雙魚石區塊棲霞組氣藏試采認識及早期開發技術對策

李旭成 萬亭宇 羅 靜 文 雯 吳婷婷 李開發

1.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

0 引言

隨著國內勘探開發領域的不斷拓展，資源類型和規模不斷攀升，常規優質天然氣資源勘探開發不斷深入，使得后續勘探開發對象日趨復雜[1]，逐步由陸相向海相、由淺層向深層、超深層探索發展[2-8]。對于深層、超深層海相氣藏的勘探開發而言，埋深超7 000 m、地層壓力超70 MPa，這樣的含硫氣藏在開發評價過程中存在諸多挑戰[9-13]。對于滿盆含氣的四川盆地而言，龍門山克拉通邊緣裂陷作為川西地區下二疊統氣藏的重要勘探領域，近年來在開發評價過程中取得了一系列認識性進展。2017年中國石油西南油氣田公司編制完成《雙魚石區塊棲霞組氣藏試采方案》并獲得批復，拉開了該區開發評價的序幕。川西北部地區雙魚石區塊棲霞組氣藏位于四川省廣元市劍閣縣境內，方案設計試采井10口，設計規模10 108m3/a。通過階段試采，初步總結了該類超深高壓含硫氣藏的開發特征，制定了適應的早期開發技術對策，為該氣藏下步的深化認識、正式開發方案的編制以及同類型氣藏的開發評價奠定了基礎。

1 氣藏主要特征

1.1 構造特征

雙魚石區塊下二疊統棲霞組氣藏構造復雜，斷層發育并產生一系列呈北東南西向展布、近平行的褶皺斷高構造群，發育多個背斜、斷背斜及斷鼻構造圈閉，整體表現出構造圈閉多、單個圈閉面積不大的特征。區塊由西至東可劃分為6個構造高帶，共發育局部構造15個，構造圈閉均為近北東向展布，單個圈閉面積0.9～46.7 km2，累計面積243.31 km2（圖1）。受擠壓斷裂影響，區內地腹中層構造褶皺強烈，斷裂十分發育，共解釋斷層84條，長度主要分布范圍為1～40 km（圖2）。

圖1 雙魚石區塊棲霞組氣藏構造分帶示意圖

圖2 雙魚石區塊三維過雙探1井深度域地震剖面圖

1.2 沉積特征

雙魚石區塊棲霞組沉積期遭廣泛海侵，繼承了云南運動對泥盆系、石炭系改造后的古地貌背景，形成了臺緣灘帶，棲霞組為一套碳酸鹽巖沉積地層，分布較為穩定，棲一段以深灰色中薄層含生物泥晶灰巖為主，發育臺地邊緣灘間海亞相；棲二段以淺灰色厚塊狀云巖為主，發育臺緣灘亞相[14]。目前完鉆井均位于臺緣灘有利發育區，白云巖發育且分布穩定，白云巖垂厚15～36 m，主要分布在棲二段的中下部。

1.3 儲層特征

雙魚石區塊儲集巖以晶粒白云巖和殘余砂屑白云巖為主，儲集空間主要為晶間孔、晶間溶孔和溶洞[15]，取心及成像測井顯示區內裂縫較發育，裂縫有一定儲集作用但主要改善儲層的滲透能力（圖3）。試采區完試井儲層測井解釋評價平均孔隙度約為3.68%，取心井巖心滲透率平均11.54 mD，具有低孔、中—低滲特征。部分儲層孔隙度與滲透率具有一定正相關關系（圖4），認為該類儲層儲集類型為裂縫—孔隙型[16]；而低孔高滲儲層的儲集類型為孔隙—裂縫型。

圖3 雙魚石區塊棲霞組巖心及薄片照片

1.4 溫壓系統及流體性質

氣藏原始地層壓力約96 MPa，壓力系數1.3左右，地層溫度約155℃。天然氣以甲烷為主，硫化氫含量0.34%～0.73%，二氧化碳含量0.4%～2.0%，屬高溫、高壓、中含硫化氫、低含二氧化碳的干氣氣藏。

1.5 氣藏類型

測試及試采資料顯示，氣藏完鉆測試的18口井中有2口井測試產水，3口井試采時見水，水型為氯化鈣。目前認為氣藏整體含氣，未見區域性邊、底水分布，可能存在局部水體，為構造-巖性復合圈閉氣藏。

2 試采初步認識

2.1 生產動態特征

氣藏自2020年進入整體試采。初期試采規模230 104m3/d，投產單井配產4 104～75 104m3/d，平均為28.75 104m3/d。單井生產效果差異大，目前各井以不同試采規模保持相對穩定生產。2口井位于④號高帶北部構造高部位，產量較高；1口井位于構造低部位，產量較低；③號高帶現有4口井生產，其中3口井產地層水；另有雙探12井位于①號高帶高部位，產量較高。

2.2 氣藏連通關系

構造處理解釋成果顯示，區塊可大致劃分為6個構造高帶（圖1），結合測試、測壓及生產動態監測資料，對氣藏的壓力系統、井間連通關系進行分析。將壓力折算至同一海拔后，各井的原始地層壓力基本一致；③號、④號高帶部署的試采井儲層橫向可追蹤對比，具備連通的地質條件；距離較近的氣井在試采初期表現出先期壓降特征（圖5）；雙魚001-1井的專項動態監測成果也證實了該井與鄰井的連通干擾特性，因此可以基本證實③號、④號高帶壓力連通。不同條帶之間，同一海拔的地層壓力則有所差異（圖6），推測可能受斷層分割的影響，使得高帶間壓力系統較為復雜，連通關系還有待進一步證實。

圖5 ③、④號高帶氣井地層壓力隨時間變化圖

圖6 雙魚石區塊各高帶氣井原始地層壓力趨勢圖

2.3 氣井滲流特征

氣藏儲層發育主要受到灘相分布及白云巖化作用的控制，試井解釋結果（表1）顯示氣井主要表現為多區復合滲流特征，井間、同一口井不同半徑內的滲透率有一定差異，表現出宏觀非均質性，但孔、洞、縫搭配較好時，也可表現出視均質滲流特征。例如雙魚001-1井歷次壓力恢復試井解釋雙對數曲線圖均顯示出視均質的特征，歷次解釋的儲層徑向流位置相當，遠井區儲層滲透率出現變好的趨勢，證實儲層滲流能力較好，而距離雙魚001-1井僅2.5 km的雙魚132井物性則明顯變差，滲透率相對較低。

表1 雙魚石區塊棲霞組各井壓力恢復試井解釋結果表

2.4 地層水活動特征

氣藏氣水關系復雜，完鉆井中雙探10井、雙探6井測試產水，根據構造位置及鄰井測試情況，認為雙探10井是局部封存水。雙探6井根據構造、測井解釋結果認為水源可能來自下部地層。生產井中雙探3井、雙探8井及雙魚X133井產地層水，因雙探3井經歷了復雜的二次完井之后產能低，水性與雙探8井、雙魚X133井存在差異，其產水來源有多種可能。根據“何曉東”水侵類型判別圖版（圖7），雙探8井和雙魚X133井早期屬于不同的水侵方式，雙探8井屬于強舌進水侵，雙魚X133井屬于裂縫型水竄，其產水特征有一定差異。

圖7 雙探8井、雙魚X133井水侵類型判別圖版

2.5 氣井產能特征及穩產能力分析

已試油的16口井原始無阻流量為3.26 104～426 104m3/d，平均192.70 104m3/d，井間產能差異較大，位于構造帶局部高點的氣井產能普遍較高，③、④號高帶產能明顯高于其他高帶，高產能井相對集中（圖8）。工藝井產能得到明顯改善，水平井產能、生產效果明顯優于直井、斜井。

圖8 雙魚石區塊棲霞組氣藏各井無阻流量對比圖

因氣藏投產時間較短，早期動態儲量計算結果存在不確定性。因此，利用現代產量遞減法開展各井穩產能力預測，各井穩產時間2.33～15.31年之間，穩產期末累計產氣95.69 108m3，穩產期末采出程度為60.23%，氣藏具有一定的穩產能力。

3 早期開發技術對策

3.1 試采方案執行效果分析

根據前期區塊勘探開發思路，2016—2017年主要在區塊甩開預探、控制含氣范圍，局部提交控制儲量，2017—2018年持續開展預探與優化評價，整體控制、局部探明，啟動區塊試采方案編制，2019—2020年雙魚石南優化評價、整體探明，啟動開發方案編制。截至2021年6月，棲霞組已提交三級儲量1 169.45 108m3，含氣面積463.5 km2；其中雙探1井主體區控制儲量811.3 108m3，雙探9井區預測儲量250.71 108m3（圖9）。

圖9 雙魚石區塊儲量申報提交邊界范圍圖

試采方案設計井10口，7口井投入試采，測試效果總體達到方案要求，但受鉆井進度滯后和部分氣井產水影響，截至2021年6月，試采規模未達預期，日產氣規模約202 104m3，低于方案設計；試采區外雙探12井試采效果超過預期，日產氣規模31 104m3。氣藏試采方案設計配產與實際產氣量的對比如圖10所示。

根據試采階段認識成果，氣藏基本地質特征與方案設計時認識基本一致，但氣水分布認識有所變化，氣水關系復雜，同時受試采井數及分布限制，各條帶間的連通關系認識有待進一步深化。根據前期氣藏類型分析定義，氣藏的圈閉類型為構造—巖性復合圈閉，圈定的含氣面積范圍是以區內最深氣層底界獲氣井作為最低圈閉線參考。但隨著研究認識的逐步深入，最新構造解釋雙探7井的氣層底界已超過最低構造圈閉線，而儲量擬升級區斷層邊界封隔性、西南及東北位置巖性外推原則也有待進一步落實。基于現部署井井控，初步劃定區塊具備升級探明儲量的含氣面積約為236.8 km2，按2.54 108m3/km2儲量豐度推算，探明儲量基礎僅為580 108m3。已推算的儲量基礎存在一定不確定性，且高度依賴于目前實施的探井及開發評價井的投產情況。受復雜地質條件認識影響，部分井井工程條件復雜，儲量提交進度可能較預期有所滯后。面對氣藏試采期間出現的各種問題，需進一步加大區域滾動開發力度、優化開發技術對策[17-20]。雙魚石區塊儲量擬升級申報的簡況如圖11所示。

圖11 雙魚石區塊儲量擬升級申報簡況圖

3.2 技術對策

3.2.1 氣藏采速

按照天然氣開發管理綱要相關要求，考慮氣藏穩產7年左右，合理采速應控制在3%以下。目前氣藏擬提交探明儲量580 108m3，按整體生產規模233 104m3/d，采速為1.33%，滿足要求，但各條帶儲量動用不均衡，生產井及后續投產井均集中于③、④高帶，局部采速高，為科學高效開發氣藏，應根據不同構造條帶特征（圖12，圖1），分別設計采氣速度。其中①號高帶靠近山前帶，構造復雜，但該條帶內單井試采效果好，構造高部位含氣性好，未受水侵影響，建議采氣速度2%；②號高帶儲層品質相對較差，完試井測試產量均較低，含氣性差，且東南部可能存在水體，建議采氣速度1.5%；③號高帶完鉆井測試均獲氣，條帶含氣性好，但構造兩側可能存在水體，目前3口產水井均位于該條帶，水侵風險較大，建議采氣速度1.5%；④號高帶儲層品質好，分布穩定，井網密度高，氣井試采效果較好，建議采氣速度2%。

圖12 雙魚石區塊棲霞組頂界地震反射構造圖（2020）

3.2.2 井網井型

區塊氣藏呈條帶狀分布，形態適宜不規則的線性井網，各條帶間由于干擾情況未知，僅對③號、④號高帶予以探究分析。雙魚001-1井距雙魚132井2.52 km，井間干擾明顯，而雙探8井距雙魚X133井4.6 km，未見明顯的井間干擾。③號、④號高帶部署井平均單井控制面積7 km2，井網密度為0.09口/km2，后續部署井投產后，井網密度可達0.14口/km2（圖13），目前各井井控半徑差異較大，現有試采區井網具備進一步完善空間。對于井型而言，前期區塊完試探井及開發評價井多為直井，加之區塊儲層整體較薄，在氣井產能發揮上，存在一定限制，通過技術攻關，利用工藝井技術提高儲層鉆遇厚度，提產效果顯著，增產倍比在2倍以上（圖14），對評價類似條帶狀、薄儲層超深氣藏工藝井適應性具有重要意義。通過預測薄儲層氣藏不同井型下日產氣與累產氣對比，進一步證實相同構造、儲層條件下，水平井提產效果顯著，該區低滲薄儲層具有實施工藝井的潛力需要，同時支撐下步開發方案制定。

圖13 雙魚石區塊試采區井網井距示意圖

圖14 雙魚石區塊棲霞組氣藏各井無阻流量統計圖

3.2.3 合理配產

氣藏生產早期，確定氣井配產的方法主要包括經驗法、節點分析法、采氣曲線法和攜液流量法等[21]。文獻調研發現氣藏早期配產大致為絕對無阻流量的1/5到1/6，因此按照這個原則，并結合氣藏水體分布及構造位置、氣井產液情況等因素來進行配產預測。在上述結果的分析基礎上，利用流入流出曲線、采氣指數曲線等方法綜合論證，單井合理配產區間5 104～75 104m3/d，氣藏5口井合理配產規模為160 104～165 104m3/d（表2）。目前5口井生產規模171 104m3/d，略高于合理配產，為保障氣藏科學合理高效開發，建議盡快調整氣井配產至合理規模。

表2 氣藏各井配產預測方法及結果表

3.2.4 動態監測

氣藏作為超深高壓含硫氣藏，具有埋藏深、溫度高、構造復雜、非均質性強等特點。隨著氣藏開發不斷深入，亟需深化氣藏認識，解決試采階段面臨的氣藏連通關系認識不足、水體能量認識不清、工藝井產能評價認識不準等難題。需要完善的動態監測體系，以評價儲層滲流特征參數、計算水體能量、掌握氣井產能等，準確把握開發關鍵問題。因此針對氣藏試采特點設計不同條帶、不同構造位置的氣井專項試井工作，為氣藏下步開發評價奠定基礎（表 3）。

表3 雙魚石區塊棲霞組氣藏動態監測方案

4 結論及建議

1）川西北部地區雙魚石區塊棲霞組氣藏超深、超高壓、含硫，構造地質條件復雜，儲層低孔—中低滲、非均質較強且儲層較薄，但部分井仍能保持在高產條件下穩產，證實該區具有一定的勘探開發評價潛力。

2）區塊開發評價進程略低于方案預期，試采井井位部署、井工程進度以及動態監測作業有待進一步攻關優化。現階段認識氣藏整體含氣，但氣藏構造斷層的封閉性、局部位置存在的水體以及不同構造位置氣井測試產能的差異，影響了區塊儲量升級、開發方案編制以及整體開發技術對策的制定。

3）目前認為氣藏③號、④號高帶連通，條帶井網密度合理，但采速過高，在保障合理穩產年限基礎上，結合專項動態監測成果及氣井試采成果認識，建議優化調整氣井配產，降低部分井的試采規模。

4）為加快推動儲量升級，建議進一步深化研究刻畫巖性邊界，加大井控程度較低區域構造、儲層預測的研究力度，強化氣藏氣水檢測方法攻關，結合動態認識，進一步明確水體來源方向，有效落實儲量申報面積及規模，支撐下步整體開發方案的編制及科學開發。