摘 要

摘　要：東坪氣田位于柴達木盆地-N北部阿爾金山前東段，是新近被發(fā)現(xiàn)的國內(nèi)外罕見的基巖古潛山塊狀氣藏。依據(jù)目前的地質(zhì)認識，要實現(xiàn)該氣藏的規(guī)模上產(chǎn)開發(fā)還存在著較大的難度。因

摘　要：東坪氣田位于柴達木盆地-N北部阿爾金山前東段，是新近被發(fā)現(xiàn)的國內(nèi)外罕見的基巖古潛山塊狀氣藏。依據(jù)目前的地質(zhì)認識，要實現(xiàn)該氣藏的規(guī)模上產(chǎn)開發(fā)還存在著較大的難度。因此，評價該氣藏的特殊地質(zhì)條件和試采動態(tài)特征，探討其開發(fā)模式和技術(shù)對策就顯得格外迫切而重要。為此，在評價認識其圈閉類型，基巖儲層巖性、物性和氣藏類型等的基礎(chǔ)上，對試采和測試資料進行了統(tǒng)計分析，總結(jié)出該氣藏單井產(chǎn)能、壓力降低、含水情況等基本特征，從靜、動態(tài)的角度闡明了該基巖氣藏特殊的開發(fā)地質(zhì)條件。進而結(jié)合該氣藏的開發(fā)難點，探討了開發(fā)單元、井型井網(wǎng)、合理配產(chǎn)等關(guān)鍵問題，明確了該基巖氣藏滾動上產(chǎn)的技術(shù)路線，提出了先直井后水平井、井距500～600m、單井產(chǎn)氣量取值5×10⁴～7×10⁴m³／d的開發(fā)方案。

關(guān)鍵詞：柴達木盆地  東坪區(qū)塊  基巖氣藏  儲集空間  試采測試  井網(wǎng)  配產(chǎn)  開發(fā)模式

Special geological conditions and development modes of the Dongping Basement Gas Reservoirs in the Qaidam Basin

Abstract：A rare massive，buried hill and basement gas reservoir was newly discovered in the Dongping Gas Field in the eastern piedmont of the Altun Mountains，northwestern Qaidam Basin．The present geological understandings are unreliable and imDractical for operators to achieve the commercial gas production of this field．Therefore，evaluating this reservoir’s particular geological conditions and dynamic features of Its pilot production is of crucial importance for us to discuss the development modes and therebv to take the corresponding technical measures in this field．From the previous research results，we had a better understanding of this trap type,this reservoir form，and the lithological and petrophysical properties of the basement rocks as reservoirs．On the other hand，from the statistical analysis of pilot production and testing data，we summarized the general information including single well deliverability，drop in pressure，water containing status，and so on．In this way，we discussed the special geological conditions for the development of this basement gas reservoir from static and dynamic angles．On this basis，we discussed how to arrange development units．well patterns，etc．，and manage the reasonable production allocat As a result，we presented a development scheme of straighthole first and then horizontal drain hole drilling，well spacing of 500-600m，and the single well gas productivity designed from 50-70 thousand m³ per day．

Keywords：Qaidam Basin，Dongping Block，basement gas reservoir，reservoir space，production test，well pattern，production distribution，development mode

柴達木盆地面積大、油氣勘探領(lǐng)域廣、油氣勘探前景十分廣闊，但由于青藏高原地質(zhì)構(gòu)造異常復(fù)雜，油氣勘探難度很大，截至2014年5月，該盆地石油探明率為26.7％，天然氣探明率為15％。中國石油青海油田公司(以下簡稱青海油田)所轄的油氣區(qū)塊是世界上海拔最高的油氣田，平均海拔在3000m左右。自20世紀50年代勘探開發(fā)以來，該油氣田已發(fā)展成為中國重要的油氣生產(chǎn)基地，2013年，該油氣田所產(chǎn)油氣當量已接近800×10⁴t。隨著“柴達木盆地油氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”一、二期項目的推進，研究人員經(jīng)過最近6年的潛心研究，截至2014年5月在該盆地已探明4個億噸級油氣田，勘探成功率超過50％，創(chuàng)歷史之最。

在天然氣開采方面，澀北3大氣田(澀北一、澀北二和臺南)的年產(chǎn)量已經(jīng)穩(wěn)定在55×10⁸～60×10⁸m³，東坪氣田已建成年產(chǎn)氣9×10⁸m³的產(chǎn)能。根據(jù)青海油田的規(guī)劃，到2017年，天然氣年產(chǎn)量將達到90×10⁸m³，原油產(chǎn)量將達到300×10⁴t，油氣總當量將達到1000×10⁴t，從而步入千萬噸級油氣田的行列。

東坪氣田位于柴達木盆地西北部阿爾金山前東段，是新近被發(fā)現(xiàn)的國內(nèi)外罕見的基巖古潛山塊狀氣藏。依據(jù)目前的地質(zhì)認識，要實現(xiàn)該氣藏的規(guī)模上產(chǎn)開發(fā)還存在著較大的難度，所以，評價該氣藏的特殊開發(fā)地質(zhì)條件和試采動態(tài)特征，探討其開發(fā)模式和技術(shù)對策就顯得格外迫切而重要^[1-4]。

1　地質(zhì)特征認識

1．1　構(gòu)造圈閉類型

柴達木盆地東坪構(gòu)造整體為一個南傾斜坡背景下受近SN向斷層控制的南傾古鼻狀隆起(以下簡稱鼻隆)。從山前向盆內(nèi)的地質(zhì)結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為：高斷階—中斜坡低斷隆深凹陷(圖1)。鼻隆背景下發(fā)育有構(gòu)造圈閉(以背斜、斷鼻為主)、地層巖性圈閉和基巖古潛山圈閉等。山前構(gòu)造運動強烈，高部位地層有被剝蝕的現(xiàn)象。鼻隆由于受斷層的控制，形成了東坪一號、三號等斷背斜構(gòu)造，上、下地層繼承性較好，局部被小斷層所復(fù)雜化^[5]。

 

東坪1井區(qū)處于整個鼻狀隆起的低斷隆部位，是受反向斷層的控制所形成的斷鼻構(gòu)造，高部位為斷背斜構(gòu)造；東坪3井區(qū)為鼻狀隆起高斷階部位受小斷層影響所形成的背斜構(gòu)造，構(gòu)造繼承性強。

1．2　基巖儲層特征

區(qū)內(nèi)發(fā)育基巖風化殼、中生代與新生代3套地層，受山前構(gòu)造擠壓影響埋藏深淺不一，東坪1井區(qū)在井深3072m鉆遇基巖，而東坪3井區(qū)則在井深1850m就鉆遇了基巖。

1．2．1儲層巖性

鉆井揭示的基巖巖性為花崗片麻巖、雜色花崗巖。巖石礦物成分主要為石英、長石，石英呈變晶結(jié)構(gòu)，長石風化程度高，含少量黑云母，定向排列，黑云母具綠泥石化特征，裂縫中見方解石脈體(圖2)。

 

1．2．2儲集空間

1)東坪1井區(qū)：主要以花崗片麻巖為主。從巖心上可觀察到高角度裂縫發(fā)育，裂縫寬度為1～2mm，裂縫發(fā)育程度好。東坪103井井深3200m靠近基巖風化殼，可觀察到風化溶蝕孔洞(圖3)，但總體上發(fā)育較少。巖心裂縫十分發(fā)育，多數(shù)巖心呈碎塊狀態(tài)。

 

2)東坪3井區(qū)：主要為花崗巖。巖心呈肉紅色、灰白色、黑色花紋，巖心裂縫發(fā)育，可見溶蝕擴大，高角度裂縫發(fā)育，且具有多期裂縫組合特點，裂縫寬度介于1～2mm，裂縫密度介于3～5條／m(圖3)。鑄體薄片觀察可見花崗結(jié)構(gòu)，局部微裂縫交叉分布，裂縫最寬達0.05mm。東坪3井區(qū)較東坪1井區(qū)裂縫及溶蝕孔發(fā)育要差。

1．2．3物性特征

基巖儲層屬于雙重介質(zhì)，29個巖樣的物性分析結(jié)果表明：基質(zhì)孔隙度介于1.2％～7.2％，平均為3.4％；滲透率介于0.054～0.91mD，平均為0.19mD，儲層致密。壓汞實驗結(jié)果表明：基質(zhì)排驅(qū)壓力在7MPa以上，部分樣品推測受裂縫影響，沒有平直段，排驅(qū)壓力較低(圖4)；進汞飽和度介于30％～80％。目前僅有4塊壓汞實驗樣品，實驗結(jié)果差異較大，也反映了基巖微觀非均質(zhì)性較強，其礦物溶孔和裂縫的分布差異較大。

 

受巖心破碎的影響，試驗樣品主要是小的柱塞樣，分析的孔隙度、滲透率數(shù)值比儲層實際值偏低。由于基巖段裂縫發(fā)育，雖然孔隙度不高，但裂縫仍可以起到滲流通道的作用。

1．3　氣藏類型

東坪1井區(qū)基巖層壓力系數(shù)為1.32～1.37，屬于異常高壓系統(tǒng)。東坪3井區(qū)E1+2和基巖層壓力系數(shù)為1.14～1.17，屬于常壓系統(tǒng)。兩井區(qū)的地溫梯度為3.43℃／100m。

天然氣相對密度平均值為0.6510，甲烷含量介于82.24％～91.071％，平均為86.89％，不含硫化氫氣體，屬于濕氣。地面油樣平均密度為0.8067t／m³，黏度為2.44mPa·S，含蠟量介于1.64％～2.54％，析蠟點為16℃，屬于輕質(zhì)低黏凝析油。地層水平均密度為1.097g／cm³，礦化度130025mg／L，pH值為6，CaCl2水型。

區(qū)內(nèi)氣水分布基本受構(gòu)造控制，氣層主要分布在構(gòu)造高部位，構(gòu)造低部位以水層為主，基巖段儲層具有統(tǒng)一的氣水界面。目前認為東坪l井區(qū)屬于以彈性氣驅(qū)為主的底水塊狀氣藏，東坪3井區(qū)屬于邊底水驅(qū)塊狀氣藏。

2　生產(chǎn)測試評價

2．1　試井解釋

通過統(tǒng)計4口井的產(chǎn)能試井解釋結(jié)果，各井無阻流量差異較大(表1)，說明不同井區(qū)或不同層段基巖內(nèi)部裂縫和溶蝕孔發(fā)育不均，儲集空間和有利相帶的分布差異大。

 

選用Blasingame法、Agarwal-Gardner法、NPI法中的裂縫模型對生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進行圖版擬合并建立分析模型^[6]，評價單井動態(tài)儲量及控制面積。綜合分析結(jié)果表明，東坪1井基巖層單井控制天然氣動態(tài)儲量為0.8735×10⁸m³，單井控制面積為0.28km²。

通過對3口井不穩(wěn)定試井解釋結(jié)果的統(tǒng)計表明(表2)，各井控制儲量、控制面積、滲透性等在不同井段和井區(qū)差異較大，同樣說明基巖內(nèi)部的非均質(zhì)性較強。

 

2．2　試采生產(chǎn)

2．2．1東坪1井區(qū)

東坪1井在原試氣的基巖層位累計試采生產(chǎn)297天，平均日產(chǎn)氣7.8×10⁴m³，累計產(chǎn)氣2295×10⁴m³，平均日產(chǎn)水0.4m³，油壓17MPa，壓降速率0.016MPa／d，單位壓降產(chǎn)量808×10⁴m³／MPa。

試采過程中，東坪1井多次改變工作制度，隨氣嘴孔徑的增加，平均日產(chǎn)氣量明顯增大，相應(yīng)地，地層壓力下降幅度也明顯增加。

東坪1井區(qū)基巖層試采井有3口，實際單井日產(chǎn)氣12×10⁴～18×10⁴m³，壓降速率為0.026～0.038MPa／d。平均單井日產(chǎn)氣7.8×10⁴～19.8×10⁴m³，壓降速率0.016～0.029MPa／d。該井區(qū)基巖層試采產(chǎn)量較高，壓力高，也說明基巖儲層物性好。

2．2．2東坪3井區(qū)

東坪3井區(qū)試采基巖層的有3口水平井，實際單井日產(chǎn)氣4.5×10⁴～12×10⁴m³，壓降速率為0.018～0.042MPa／d。該井區(qū)基巖氣藏天然氣產(chǎn)量變化大，整體產(chǎn)量不高，說明基巖物性相對較差，應(yīng)與其埋藏淺、壓力低有關(guān)。東坪3井區(qū)壓降速率較東坪1井區(qū)更快。

2．2．3兩井區(qū)的見水情況

東坪1井區(qū)生產(chǎn)水氣比介于0.051～0.156m³／10⁴m³，東坪3井區(qū)生產(chǎn)水氣比介于0.122～0.561m³／10⁴m³，說明東坪3井區(qū)比東坪1井區(qū)含水上升快。并且，目前由于東坪3井區(qū)氣井普遍見水，造成個別氣井關(guān)停，進一步說明該井區(qū)水體能量較強。

3　開發(fā)模式與技術(shù)對策

3．1　開發(fā)單元劃分

對于基巖塊狀氣藏，根據(jù)現(xiàn)有井測井響應(yīng)特征和取心資料，可以初步劃分出基巖井段內(nèi)的致密夾層，算出基巖段內(nèi)儲集層的有效厚度(表3)。

 

根據(jù)鉆至基巖井的測井解釋成果，基巖體內(nèi)縱向小層劃分和井間小層對比是困難的，說明致密層或隔夾層的連片性差(圖5)，難以形成穩(wěn)定的遮擋層，造成縱向開發(fā)單元的劃分難度較大。特別是東坪3井區(qū)凈毛比均值達到0.942，說明基巖塊狀體內(nèi)隔夾層很少。

 

而東坪1井區(qū)凈毛比均值雖然為0.755，但是縱向隔夾層零星分布，平面連片性差，目前只能將塊狀體作為一套開發(fā)層系整體動用。

3．2　開發(fā)井網(wǎng)部署

基巖塊狀氣藏主要受構(gòu)造高點控制，因為存在邊庶水，通常集中在高部位和裂縫發(fā)育區(qū)布井^[7-8]，并采用直井加水平井的方式開發(fā)。

由于基巖塊狀氣藏厚度大，內(nèi)部非均質(zhì)性強，遵循優(yōu)先考慮水平井的原則，同時也考慮部署多分支水平井。這樣不僅可以提高天然氣儲量的動用程度，而且也可以增加單井的天然氣產(chǎn)量。

由于基巖內(nèi)幕的復(fù)雜性，加之對縫網(wǎng)發(fā)育區(qū)段的地質(zhì)認識還不夠清晰，因而采取了滾動建產(chǎn)模式：試采初期以直井開發(fā)為主，先評價認識，而后圍繞高產(chǎn)直井井區(qū)集中部署水平井開發(fā)。開發(fā)井網(wǎng)整體呈不規(guī)則狀，如圖6所示。

 

由于基巖儲層基質(zhì)物性差供給半徑小，井間不易產(chǎn)生干擾，在保證一定單井控制儲量的前提下，可以采胃近距離布井的開發(fā)方式。目前氣井間井距在500～600m之間，試采未出現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象。

3．3　合理配產(chǎn)規(guī)模

東坪基巖氣藏試井測試資料少，但是部分氣井試采時間較長。因此在采用無阻流量法進行合理配產(chǎn)分析的同時，運用壓降速率法來配產(chǎn)準確率更高^[6]?，F(xiàn)有的產(chǎn)能試井資料表明：東坪基巖氣藏氣井無膽流量介于14.6×10⁴～21.1×10⁴m³／d，按照無阻流量的1/3配產(chǎn)，氣井合理產(chǎn)能應(yīng)為5×10⁴～7×10⁴m³／d。

壓降速率法是根據(jù)目前氣井配產(chǎn)條件下的壓降速率，推算不同穩(wěn)產(chǎn)期末壓力下降至廢棄壓力時的壓降速率對應(yīng)配產(chǎn)值的方法。由于低滲透致密氣藏壓降速率隨時間的變化關(guān)系通常不是一條直線，而是隨著生產(chǎn)時間的增加，壓降速率呈下降趨勢，即按目前壓降速率與產(chǎn)量的關(guān)系推算的配產(chǎn)值偏小?？紤]兩種影響因素的綜合評價結(jié)果認為，根據(jù)壓降速率與產(chǎn)量呈線性關(guān)系得到的最大配產(chǎn)值即為合理配產(chǎn)值剮。采用增壓條件下廢棄井口壓力為0.5MPa來計算，合理配產(chǎn)結(jié)果如表4所示。

 

對比兩種方法的配產(chǎn)結(jié)果，氣井合理產(chǎn)能受地層壓降過快的影響非常明顯，為保證氣井有5年的穩(wěn)產(chǎn)期，配產(chǎn)值不易過高，單產(chǎn)取值5×10⁴～7×10⁴m³／d是合理的?？傊?，構(gòu)造不同部位氣井的配產(chǎn)方案必須充分開展產(chǎn)能試井和壓力恢復(fù)測試，在利用動態(tài)法評價單井控制儲量和壓降速率的同時，再參考氣井的無阻流量來配產(chǎn)。

4　結(jié)論與認識

東坪基巖氣藏地質(zhì)特征和生產(chǎn)動態(tài)特征是有別于常規(guī)砂巖或碳酸鹽巖氣藏，通過近兩年的勘探評價與試采開發(fā)表現(xiàn)出特有的規(guī)律性睜州。因此，該類氣藏的開發(fā)存在一定的復(fù)雜性和技術(shù)難點(表5)。

 

綜上所述，東坪基巖氣藏埋藏深、巖性為致密的花崗巖或花崗片麻巖，儲集空間以基質(zhì)溶蝕孔和裂縫為主，儲集體內(nèi)非均質(zhì)性強、平面和縱向物性差異大，氣藏含氣井段長、分層性差，地層溫度高、壓力大，對氣水分布關(guān)系等地質(zhì)認識還不夠清楚和明確。通過對基巖儲層有利區(qū)帶進行預(yù)測研究和氣藏工程研究，認識到氣田開發(fā)應(yīng)該遵循“分批實施、滾動上產(chǎn)”的原則，堅持直井和水平井相結(jié)合、井點與井組相結(jié)合、高產(chǎn)區(qū)與低滲透區(qū)措施增產(chǎn)相結(jié)合等做法，不斷總結(jié)經(jīng)驗、完善開發(fā)技術(shù)。目前，青海油田在該區(qū)已經(jīng)獲得一定規(guī)模的天然氣產(chǎn)量。但是，針對基巖氣藏內(nèi)幕的復(fù)雜性，仍然需要將三維地震資料、測井資料和生產(chǎn)測試資料相結(jié)合，加強對裂縫系統(tǒng)及其含氣性、氣水關(guān)系和層段間的連通性、儲層參數(shù)等開展進一步評價研究，力爭在東坪氣區(qū)建成15×10⁸～20×10⁸m³的年產(chǎn)規(guī)模，為建成國內(nèi)唯一的高原千萬噸級油氣田作出新貢獻。

 

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本文作者：李江濤  李志軍  賈永祿  位云生  李清  楊云  聶仁仕

作者單位：“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南行油大學

  中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院

  重慶科技學院

  中國石油勘探開發(fā)研究院鄂爾多斯分院