柴達木盆地東坪基巖氣藏的特征及合理開發指標

程立華 孟德偉 楊 云 位云生 冀 光 齊亞東 羅 娜

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油青海油田公司勘探開發研究院

0 引言

基巖是沉積盆地形成前相對古老的地層，發育年代包括前寒武紀、古生代或中生代，巖石類型多為變質巖和火山巖，具有發育廣泛、分布穩定的特點[1]。自20世紀初美國俄亥俄州發現基巖油氣藏以來，世界各大洲均有發現，其中以非洲、亞洲和美洲地區儲量最大[2-4]。基巖中發育純氣藏較少，柴達木盆地東坪基巖氣藏為變質巖氣藏，是基巖氣藏的典型代表。2011年東坪1井試氣獲得日產11.26×104m3的高產工業氣流，標志著中國首個基巖氣藏的發現。經過試采評價和產能建設，2015年氣藏產能規模達到12×108m3/a，實現了規模開發，后續隨水侵影響的加劇，氣藏產量大幅度下降。

鑒于國內外基巖氣藏開發實例較少，對該類氣藏的靜、動態特征尚缺乏系統的認識，結合東坪基巖氣藏的開發實際，在深化儲層特征評價和氣井生產歷史跟蹤分析的基礎上，結合數值模擬技術與氣藏工程分析方法，確定東坪基巖氣藏適宜的井型井網和合理開發指標，為今后同類型氣藏的高效開發提供技術借鑒。

1 區域地質背景

柴達木盆地屬于復雜的疊合前陸盆地，構造活動多樣，盆地演化過程中經歷的早期張扭拉分、中侏羅世至白堊紀的壓扭、古始新世至上新世的拉分沉降和上新世末壓扭走滑褶皺，造成區內斷裂體系發育[5-7]。受多期次構造運動影響，盆地基底變形強烈，構造上形成地形坡度大、縱橫交錯的多級斷階，具有形成系列油氣圈閉的有利地質條件[8-9]。東坪基巖氣藏發育在這一構造背景下形成的東坪鼻隆構造上，由兩個斷背斜組成，其中東坪1井區位于東坪鼻隆的低斷隆，受反向斷層控制形成斷鼻構造，東坪3井區位于東坪鼻隆高斷階，受小斷層影響形成背斜構造。東坪1井區埋藏深度介于3 000～3 500 m，構造幅度大，形成的圈閉面積遠大于東坪3井區，氣層厚度大、分布廣，儲量規模大，是東坪基巖氣藏開發的主體；東坪3井區埋藏深度介于1 800～1 920 m，構造幅度小，頂面寬緩，圈閉面積較小。

2 地質特征

2.1 儲集空間特征

基巖屬于結晶巖類，通常非常致密且幾乎不發育原始孔隙。多期次構造運動和長期風化剝蝕作用形成的裂縫和溶蝕孔洞是基巖氣藏主要的儲集空間[10]。依據儲集空間類型差異，將基巖地層在垂向上劃分為3個帶，分別為風化破碎帶、裂縫發育帶和致密帶。

2.1.1 風化破碎帶

基巖暴露地表，長時間經歷大氣淡水風化淋濾和剝蝕作用，形成崩塌和近距離搬運、沉積，埋藏后局部殘存古土壤層，并形成沿不整合面分布的溶蝕孔洞和裂縫組合帶，構成基巖風化破碎帶，一般發育厚度不大，但儲層孔隙度相對較高。東坪103井風化破碎帶取心結果顯示，該段具有風化溶蝕特征，可觀察到1 cm大小的溶洞（圖1-a），測井曲線幅度介于上覆碎屑巖地層與基巖之間（圖1-b）。多井解釋結果表明，東坪基巖風化破碎帶厚度介于5～10 m，孔隙度介于5%～10%，是基巖儲層物性最好的部分。

圖1 風化破碎帶典型巖心照片及測井曲線圖（東坪103井）

2.1.2 裂縫發育帶

基巖氣藏裂縫體系十分發育，無論在基巖暴露地表時期還是在盆地基底沉降埋藏期，大氣降水和地下水均可沿裂縫體系滲流，溶蝕不穩定礦物后形成礦物溶孔，構成有效的儲集空間和滲流通道。這段裂縫和礦物溶孔發育的基巖地層即裂縫發育帶，一般厚度大，孔隙度相對略低，但滲透率較高。裂縫發育帶的取心結果和成像測井結果顯示，高角度縫、低角度縫、水平縫和網狀縫等多種類型裂縫均有發育，裂縫寬度為1～2 mm，裂縫密度為5～10條/m，多數巖心碎裂（圖2-a）。同時，鑄體薄片可觀察到大小不等的微裂縫呈網狀分布，最寬處達0.05 mm。東坪1井區鉆井結果顯示裂縫發育帶厚度在400 m以上，井徑曲線高低幅度交替變化，聲波曲線呈短小鋸齒狀，電阻率曲線和密度曲線均呈高幅鋸齒狀（圖2-b）。

2.1.3 致密帶

隨埋藏深度增大，僅有部分主裂縫深入到基巖內部，裂縫發育程度降低，同時受地層壓力增大的影響，裂縫多閉合。因此，在巨厚塊狀的致密帶，一般難以形成有效的儲集空間，測井曲線呈平直形態或低幅度小鋸齒狀。

2.2 儲層物性特征

由于基巖巖心多碎裂，巖心分析結果主要反映基質的物性特征。東坪基巖儲層的巖心分析孔隙度介于1.2%～7.2%，平均為3.4%，滲透率介于0.054～0.910 mD，平均為0.190 mD。測井解釋孔隙度主要分布在2%～10%區間，部分高于10%（圖3）；采用成像測井和深淺電阻率測井相結合計算得到裂縫孔隙度，裂縫孔隙度主要分布于小于0.2%的區間（圖4）。試井解釋得到的氣井平均滲透率為8.09 mD，不同氣井的滲透率差異可超過3 000倍，可見基巖儲層具有極強的非均質性[11]。綜上所述，基巖儲層具有孔隙度低、滲透率高且差異大的特點。

2.3 儲層分布特征

圖2 裂縫發育帶典型巖心照片及測井曲線圖（東坪1井）

圖3 孔隙度分布直方圖（測井解釋）

圖4 裂縫孔隙度分布直方圖

基巖屬于非沉積類巖石，成層性差，其儲滲體規模主要受控于有效裂縫的發育程度和溝通范圍。東坪1井區和東坪3井區為兩個獨立的塊狀連通體。有效儲層厚度取決于頂面構造幅度和氣水界面位置。東坪1井區氣水界面在海拔－815 m，有效儲層分布呈平緩穹頂狀，中部氣層厚度達400 m，向外逐漸減薄，含氣面積為18.44 km2。與東坪1井區相比，東坪3井區含氣范圍較小，僅4.9 km2，中部最厚不到100 m。

2.4 氣水分布特征

東坪基巖氣藏屬于典型的整裝構造氣藏，底水發育。東坪3井區氣水界面在海拔810 m，含氣范圍較小，僅限于構造高點附近，儲量小（圖5）。東坪1井區構造幅度大，構造高部位的井均未鉆遇氣水界面，僅在構造低部位的東坪4井鉆遇氣水界面（海拔－815 m），鉆井資料顯示東坪1井區氣層厚度大，含氣范圍廣，是東坪基巖氣藏開發的主體。

圖5 東坪3井區氣藏剖面示意圖（基巖段）

3 動態特征

3.1 產量特征

基巖氣井生產動態表現為初期產量高、遞減速率慢，但后期受活躍邊底水的影響，氣井產量下降較快。東坪基巖氣藏氣井初期試采結果顯示，大多數氣井具備高產能力，低產氣井開展酸壓等改造措施后也能有效提高產氣量。直井初期產氣量可達20×104m3/d，水平井初期產氣量可達50×104m3/d，且氣井在投產初期保壓供氣能力強。

隨著該氣藏開發的不斷深入，地層水的侵入對氣井生產的影響逐漸顯現并加重，產氣量明顯遞減。東坪1井區氣井平均產氣量從2015年的12.1×104m3/d逐漸降至目前的不足4.0×104m3/d，而氣井平均水氣比則由2015年的0.37 m3/104m3上升至目前的1.47 m3/104m3，產水對基巖氣藏的產氣量影響較大。

3.2 壓力特征

基巖氣井生產初期壓降速率小，保壓供氣能力強。東坪基巖氣藏在穩產階段直井壓降速率介于0.005～0.038 MPa/d，水平井壓降速率介于0.01～0.05 MPa/d，試采加大氣嘴后，產氣量顯著增大，而壓降速率僅略有增大，且在關井時氣井壓力可較快恢復并達到平衡（圖6），表明在裂縫系統的溝通下能量補給迅速。但隨生產時間延長，產水氣井的產水量逐漸增加，井口油壓下降幅度增大，且油套壓差增大趨勢明顯，表明水侵對氣井生產的影響越來越嚴重。

3.3 產水特征

圖6 DPH102井采氣曲線圖

東坪基巖氣井初期產水主要是由高產量氣攜帶出的返排鉆井液及壓裂液，返排結束后產水量回落，產出水為凝析水，持續時間為1～2年，而后受底水錐進的影響，氣井生產動態出現產水量持續上升、產氣量快速下降的趨勢（圖6），嚴重者水淹停產。2015年后東坪基巖氣藏的產水量呈快速增長趨勢，水氣比增至0.95 m3/104m3，2016年部分氣井水淹停產，產水總量有所下降，但是水侵加劇的趨勢未變，目前在產井的水氣比已達2.29 m3/104m3，有21口氣井水淹停產，占投產井數的42%。水淹停產井主要分布在構造低部位，僅東坪1井區的3口水淹停產井在構造高部位。對于存在邊、底水的基巖氣藏，高導流能力的裂縫不僅為氣體流動提供了優勢通道，也為底水錐進、邊水侵入提供了快捷通道。如果氣藏開采不均衡，極易發生局部水侵，造成氣井產量降低，甚至暴性水淹。

3.4 動態儲量

分別采用壓降法、產量不穩定分析法及數值模擬法對東坪基巖氣藏開展動態儲量評價[12-13]。結果顯示，直井動態儲量介于1.74×108～6.36×108m3，平均4.38×108m3；水平井動態儲量介于0.88×108～21.79×108m3，平均8.30×108m3。動態儲量差異較大，原因在于基巖儲層的裂縫發育程度存在差異，且氣井鉆遇的氣層厚度變化較大。因此，開發過程中需結合巖心、薄片和測井等資料進行裂縫分布描述，精細刻畫基巖內幕，加深對基巖氣藏儲層非均質性的認識。

4 指標評價與開發建議

東坪基巖氣藏自2013年全面投產至今已有5年，充分利用氣藏靜、動態資料，結合數值模擬技術與氣藏工程分析方法，確定適宜的開發井型、井網及氣井的合理配產等指標，為同類氣藏的開發提供指導。

4.1 開發井型及井網

東坪基巖氣藏按照“整體評價、少井高產、均衡開采”的開發原則，采用直井加水平井的混合井網。在氣藏高部位優先部署水平井以提高儲量動用程度，實現氣藏的快速建產；距離氣水界面較近的低部位部署直井，便于后期氣井生產管理。

4.2 氣井合理配產及氣藏采速

對于底水發育的基巖氣藏，氣井合理生產制度的確定必須考慮氣井攜液能力的大小和底水的侵入，以實現氣藏的均衡開發。針對東坪基巖氣藏，分別采用壓降速率法和數值模擬法預測氣井穩產6年前提下對應的產氣量，同時應用橢球體液滴模型評價氣井臨界攜液流量[14]，綜合確定氣井的合理產量，其中直井為3.2×104～7.5×104m3/d，水平井為12.4×104～25.6×104m3/d，分別為各井無阻流量的1/4～1/3。在氣井后續生產過程中需持續跟蹤評價氣井的臨界攜液產氣量，實現氣井配產的動態優化。考慮到基巖氣藏裂縫、溶蝕孔洞發育，且底水活躍，極易發生水侵，氣藏采氣速度應控制在3%以內。

4.3 開發建議

鑒于基巖氣藏的特殊性，裂縫系統描述是氣藏內幕刻畫的核心，而由于裂縫發育情況復雜、分布規律性差，預測難度大，除了深化地質描述外，需加強初期的試井分析，為氣藏物性參數場的建立和儲量評價提供參考。同時部署直井進行探邊，確定水體規模大小并對水體活躍程度進行監測，為氣藏開發指標的合理確定提供重要的依據。

5 結論

1）東坪基巖氣藏儲層裂縫和溶蝕孔洞發育，具有低孔隙度、高滲透率、大滲透率級差的特點，氣藏屬于典型的整裝構造氣藏，底水發育。

2）東坪基巖氣藏初期單井產量高、壓降速率小，后期受水侵影響，氣井產量大幅下降，甚至水淹停產。

3）以“整體評價、少井高產、均衡開采” 為基巖氣藏開發部署原則，宜采取高部位部署水平井與邊部部署直井的混合井網進行開發。

4）東坪基巖氣藏直井合理產氣量介于3.2×104～7.5×104m3/d，水平井合理產氣量介于12.4×104～25.6×104m3/d，氣井合理產量控制在其無阻流量的1/4～1/3；氣藏采氣速度宜控制在3%以內。