應用新技術搞好溫泉井區塊斷下盤石炭系氣藏低滲儲量的開發

任洪明，李 丹，任洪偉，胡秀容，宋小瓊，歐志東

（1.中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川 達州635000；2.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶市 江北區400021）

1 基本情況

溫泉井區塊斷下盤位于四川省東北部達州市的開江縣境內，屬大巴山前緣以及川東褶皺剝蝕－侵蝕低山丘陵谷地貌區。該區塊于2011年12月在A－H3井投產，到2014年12月底，石炭系氣藏共有3口生產井（A－H1、A－H2、A－H3井），日產天然氣40.0×104m3。

2 氣藏精細描述技術的應用

2.1 構造精細描述技術

溫泉井主體和斷下盤分屬溫泉井構造的兩部分。溫泉井構造地面為一長軸背斜，其長短之比為9∶1。溫泉井構造東南翼被溫②、溫③號斷層切割成長條形斷壘，從縱向上看，溫泉井構造的地面構造與地腹淺層構造的形態、走向基本一致，中深層構造比淺層構造復雜。溫泉井斷下盤主要由溫③、溫（15）、溫②、溫（43）號斷層切割形成，這些斷層控制了溫泉井構造西段及沙罐坪潛伏構造的構造形態、隆起幅度及圈閉規模。分析認為，溫泉井區塊斷下盤屬地層－構造復合型圈閉氣藏（圖1）。

2.2 儲層精細描述

石炭系地層自下而上可分為三段，儲層巖性為灰色多孔砂屑云巖、巖溶角礫云巖、紋層狀藻云巖和（藻屑）粉晶云巖等。C2hl2為該區石炭系氣藏的主要儲滲層，針狀溶孔和溶洞發育，局部密集形成溶孔層，即俗稱“下孔層”，為該組的主力產層。儲層的儲集空間按形態分為孔隙、洞穴和裂縫三大類，儲集類型為裂縫－孔隙型。儲層總體表現為低孔、低滲、低含水飽和度，連通性較差，儲層非均質性明顯的特征。

圖1 溫泉井區塊斷下盤下二疊統底界構造圖

2.3 流體性質、氣水關系

2.3.1 流體性質

各井的氣質基本一致，代表性氣井A－H 3氣質經分析為甲烷96.246%、硫化氫2.735g／m3、二氧化碳25.414g／m3、相對密度0.578 2、臨界壓力4.628MPa、臨界溫度191.7℃，屬含硫化氫干氣氣藏。3口生產井，產水量均較小，水型為CaCl2和NaHCO3，均為殘酸水和凝析水。

2.3.2 氣水分布

溫泉井石炭系斷下盤目前完鉆井均不產地層水，氣藏的原始氣水界面為 －4 800m。由于邊水離氣藏較遠，且溫（15）號斷層以及附近的低滲透帶可能對其也起到了阻隔作用，故對該區塊的氣藏按無水彈性氣驅氣藏考慮。

2.4 連通關系、壓力、溫度

2.4.1 溫泉井斷下盤區塊各井的連通關系

溫泉井主體和斷下盤不連通。從靜態資料上看，溫泉井斷下盤區塊含氣范圍內無大斷層封隔，石炭系儲層連續分布，對比性強；從動態資料上看，溫泉井斷下盤區塊3口井氣質分析相近，后期投產的A－H2井、A－H1井存在先期壓降。分析認為，石炭系氣藏內部是相互連通的，為同一壓力系統。

2.4.2 氣藏壓力、溫度

根據A－H3井原始地層壓力梯度方程，計算石炭系氣藏產層中部原始地層壓力為45.51MPa，3口井壓力系數在0.9～1.25；根據地溫梯度方程計算出氣藏產層中部溫度為106.87℃。據此，該氣藏屬常溫常壓氣藏。

2.5 氣藏三維地質建模和儲量計算

2.5.1 試采方案

2010年編制了氣藏的試采方案，以三維地震解釋成果為基礎，構建數值化氣藏地質模型。按照參數分布，計算出石炭系氣藏數值模擬儲量×××108m3，儲量豐度×××108m3／km2。根據對氣藏的研究，部署了 AH2、A－H3、A－H1井。

2.5.2 氣藏描述

在2013年10月對該區塊的氣藏描述中，氣藏三維地質建模同樣選用氣水三維二相模擬模型。建立了氣藏的網格參數場，氣藏天然氣擬合儲量為×××108m3。

歷史擬合認識：A－H2井和A－H3井井區由于儲層滲透率較低，僅在井筒附近范圍內壓降漏斗較深，但平面波及范圍有限。

剩余儲量分布特征表明，斷下盤剩余儲量主要分布在A－H1井和A－H3井連線一帶和東北部（目前無井控制），尚有可觀的剩余儲量有待開發（圖2）。數值模擬研究認為可在斷下盤東部部署補充開發井。

圖2 溫泉井區塊斷下盤石炭系氣藏擬合期末剩余儲量分布圖

3 水平井鉆井工程技術的運用

3.1 地質導向工具技術

3.1.1 中子密度成像地質導向技術

中子密度成像技術是一種方位井眼補償地層密度中子隨鉆地質導向技術，能夠在鉆井過程中測量多方位實時中子孔隙度、地層體積密度及光電吸收系數，能夠描述地層巖性及孔隙度特征，判斷儲層產狀變化，從而不斷修正地質模型，調整井眼軌跡，確保鉆進。

在A－H2、A－H3井，運用斯倫貝謝地質導向工具（圖3），包括馬達＋小井眼隨鉆測井儀（IMPulse）＋方位密度中子成像測井儀（ADN4）。

圖3 斯倫貝謝地質導向工具示意圖

3.1.2 電阻率成像地質導向技術

A－H1井采用的是貝克休斯StarTrak電阻率成像技術，該技術彌補了中子密度成像無法在使用后識別地層產狀變化的不足。貝克休斯地質導向過程隨鉆測量項目所提供的井下工具組合（圖4）包括StarTrak（高分辨率電阻率成像）和OnTrak（隨鉆測井工具）。

圖4 貝克休斯地質導向工具示意圖

3.2 實施情況及效果評價

水平井技術的運用進一步提高了儲層鉆遇率，提高了石炭系低滲儲量的動用程度，提高了單井產量，實現了低滲氣藏的高效開發。

水平段長度及儲層鉆遇長度相對直井大幅增加。在已完鉆的3口水平井中，水平段平均鉆遇長度為538.7m，儲層平均鉆遇長度為371.7m。其中，儲層最長的是A－H3井為418.5m，是鄰區直井G1（26.1m）井的16.0倍，儲層鉆遇率最高的是A－H2井為77.78%（表1）。

表1 水平井儲層鉆遇厚度與鄰區直井儲層厚度對比表

4 水平井試油工程技術的運用

4.1 水平井試油工程技術運用情況

4.1.1 水平井裸眼分段酸化完井工具配套技術

水平井具有儲層井段暴露多且長的特點，為此，如何有效改善水平井各目的層段成了儲層改造難點。目前，國內外使用裸眼分段壓裂酸化完井管柱工具來解決這一難題，裸眼酸化分6段。水平井完井工具組合：懸掛封隔器＋裸眼封隔器＋滑套（以A－H1井為例，見圖5）。

圖5 懸掛封隔器＋裸眼封隔器＋滑套管柱圖

4.1.2 水平井體積壓裂酸化改造技術

目前，國內外均采用水平井體積壓裂酸化技術來解決水平井在低滲透油氣藏的規模應用問題。溫泉井斷下盤區塊石炭系氣藏水平井碳酸鹽巖儲層物性差、產層跨度大，為了獲得理想的產能，采用分段壓裂酸化技術＋體積壓裂酸化改造技術進行儲層改造。單井酸化最大規模為A－H3井，使用899.61m3轉向酸。

4.2 水平井試油效果評價

4.2.1 水平井產量較直井大幅度提高，效果良好

溫泉井斷下盤鉆井成功率為100%，其測試產量和相鄰直井 G1井（2.79×104m3／d）相比，是 G1井的11.3－21.6倍，無阻流量和相鄰直井 G1井（4.60×104m3／d）相比，是G1井的11.2～27.9倍，儲層改造后，單井天然氣測試產能平均為45.83×104m3／d（表2）。水平井鉆遇儲層長度均大于直井，說明水平井能夠增加儲層泄流面積，從而提高單井產量。

表2 溫泉井斷下盤水平井測試產量與鄰井直井測試產量對比表

4.2.2 用酸強度分析

在溫泉井斷下盤已經實施酸化的3口水平井中，其用酸強度最高的是A－H2井，達2.30m3／m，最低的為A－H1井，只有1.15m3／m。酸化后排液量最高的是A－H2井，為46.51%，最低的是A－H3井，排液量只有15.66%（表3）?？傮w表現為儲層物性越好，殘酸的放噴越困難，排出程度越低。水平井采用了轉向酸酸化的改造工藝，由于水平段長，酸化規模相對直井來說也大很多，水平井在改造時由于其儲層段長，泄流面積大，因而相對直井來說獲得的產能相對較高，但并不是酸化規模越大越好。

表3 溫泉井斷下盤水平井酸化情況及排液情況表

5 生產應用效果評價分析

5.1 生產特征

1）生產能力較強。該區塊3口井最高產量達到了56.2×104m3／d，到2014年12月仍維持在40.0×104m3／d，生產能力較強。

2）在儲層物性條件相當的情況下，水平井實施效果好于同區域直井。對比溫泉井斷下盤3口水平井和G1井，可以看出，水平井的測試產量、產量、歷年累計產量各方面均明顯好于同區域直井（表4）。

表4 溫泉井斷下盤各生產井生產情況對比表

3）與同區塊直井比較，水平井初期產量大，且幾乎無穩產期。其根本原因是，為節約地面建設成本，氣井普遍采用井下節流技術，把氣井初期生產產量開大，降低壓力，便于井口節流，但隨著生產時間的延長，遞減將逐漸減緩。

5.2 與試采方案實施情況對比

2010年編制的試采方案：溫泉井斷下盤容積法儲量為 ×××108m3，該區的試采規模為24×104m3／d，部署3口井，采氣速度為3.20%。

實際生產情況：完成3口水平井的建設，2014年1月最高產量達到56.2×104m3／d，2014年12月3口水平井的總產量為40.0×104m3／d，采氣速度為5.34%。

可以看出，生產規模是方案設計的166.67%，生產能力大大超過預期水平。

5.3 儲量動用情況

5.3.1 低滲儲量得到了有效的動用

溫泉井斷下盤3口井所計算的動態儲量為×××108m3，是2013年氣藏描述所算儲量（×××108m3）的52.30%。由于氣井生產時間較短，隨著生產的進行動態儲量還將會進一步增加，符合低滲透氣藏的特征；并且該區塊的東區離現有生產井較遠，有×××108m3的儲量基本未動用。這些說明采用水平井技術充分實現了該區塊低滲透儲量的有效動用。

5.3.2 水平井單井控制儲量比直井大

從現有的3口水平井所控制的動態儲量來看，均比直井G1井大，是G1井的1.9－4.5倍，隨著生產的進行可動用儲量還將會增加。

6 結論及建議

1）在溫泉井區塊斷下盤石炭系氣藏采用氣藏精細描述技術、水平井鉆井技術、水平井體積壓裂酸化改造技術使得更多的低效難釆儲量得到有效動用，取得了非常好的效果；和同區塊類似儲集物性的氣井相比，采用水平井技術使單井產能、動態儲量得到了大幅度提高。

2）加強地震資料采集的質量控制，提高處理解釋精度，及時優化地質導向方案，為水平井地質導向提供可靠的地質靶區。

3）在下步工作中，要對氣藏儲層展布、氣水關系、產能控制因素和儲量評價等不斷開展跟蹤評價研究，為氣藏下一步增壓開采和部署補充開發井提供依據。

4）在水平井應用過程中，應根據具體的地質特征，優化設計出合理的水平井段長、用酸強度，以便更好地實現技術和經濟的完美結合。

［1］歐陽誠，杜洋，彭宇等.蘇里格氣田水平井地質導向的意義及技術研究［J］.天然氣勘探與開發，2011（03）：69－71.

［2］張學磊，李保柱，張守良等.水平井技術在塔中Ⅰ號氣田的適應性分析［J］.天然氣工業，2011（06）：56－59.