超深层裂缝性致密砂岩气藏储...盆地库车坳陷克深2气藏为例_吕志凯.pdf

第30卷第1期超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例吕志凯1，张建业2，张永宾3，闫炳旭3，刘兆龙1，李光明4（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油塔里木油田分公司迪那采油气管理区，新疆 库尔勒841000；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000；4.中国石油塔里木油田分公司塔中采油气管理区，新疆 库尔勒841000）基金项目：中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性科技攻关项目课题“深层/超深层气藏控水提高采收率技术研究”（2021DJ1005）摘要以塔里木盆地库车坳陷克深2为代表的超深层裂缝性致密砂岩气藏，是“十三五”期间塔里木油田天然气上产的重点区域。基质物性差、局部裂缝发育程度不同的特征导致储层非均质性强，井间产能差异大，储层连通性复杂，气藏开发难度大。针对该类气藏的特点，以克深2气藏为例，将动态分析法与静态分析法相结合深入分析储层连通性，并指出了气井布井方式和生产制度的优化对策。研究结果表明：储层基质致密，构造裂缝总体发育，形成高渗通道，整体上看气藏平面连通性较好，但鞍部有效裂缝发育程度、气井产能相对较低，反映该区为低渗区，对气体渗流起到一定阻挡作用。按照局部构造裂缝控制高产的开发思路，沿构造轴线高部位集中布井；为了减缓裂缝性水侵，更加均衡开发气藏，认为气井配产不宜过高。研究结果对指导超深层裂缝性致密砂岩气藏科学、合理、高效地开发具有积极意义。关键词超深层；裂缝；致密气藏；干扰试井；连通性；开发启示中图分类号：TE122文献标志码：A引用格式：吕志凯，张建业，张永宾，等.超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示：以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例J.断块油气田，2023，30（1）：3137，95.LYU Zhikai，ZHANG Jianye，ZHANG Yongbin，et al.Reservoir connectivity of ultra-deep fractured tight sandstone gas reservoir and developmentenlightenment：taking Keshen 2 gas reservoir in Kuqa Depression of Tarim Basin as an exampleJ.Fault-Block Oil&Gas Field，2023，30（1）：3137，95.收稿日期：20220728；改回日期：20221025。第一作者：吕志凯，男，1984年生，高级工程师，博士，2013年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，主要从事气藏工程及数值模拟研究工作。E-mail：。Reservoir connectivity of ultra-deep fractured tight sandstone gas reservoir and developmentenlightenment:taking Keshen 2 gas reservoir in Kuqa Depression of Tarim Basin as an exampleLYU Zhikai1,ZHANG Jianye2,ZHANG Yongbin3,YAN Bingxu3,LIU Zhaolong1,LI Guangming4(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China;2.Dina Exploration andDevelopment Management Department,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China;3.Research Institute ofPetroleum Exploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China;4.Tazhong Exploration andDevelopment Management Department,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China)Abstract:The ultra-deep fractured tight sandstone gas reservoir represented by Keshen 2 in Kuqa Depression of Tarim Basin is themain gas production area in Tarim Oilfield during the 13th Five-Year Plan period.The characteristics of poor matrix properties andlocal fracture development lead to strong reservoir heterogeneity,large inter-well productivity differences,complex reservoirconnectivity and difficult gas reservoir development.According to the characteristics of this kind of gas reservoir,taking Keshen 2gas reservoir as an example,the reservoir connectivity is analyzed by combining the dynamic data analysis method with the staticdata analysis method,and optimization measures for well pattern and production work system of gas well are pointed out.The resultsshow that the reservoir matrix is compact,the structural fractures are developed as a whole,and the high permeability channel isformed.On the whole,the plane connectivity of the gas reservoir is good,but the development degree of the effective fractures in thestructural saddle and the productivity of the gas wells arerelatively low,reflecting that the area is of low permeability,which plays a certain role in blocking gas seepage.Accordingto the development idea of controlling high production by localstructural fractures,well distribution is concentrated along thehigh part of the structural axis.In order to slow down fractured断块油气田FAULT-BLOCK OIL GAS FIELDdoi:10.6056/dkyqt2023010052023年1月断块油气田2023年1月0引言塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深气田的埋深超过5 000 m，基质渗透率小于0.1010-3m2，基质孔隙度小于10%，岩性以长石岩屑细砂岩和粉细砂岩为主，且储层裂缝普遍发育，属于超深层裂缝性致密砂岩储层13。目前气田开发难度极大，主要是由于储层埋藏超深，气藏压力超高，同时储层裂缝发育，气水分布关系复杂，开发过程中容易发生裂缝性水侵，严重影响气井生产乃至整个气藏开发，且国内外没有类似气藏，缺乏可借鉴的成熟技术和经验。克深气田是“十三五”期间塔里木气区天然气上产的重点区域4，包含克深2，5，6，8，9等29个气藏，累计探明天然气地质储量超过10 000108m3，建成天然气100108m3/a的产能规模。其中，开发最早的克深2气藏产能规模曾高达30108m3/a以上，近2 a受水侵影响，气井产能急剧下降，但10余年来积累了丰富的地质、动态资料，为深化对该类气藏的地质认识、提升气藏的开发水平提供了坚实基础。裂缝是该类气藏高产的地质基础。岩心、钻井、常规测井、成像测井等多种资料显示，构造裂缝的发育程度是影响产能的重要因素。不同部位有效裂缝的发育程度差异大，造成储层非均质性强，气藏连通性复杂。针对超深层裂缝性致密砂岩气藏，前人将焦点集中在储层裂缝的发育程度、定量评价及分布规律等方面，大多从静态角度进行研究，取得了一系列重要成果57。随着勘探开发进程的加快，地层压力测试、流体分析、试气、试井、试采等生产资料不断丰富，可以在静态分析的基础上从动态角度进一步深入认识储层，进而采用地质特征分析、流体性质分析、原始地层压力分析及井间干扰测试等手段明确气藏连通性，为井网部署、储量动用、合理规模、稳产水平等开发技术政策的制定提供支持，指导气藏高效开发。1气藏概况1.1基本地质特征克深2气藏位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区拜城县、塔里木盆地北缘库车坳陷克拉苏构造带克深段东部，其构造为一个东西走向的长轴背斜，处于北部的克深6气藏和南部的克深8气藏之间。主力产层为下白垩统巴什基奇克组，属于辫状河三角洲扇三角洲前缘沉积，埋深超过6 500 m，厚度在280320 m，砂地比在70%以上，主要为褐色中细砂岩，基质孔隙度主要分布在2%6%，平均为4.4%，基质渗透率主要分布在0.0110-30.1010-3m2，孔喉半径为0.051.00 m，砂体分布稳定、连续性好、裂缝普遍发育，属于典型的超深层裂缝性致密砂岩气藏。1.2试采特征克深2气藏区域上构造变形强烈，裂缝发育受古应力控制。岩心构造裂缝宽度及充填性、FMI成像的裂缝密度、钻井液漏失量等研究结果，综合反映气藏鞍部为有效裂缝不发育区89（裂缝密度低于1条/m），无阻流量低于40104m3/d，其他区域无阻流量在100104400104m3/d。气藏投产后地层压力下降快，产能递减快，投产3 a后气藏总无阻流量仅为投产初期的30%，见水时间比预计时间提前了5 a，投产1 a后边部井陆续见水。2储层连通性分析目前储层连通性分析方法主要有7种，可分为静态（地质特征分析、流体性质分析、原始地层压力分析）和动态（压力恢复试井分析、气井配产分析、气藏压力对比和井间干扰测试）两大类。以往文献多采用上述方法中的一种或几种分析储层连通性。为了充分证明气藏储层连通情况，需要动态分析法与静态分析法相结合，通过滚动开发逐步加深认识1012。本文首先用静态分析法初步评价气藏的连通性，再用动态分析法进一步评价气藏（井）的连通性。2.1静态分析法2.1.1地质特征分析克深2气藏储层内部未见明显隔层，夹层密度低、连续性差，由于库车坳陷深层巴什基奇克组裂缝整体发育，气井初期产能很高，个别井无阻流量高达300104m3/d以上，但鞍部致密带气井无阻流量很低（见图1）。裂缝使气藏垂向、平面沟通能力加强，储层易形成空间整体连通，但局部有效裂缝发育程度差异大，尽管隔夹层不具封隔作用，气藏鞍部的致密带仍可能形成区域渗流屏障。利用克深2气藏岩心、裂缝CT扫描、铸体薄片、成像测井等资料系统分析单井裂缝发育特征，发现白water invasion and develop this kind of gas reservoir more evenly,the proration of gas well is not suitable to be large.The researchresults have positive significance for guiding the scientific,rational and efficient development of ultra-deep fractured tight sandstonegas reservoirs.Key words:ultra-deep;fracture;tight gas reservoir;interference well test;connectivity;development enlightenment32第30卷第1期垩系巴什基奇克组在各井段构造裂缝总体相对发育，以半充填高角度裂缝为主，倾角一般大于50，占裂缝总数的80%以上，其次为斜交裂缝及网状裂缝1315。裂缝的广泛存在使储层渗透率提高12个数量级，气井试井解释渗透率介于110-31010-3m2，远高于基质渗透率，成为气藏高产的地质基础。2.1.2流体性质分析表1为克深气田天然气样品分析数据。样品甲烷摩尔分数高，非烃气体摩尔分数低，酸性气体很少，为典型干气气藏特征。由表1可知：克深2气藏不同气井的甲烷、乙烷、氮气等组分摩尔分数十分接近，临界温度及临界压力相差不大，相对密度均在0.57左右；而同样处于克拉苏构造带的EE井与之相比，天然气组分摩尔分数、临界温度、临界压力、相对密度则有较大差异。由此可认为，克深2气藏各气井天然气保存的地质环境应该比较接近，井间连通的可能性较大1617。图1克深2气藏单井无阻流量平面分布Fig.1Plane distribution of open flow rate of single well in Keshen 2 gas reservoir表1克深气田天然气组分统计Tabel 1Statistics of natural gas composition of Keshen gas field2.1.3原始地层压力分析同一油气藏中的各井处于同一水动力系统，即同一压力系统。因此，地层各处折算的原始地层压力应该相等，且不同深度的原始地层压力与相应深度的关系曲线为一条直线18，即：pi=a+bh（1）式中：pi为原始地层压力，Pa；a为常数，Pa；b为系数，kgm-2s-2；h为油气层中部深度，m。某口气井投产后，原始条件下处于同一压力系统的各处压力之间的平衡关系被打破，该压力系统内其他各井处的地层压力会有所下降，直到建立新的压力平衡关系。因此，同一压力系统内的各井在开采期间，地层压力会同步下降18。克深2气藏最早投产的AA井的地层压力（即原始地层压力）为116 MPa，新投产井测试的地层压力均下降，且投产日期越靠后，测试的地层压力越低，整体呈线性下降趋势，说明该井组可能处于同样品个数天然气组分摩尔分数/%临界温度/临界压力/kPa相对密度乙烷C3+氮气297.50.5110.1571.1400.806191.64 609.80.561297.50.5680.0770.9920.802191.74 611.40.57597.50.5900.0671.1610.708191.54 606.90.571097.90.5530.0490.9920.614191.44 607.30.57197.20.5310.0581.1141.040191.84 616.70.58396.00.5200.0581.0531.347193.34 653.60.57697.40.5380.0560.9841.039191.64 618.30.58398.50.3210.0111.1350.012191.64 618.30.57397.60.5020.0511.1010.712191.44 618.30.57987.90.4850.0398.3411.015186.24 538.70.61井号UAAHDDPESWXEE气藏克深2克深9甲烷二氧化碳吕志凯，等.超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示：以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例33断块油气田2023年1月一压力系统，初步分析该井组可能连通19（见图2）。图2原始地层压力对比Fig.2Comparative analysis of original formation pressure2.2动态分析法2.2.1压力恢复试井分析由克深2气藏压力恢复试井的双对数图版（见图3）可知，无因次压力导数曲线有明显的下凹特征，说明巴什基奇克组储层属于裂缝孔隙双重介质类型2022。图3克深2气藏压力恢复试井解释曲线Fig.3Well test interpretation curve of pressure bulidup in Keshen 2 gasreservoir弹性储容比表示裂缝中天然气的储存比例，控制无因次压力导数曲线的下凹深度20。其值越大，裂缝中天然气占比越大；反之，则越小。=Vf准fCtfVf准fCtf+Vm准mCtm（2）式中：为弹性储容比；Vf，Vm分别为裂缝、基质的体积，m3；准f，准m分别为裂缝、基质的孔隙度；Ctf，Ctm分别为裂缝、基质的综合压缩系数，MPa-1。窜流系数反映基质岩块向裂缝系统供给气体的能力，其表达式为=r2wKmKf（3）式中：为窜流系数；为基质岩块的形状因子，m-2；rw为井的半径，m；Km为基质部分渗透率，10-3m2；Kf为裂缝部分渗透率，10-3m2。射孔完井总表皮系数用来表征气体流经近井储层进入井筒的过程，其大小反映在近井储层特征段。将气体流经的部分高导裂缝看作部分射开完井，并考虑气体非达西流动现象，则总表皮系数可表示为S=Sp+LLpSd+Sdp?+Dqg（4）式中：S为总表皮系数；Sp为几何表皮系数；L为储层有效厚度，m；Lp为射开有效储层厚度，m；Sd，Sdp分别为钻井、射孔造成的储层伤害表皮系数；D为非达西流动系数，d/（104m3）；qg为气井产量，104m3/d。由压力恢复试井可得，平均弹性储容比为0.04，平均窜流系数为6.3110-7，二者均较低，表明基质是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道，且基质向裂缝系统补给的速度较慢。多因素叠加影响的综合作用造成无因次压力导数曲线下凹、表皮系数较大，近井储层特征段和直线特征段与常规气藏差异明显。其中一个重要原因是气体沿大裂缝高速流入井筒，导致近井区域产生严重的非达西效应21。克深2气藏各井历次压力恢复试井的总表皮系数为70200，且与气井产量呈正相关性，非达西流动系数为3 d/（104m3）以上。储层试井解释为双重介质渗流特征，未发现明显的边界特征，如果气藏以较高采气速度开采，难以保证基质与裂缝系统间的供采平衡。2.2.2气井配产分析由拟稳态渗流理论可知，当连通性气藏中的各井以一定的产量进入拟稳态生产后，各井井控范围内任一点的压力随时间的变化幅度相同，即：鄣m?p鄣t=C（5）式中：m为拟压力，MPa；p为压力，MPa；t为时间，d；C为常数。把式（5）代入考虑规整化拟压力和物质平衡拟时间的气井流动方程，可得：鄣m pwf?鄣t=qgGpiZi1gCt（6）式中：pwf为井底流压，MPa；G为井控储量，108m3；Zi为原始地层压力下气体的偏差因子；g为气体黏度，mPas；Ct为综合压缩系数，10-4MPa-1。对于异常高压气藏，gCt，pi/Zi均趋于常数，则式（6）变为qg/GC，即连通性气藏在气井进入拟稳态生产后，气井的井控储量与配产成正比19。克深2气藏气井的井控储量与平均配产成正比，符合拟稳态渗流理论，说明井组间是连通的（见图4）。34第30卷第1期图5克深2气藏地层压力剖面Fig.5Formation pressure profile of Keshen 2 gas reservoir图4克深2气藏气井井控储量和平均配产的关系Fig.4Relationship between well controlled reserves of gas wells andaverage production allocation in Keshen 2 gas reservoir2.2.3气藏压力对比随着开采的进行，气藏不同部位压力同步下降，表明储层是连通的23。克深2气藏东部、中西部整体上压力均同步下降，表明2个区域内部连通性很好（见图5，其中地层压力统一折算至深度5 400 m）。但同一时期2个区域的地层压力存在明显差异，东部区域地层压力比中西部区域的地层压力高12 MPa，这反映了局部区域（气藏鞍部有效裂缝不发育）存在低渗区，对气体渗流起到阻挡作用，鞍部两边气藏压力差异明显。由于中西部总产量过高，压力下降更快，导致该区域水侵影响更严重，甚至出现了构造相对高部位的气井先见水的现象。为了减缓水侵造成气藏产能下降的趋势，2016年以后主动降低了中西部区域的产量，使得鞍部两边气藏压力差异有所减缓。2.2.4井间干扰测试井间干扰测试结果表明：同在中西部或东部的2口气井相距1 km左右时，干扰信号响应时间不到1 h；相距5 km以上时，干扰信号响应时间也仅为730 h，反映了气藏内井间干扰强（见表2）。数值模拟表明，压力波在多重介质中的传播速度差异显著，气井控制半径随时间的变化速度很快，压力波在裂缝系统内可以短时间内波及整个气藏5。表2克深2气藏井间干扰解释结果Tabel 2Interpretation results of cross well interference in Keshen 2 gasreservoir如图6所示，2015年8月27日全气藏关井，对位于东部区域的AA井进行压力恢复测试，9月10日气藏中西部区域以产气量490104m3/d生产，压力恢复曲线特征仍明显，但压力恢复速率较全气藏关井时有所下降。10月2日，同样位于东部区域的BB开井后，AA井压力恢复曲线明显下掉，这表明AA井与BB井干扰明显，但与中西部气井间的干扰不明显。气藏鞍部对2个区域间的渗流起到了阻挡作用，整体上呈现通而不畅的特征。3开发技术对策与启示超深层裂缝性致密砂岩气藏具有与常规气藏明显不同的特征，主要表现在储层埋藏深度大、断层裂缝发育、基质致密、非均质性强、气水关系复杂，导致开发受裂缝性水侵影响严重，采收率普遍很低。但由于储层连通性整体较好，因此通过优化布井方式和生产制度实年份观察井激动井井距/m干扰信号响应时间/h2017BC1 0100.083R11 28632.570O10 60030.450ER5 9005.630O5 3007.580TR1 5002.180O1 8002.520S9100.330AABB1 2000.3302018NT2 1420.820Q1 2400.580AABB1 2000.830吕志凯，等.超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示：以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例35断块油气田2023年1月现气藏均衡开发，从而实现该类国内外罕见的复杂气藏的有效开发。图6AA井干扰试井曲线Fig.6Interference well test curve of well AA3.1布井方式优化以克深2气藏为代表的克深气田地表主要为山地和戈壁，相对高差大，地下发育巨厚塑性膏盐层，造成地震资料信噪比低，构造落实难度大，裂缝分布、水体规模准确预测难度更大。在持续不断地开展地震资料采集处理攻关的同时，为了有效规避构造偏移风险和水侵风险，需要在井位部署中优化布井方式。克深2气藏东部区域部署3口井，中西部区域不同构造部位部署27口井（其中CC井、Y井、Z井位于低部位近断裂带处，无水生产期不足1 a），开发初期低部位气井即暴性水淹。鉴于气藏整体连通性较好，为了有效规避见水风险，提高开发井成功率，在井位部署中逐渐形成了沿轴线高部位集中布井的思路，即在裂缝发育、远离边底水的轴线部位集中布井。该思路指导后续克深8气藏的井位部署，在保证产能建设规模的基础上，节约投资成本8亿元，产能到位率100%。3.2生产制度优化克深2气藏开发实践表明，储层整体连通性好，当气井配产过高时，地层压力下降过快，易发生快速裂缝性水侵，稳产期短、采收率低，严重影响开发效果。因此，在气藏开发过程中需要合理优化采气速度，通过控制压降来延缓水侵速度，以实现气藏控压控水。由于气井受水侵影响具有不可逆性，若开发早期采气速度过快，则气井弹性产能下降明显。2016年以后克深2气藏气井配产已大幅降低，但见水井数仍继续增加，2019年全部气井均已见水，严重制约了气藏高效开发，因此在开发早期应该严格控制采气速度（见图7）。边底水沿裂缝快速水侵，开发过程中需要同时考虑裂缝分布、水体能量等因素进行差异化气井配产，实现气井与气藏之间均衡开发。构造高部位见水气井按照临界携液流量配产带水生产，降低裂缝性水侵风险；无水气井兼顾气藏采气速度进行合理配产，延长气井无水生产期。基于克深2气藏开发经验，针对克深8气藏，高部位压差低于6 MPa，较高配产（4010460104m3/d）；低部位压差控制在23 MPa，较低配产（2010430104m3/d），以实现气藏均衡开发。克深8气藏投产后，生产平稳，产气量、压力等开发指标与方案设计参数吻合程度较高，开发效果好。图7克深2气藏年产气量、采气速度及见水井数变化Fig.7Annual gas production，production rate and number of waterproducing wells of Keshen 2 gas reservoir4结论1）以克深2为代表的超深层裂缝性致密砂岩气藏基质物性差、局部裂缝发育程度不同的特征导致储层非均质性强，井间产能差异大，储层连通性复杂，气藏开发难度大。2）克深2气藏具有平面连通性整体较好、构造鞍部通而不畅的特征，导致开发中后期鞍部两边气藏压力差异明显，存在由于压降不同步导致部分区域加速水侵的风险。3）考虑储层连通性，沿轴线高部位集中布井既可以较好地规避构造偏移的风险，又能实现储量的有效均衡动用。同时，采用温和的开采方式进行控水，可以延缓气井水侵速度，延长气藏的无水生产期，以提高气藏的采收率。参考文献1王宇，苏劲，王凯，等.全球深层油气分布特征及聚集规律J.天然气地球科学，2012，23（3）：526534.WANG Yu，SU Jin，WANG Kai，et al.Distribution and accumulation ofglobal deep oil and gasJ.Natural Gas Geosciences，2012，23（3）：526534.2吕志凯，唐海发，刘群明，等塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏水封气动态评价方法J.天然气地球科学，2022，33（11）：18741882.36第30卷第1期LYU Zhikai，TANG Haifa，LIU Qunming，et al.Dynamic evaluationmethod of water sealed gas for ultra-deep fractured tight gas reservoirin Kuqa Depression，Tarim BasinJ.Natural Gas Geoscience，2022，33（11）：18741882.3冯虎，徐志强，徐延涛，等.塔里木油田超深超高压气藏的成功改造J.断块油气田，2014，21（6）：819822.FENG Hu，XU Zhiqiang，XU Yantao.Successful stimulation of ultra-deep and ultrahigh pressure gas reservoir in Tarim OilfieldJ.Fault-Block Oil&Gas 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