巨大。但由于气田面积大、井数多、非均质性强、非均衡开采特征突出，国内外现有的增压模式多应用于中小规模、均质的构造性气藏，无法适应于大型低渗透岩性气藏的增压开采[15]。

为此，基于增压方式评价、增压序列优化、井口压力优选，形成了大型非均质气藏增压优化设计技术。

(1)考虑到典型区块数值模拟研究评价不同增压方式下气田提高采收率效果基本相同，增压方式的优选主要取决于经济及地面系统等因素：根据不同增压方式的投资估算情况，优选以区域增压为主、集气站增压为辅的混合增压方式，划分增压单元30个，其中区域增压点25个，集气站增压点5个。

(2)考虑到区域、站内气井稳产时间不一致情况，在单井自然稳产期预测基础上，利用数值模拟方法调整同一增压单元内气井配产，使同一单元内各井压力下降程度趋于同步，并综合考虑气田整体稳产、气田调峰保供等因素，确定增压序列。

(3)基于数值模拟预测不同井口压力条件下气井开采指标，综合考虑气藏提高采收率、增压工程投资与工程量、经济指标、方案抗风险能力等因素，优化设计2.0 MPa作为增压开采井口压力[16-17]。

通过该项技术，实现了大型碳酸盐岩岩性气藏上万平方公里工区、千余口气井增压整体设计及统筹部署。目前M气田已投运13座，通过先导试验及增压效果评价，预计可延长稳产期2～3年，降低废弃地层压力4.4 MPa(7.6 MPa降低至3.2 MPa)，增产气量235.4×108m3，采收率提高5.2%。

在已实施气井增压效果评价的基础上，创新提出二级增压可行性研究。二级增压是在井口压力6.4 MPa降至2.0 MPa的基础上，通过增加压缩机将井口压力降低至0.5 MPa。其主要做法是在经济评价的基础上，通过研究二级增压条件下经济极限增产气量来确定其现场操作的可行性。结果表明，在目前气价下(1.118 2元/m3)，当增压站日增产气量大于0.8×104m3/d时，二级增压经济可行。同时通过M气田W1站(增压气井8口)的二级增压现场试验可知(试验过程如图1所示)，二级增压后进站压力由2.7 MPa降至1.7 MPa，日增产气量3.7×104m3/d，预计可累计增产气量0.2×108m3，提高采收率0.5%。

图1 W1站增压生产曲线

2.4 排水采气

井筒积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象[18]。对于低渗气藏，由于气井生产能力低，携液能力不足，极易产生井筒积液，致使气井降产或停产[19-20]。目前M气田52%的气井面临积液风险，但目前常用的积液判识方法存在适应性有限、判识滞后等问题，导致气田稳产难度进一步增大。

在大量气井生产动态分析的基础上，结合携液理论研究，提出适应气田的气井井筒积液判识的方法：对于有压恢测试且生产能力较好的气井，利用气井关井过程中井筒内气液两相相态重新分布的原理，即在井筒储集段后期压力导数曲线上下波动出现的类似驼峰的波动段曲线(图2)，产生驼峰效应，由此利用该特征进行井筒积液的提前判识；对于缺乏该项测试的其他气井，可通过现场已积液气井情况开展曳力系数修正，建立适应区块条件的不同井口压力条件下的最小携液流量计算公式指导气井排水采气。

利用该判识方法，已评价M气田气井早期轻度积液545口，晚期重度积液37口，通过对积液气井进行分类评价，指导现场积液预警、强化排液等措施36井次/年。在目前生产状况下，可年均增产气量1.8×108m3，提高采收率0.04%。

图2 X1井压恢解释曲线

3 应用情况

3.1 形成了碳酸盐岩气藏提高采收率关键技术

以鄂尔多斯盆地低渗碳酸盐岩气藏M气田为例，围绕气田挖潜与提高采收率，提出了以提高储量动用程度、降低废弃压力的提高碳酸盐气藏采收率主体思路，形成了以沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气的关键技术对策。通过以上技术对策，M气田下古气藏可新增动用储量220.3×108m3，增产气量303.4×108m3，提高气田采收率6.76%，保障了气区的平稳供气(表2)。

表2 低渗碳酸盐岩气藏M气田提高采收率效果统计

3.2 缓解了气藏非均衡开采程度

依托已形成的复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术，在开发指标评价的基础上，制定区块调控技术政策，实施开发调整，有效减缓了M气田气藏非均衡开采程度。目前M气田地层压力下降速度变缓，气田年压降由2007年前平均1.4 MPa下降到目前的0.8 MPa，同时结合提高采收率关键技术，通过增压开采、内部挖潜等，预计M气田下古气藏可稳产至2024年。

4 结论

(1)中国碳酸盐岩气藏在地质上具有成藏模式多样、构造复杂、储集层差异大的特点，开发上表现出储集体离散分布、平纵向非均质性强、单井产量差异大、递减快、采收率低的困难，虽然目前已形成了较为完整的开发理论与技术体系，但仍然缺乏该类气藏高效开发的技术政策。

(2)中国大型低渗透碳酸盐岩气藏以M气田为例,可以发现其评价、上产、稳产阶段的开发技术呈渐进式变化，逐步由框架整体式评价转为分类、分级的精细化评价，其核心是提高单井产量与采收率，并需要控制开发成本。

(3)针对M气田低渗碳酸盐岩气藏侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征，创新形成了基于动态监测的古地貌恢复模式、非均质气藏井网优化、大型岩性气藏增压开采、积液气井判识技术，预计M气田下古气藏可新增动用储量220.3×108m3，增产气量303.4×108m3，提高气田采收率6.8%。