跨境碳酸盐岩气藏开发技术对策研究

刘勇　李明秋　杨洪志　钟兵　朱文旭　吴建发

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都　610051）

跨境碳酸盐岩气藏开发技术对策研究

刘勇李明秋杨洪志钟兵朱文旭吴建发

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都610051）

G气藏位于T国与W国边境，跨境两国合采是其显著特点，由于对方强采已经造成了己方资源流失。为了保障本区投资的经济效益，有效遏制对方强采，需要明确对方强采规模及对己方的影响。通过动静结合多条件约束建立精细地质模型，深入认识跨境气藏地质特征，明确区块剩余储量分布规律，掌握对方强采规模及己方损失程度，制定出针对性的技术对策。

开发技术数值模拟强采规模剩余储量跨境气藏

0　引言

由于沉积及成藏的宏观性，使得油气藏的分布往往不受地面人为划定的各类界限所控，常常造成同一油气藏由不同公司、不同矿权人甚至不同国家共同开采资源。对于这一类油气藏的开发技术政策制定往往受到法律、政治、经济等多因素的综合影响而变得异常复杂，但如何预估他方开采规模从而制定针对性的技术对策，保证己方资源利用最大化，减少他方生产造成的己方经济损失是首要解决的难题。

G气藏位于T国与W国边境，跨境两国合采是其显著特点。从T方已完钻井测试情况看，无阻流量均在100×104m3／d以上，最高达到630×104m3／d，显示出巨大的勘探开发潜力［1-2］。但近年发现W方不断加强近边境区开发规模，使得T方气藏地层压力持续下降，如何快速制定开发技术对策来有效应对W方强采显的极为迫切。

1　准确把握气藏储量基础

G气藏为断背斜构造圈闭气藏，构造主体在T国，构造东北翼位于W国境内。近东西方向为走滑断裂，断距小，落差20 m左右；近南北方向为逆断层切割构造主体，断层落差30～200 m，为区域主断层（图1）。构造高点海拔-3 150 m，位于G-21井以北，最低圈闭线-3 400 m，圈闭闭合高度250 m，闭合面积43.51 km2，W国内构造圈闭面积28.75 km2。

该气藏储层岩性为生屑砂屑灰岩，溶孔、溶洞和裂缝是主要的储集空间，基质平均孔隙度为5.5%，渗透率为0.95 mD，储层表现中孔低渗特征［3-4］。该区域位于两条大断层交接处，裂缝及溶蚀孔洞相对发育［5-6］（G-2、G-5、G-7、G-21等井钻至储层顶面均发生较大规模的钻井液漏失），储层连通性较好，气藏储层类型为裂缝—孔隙型［7］。

由于区块最低构造圈闭线跨越两国边境，从井位平面分布上看，W方井位部署明显具有沿边境、近边境的特点，且在边境处井间距离已小于1.5 km，明显具有快采、强采的迹象（图1）。通过储量计算，G气藏位于T国内储量为108.53×108m3，位于W国内储量为40×108m3左右。

2　量化边境气藏强采规模

2.1压力检测表明W方强采规模正在逐步加大

从T方完钻井G-21、G-22井关井地层压力检测表明，G-21、G-22井压力同步下降，G-21井总体月压降0.5 MPa，G-22井总体月压降0.58 MPa，月压降速度最大达0.6～1.5 MPa，与W方同期大量井投产相吻合，并且后期仍在提高采速，压力年下降率达到10%～20%（图1）。

另外，该区域单井测试产量较高且不产水，单井初期配产相对较大。目前W方边境18口完钻井，T方仅4口老井可投入生产。对比W方现有的储量基础，明显具有不匹配的特征，也就是说现有的储量基础不足以支撑目前较多的投产井数量。并且，从边境巡检反馈的信息表明，W方继续加大钻机投入的数量，部分新钻井点甚至目视可见，表明对方强采规模正在逐步加大。

图1　气井压力降低趋势图

2.2建立精细地质模型，拟合W国储量基础

利用Petrel软件对G气藏进行了地质建模。主要利用地质、地震、测井、测试动态等多种信息，井点以单井地质和测井资料作为硬约束条件，井间以三维地震解释层面和断层作为约束条件建立构造模型，在构造模型基础上以地震反演和地震属性作为约束条件建立岩相分布模型，然后进行岩相模型控制下的孔隙度建模和孔隙度模型约束下的渗透率建模（图2）。

通过建立的精细三维地质模型开展数值模拟拟合［8］，以双方共拥储量148.53×108m3作为地质基础，按照目前的钻井及已完井数，保守估计W方80%左右的开发井钻井成功率，预计W方近两年投产井数分别为14口和18口左右。

图2　三维地质模型图

2.3W国强采规模预测

从近边境井测试产量分析估计W方边境单井平均测试产量不低于45×104m3／d，推算单井配产不低于20×104m3／d；通过W方不同的生产规模多次拟合G-21井、G-22井关井地层压力（图3），最终确定W方近两年日产气规模应为290×104m3和450×104m3左右。

图3　G-21、G-22井压力拟合图

3　明确资源流失程度

3.1剩余储量分布

G气田无论从构造背景还是储层分布及测试压力分析来看，气藏连通性较好。通过拟合得出W方目前日产规模为450×104m3，累产气33.45×108m3，已占W方地质储量的84%，由于T方尚未投产，可以确定目前至少已采T方资源15.05×108m3，T方剩余储量85.13×108m3。若不加措施，按照目前规模预计1年后W方累产气达到56.94×108m3，T方资源流失38.87×108m3左右。

3.2开发井位部署

为有效应对W方强采，保护己方资源，急需在边境处尽快部署开发井，采用气田整体提产与边境区单井高产相结合，应对强采效果最佳，从而减少资源流失。

按照碳酸盐岩气藏开发的经验，井距一般控制在1～1.5 km。G气田现有资料显示，气藏连通性好，受对方强采影响，压力下降较快。为了抑制强采，边界区域可以适当缩小井距1 km左右，己方气藏内部可以适当放大井距至2 km以上。

结合G地区储层平面展布预测规律［9］、构造及储层物性平面分布特征［10］，设计了G-23、G-24、G-25、G-26四口井作为首批补充开发井井位。通过相干剖面、最大曲率剖面、孔隙度反演剖面验证了设计井都处于气藏有利位置（图4）。

依据目前W方强采影响，应优先考虑钻探G-23、G-24井。由于紧邻两国边境，与现有老井一起投产后可有效抑制对方强采。

图4　G气藏地震储层预测图

4　制定针对性技术对策

4.1单井配产分析

按照现有稳定试井参数，G-21井测试无阻流量为630×104m3／d，计算井底流压20 MPa时瞬时产量为165×104m3／d、10 MPa时瞬时产量为253× 104m3／d，该井可配产100×104m3／d左右；同时，G-22井酸后无阻流量为147×104m3／d，计算井底流压20 MPa时瞬时产量为40×104m3／d、10 MPa时瞬时产量62.5×104m3／d，该井可配产50×104m3／d左右（图5）。

图5　G-21井（左）、G-22井（右）井底流入动态曲线图

对比新部署4口井与已完钻井构造位置、储层物性参数，以及通过单井模拟计算不同配产规模，确定单井配产为（50～100）×104m3／d［11］。

4.2开采规模

依据对W方强采现状的分析、强采规模的预测、目前己方剩余储量评估、井网部署、单井配产等研究的基础上，总体考虑采用气田整体提产与边境区单井高采速相结合［12］，优化设置多套方案进行比选，最终优选出井口定压9.2 MPa，采气规模180 ×104m3／d，采气速度8.79%，年采气6.1×108m3，稳产期两年，稳产期末累计产气12.39×108m3，采出程度达到17.8%（图6）。结合W方目前开采规模以及预测期末累产气，考虑流向对方气量，实际全气藏采出程度预计高达80%以上。

图6　G气藏预测方案图

预计3年后由于地层压力下降，井口压力持平输压，通过实施增压开采进一步提高气藏采出程度，按井口2 MPa实施增压，预测期末累产气24.92× 108m3，采出程度35.8%。随着对方不断加大开采强度，会加大气藏压力降低幅度，预计增压会提前，因此应不断加强边境气井的生产动态监测工作。

5　结论

1）G气藏主要为生屑砂屑灰岩储层，基质平均孔隙度为5.5%，渗透率为0.95 mD。该区域位于两条区域大断层交接处，裂缝及溶蚀孔洞相对发育，储层连通性较好。W方井位部署明显具有沿边境、近边境的特点，压力检测表明具有快采、强采的迹象。

2）建立精细地质模型拟合压力损失，初步确定W方近两年开采规模分别为290×104m3／d和450× 104m3／d左右，造成15.05×108m3左右资源流失。优选近边境处部署4口开发井进一步提高开采规模，应对W方强采，预计可累产气24.92×108m3，整个气藏采出程度达到80%。

3）采取气田整体提产与边境区提产相结合是应对强采的关键。为了保障气田高效开发实施，需加强气藏边境井的动态监测和分析，进一步明确对方强采规模的变化，适时调整开发技术对策。

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（编辑：李臻）

B

2095-1132（2015）06-0033-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.009

修订回稿日期：2015－10－12

国家科技重大专项课题“复杂碳酸盐岩气藏开发技术研究”（编号：2011ZX05015-003）。

刘勇（1981－），工程师，从事油气藏地质研究工作。E-mail：castledream@petrochina.com.cn。