海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨

严申斌，黄导武，伍锐东

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)



海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨

严申斌，黄导武，伍锐东

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

介绍了东海低渗气藏的地质特征，分析了东海低渗气藏定向井压裂的3种开采特征，即高产平稳型、中产快速递减型、低产平稳型。通过机理模型研究了动用储量、储层渗透率、裂缝长度、裂缝宽度等参数对低渗气藏产能的影响。在此基础上，探讨了3种不同工况条件(即已有生产井兼顾、已有平台新钻井、新建平台依托开发)下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限。在目前经济条件下，建议海上低渗气藏开发以现有生产井深层兼顾和已有平台新钻井压裂开发为主。

海上油气田；低渗气藏；定向井压裂；产能；地质储量下限

随着全世界对天然气能源需求量的不断增大，常规天然气藏的产量和储采比均呈日益降低的趋势，非常规天然气资源则被认为是最有希望的能源补充，低渗气藏便是其中最重要的一类。近年来我国天然气探明储量中低渗透气藏储量所占的比例逐年增加，而且随着开发技术的突破，低渗气藏产量也持续较快增长，预计2030年低渗气藏产量将达到1000×108m3，在全国天然气总产量中的占比超过1/4[1～3]。因此，低渗气藏的开发将会越来越受到行业的重视。

由于低渗气藏储层物性较差，且储层易受到伤害，单井产量低，一般需采取增产工艺措施才能投入开采，开发难度较大。特别是针对海上低渗气田，由于作业成本较高，只有当单井产能达到一定条件才能经济开发。目前定向井压裂改造已成为提高低渗气藏产能的主要方式[4]，笔者在总结东海近几年低渗气藏开发实践经验的基础上，提出不同工况条件下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质下限。

1　低渗气藏的定义和分类

表1　储层渗透率分类(东海，2014)

关于低渗气藏的定义和分类国内外并无统一标准，美国将储层有效渗透率作为划分依据，有效渗透率小于0.1mD的定义为致密气藏[5]；而国内关于低渗气藏也有不同划分标准，陆上油田将储层有效渗透率在0.1～5mD范围定义为低渗气藏，小于0.1mD定义为致密气藏[6]；目前国家储量规范中按空气渗透率界定低渗气藏，1～10mD定义为低渗气藏，小于1mD定义为特低渗气藏[7]。在国家储量规范低渗气藏分类标准的基础上，结合海上低渗气藏勘探开发实践，东海以空气渗透率作为低渗气藏分类依据(表1)，其中1～10mD范围定义为常规低渗，0.1～1mD定义为特低渗，小于0.1mD定义为超低渗。

2　东海低渗气藏的地质特征

东海低渗气藏主要发育于古近系渐新统花港组下段和始新统平湖组砂岩储层，一般具有以下地质特征：①储层埋深大，渗透率小于1mD的低渗气藏埋深一般大于3200m，处于成岩B+C期，压实作用强；②砂岩成分成熟度、结构成熟度均中等，石英体积分数平均62%，岩性以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，分选中-好，磨圆次棱-次圆状；③砂岩孔道半径变化不大，主要分布范围在100～250μm，但喉道细小，渗透率1mD以下的储层喉道半径一般小于1.5μm，砂岩渗流能力主要受喉道半径控制；④储层裂缝不发育；⑤高温高压，且储层应力敏感性强；⑥通常无自然产能，需压裂改造。

3　低渗气藏定向井压裂开采特征

东海自“十一五”开始便在低渗气藏开发方面进行积极探索与实践，取得了较好的效果，并积累了丰富经验，先后完成多口定向井压裂改造。东海低渗气藏定向压裂井总体生产特征表现为：压后初期产气量2～12×104m3/d不等，有效生产期短，递减相对较快或低水平稳产。东海典型低渗气藏定向压裂井的生产特征可归纳为3类：①高产平稳型——压后初期产气量12×104m3/d，有效期1a，油压13.7MPa，产气量递减缓慢，年递减率25%(图1(a))；②中产快速递减型——压后初期产气量7.3×104m3/d，有效期10个月，产气量、油压均递减快，产量年递减率68%(图1(b))；③低产平稳型——压后初期产气量2.6×104m3/d，初期递减快，之后产气量稳定在(1～1.5)×104m3/d，稳产期长(图1(c))。

图1　东海典型低渗气藏定向压裂井生产特征

4　低渗气藏产能主控因素及变化规律

图2　渗透率、动用储量对低渗气藏产量递减率的影响分析(缝宽5mm、半缝长100m)

通过机理模型研究动用储量、储层渗透率、裂缝长度、裂缝宽度等参数对低渗气藏产能的影响，模型参数设置如下：储层厚度20m、孔隙度10%、含气饱和度60%、地层压力35MPa，模拟5a累计产气量，初产气量10×104m3/d。模拟结果表明储层渗透率及动用储量是影响低渗气藏产能变化的主控因素：储层渗透率低于0.2mD的气藏，定向压裂井表现为低水平“稳产”，年均递减率小；渗透率高于0.2mD条件下，递减率随动用储量增加或渗透率增大而减小(图2)。压裂裂缝参数是影响低渗气藏产能变化的次要因素：缝长对产能变化影响较小，而缝宽对产能变化具有一定程度的影响，随着缝宽(裂缝导流能力)的变窄递减率增大。

针对东海不同生产类型的低渗定向压裂井，分别总结出其产能变化规律和相应地质条件(表2)，其中高产平稳型定向压裂井：动用地质储量一般不小于2×108m3、储层渗透率不小于1mD，相应的稳定日产量可达到10×104m3以上，年递减率低于30%，5a累计产气量可达到0.5×108m3以上；中产快速递减型定向压裂井：动用地质储量小于1×108m3情况下，储层渗透率一般在0.5mD以上，而当地质储量超过1×108m3时，储层渗透率一般在0.2～1mD之间，相应的稳定日产量在4～10×104m3，年递减率30%～80%，5a累计产量可达到0.4×108m3以上；低产平稳型定向压裂井：动用地质储量不小于1×108m3，储层渗透率一般在0.2mD以下，相应的稳定日产量在4×104m3以下，年递减率低于30%，5a累计产量低于0.3×108m3。

表2　不同类型低渗定向压裂井产能变化规律

5　低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限

在总结东海低渗气藏定向压裂井产能主控因素及变化规律的基础上，探讨不同工况条件下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限。

1)已有生产井兼顾已有生产井兼顾深层低渗气藏压裂生产，海上压裂作业综合成本一般在600万元左右，单井累计产气(300～500)×104m3即可回收投资，相应地质储量下限极低(图3)。

2)已有平台新钻井已有生产平台上新钻一口深层低渗气藏定向开发井，根据钻完井作业综合投资要求5a经济累计产气量为1×108m3，相应储层渗透率下限为0.5mD，动用地质储量下限为6×108m3，随渗透率增大相应动用地质储量下限降低，当储层渗透率为1mD时，相应动用地质储量仅需2×108m3(图3)。

图3　不同动用储量条件下低渗气藏定向压裂井累计产气量与渗透率的关系

3)新建平台依托开发工程方案以东海某平台为例，气田开发内部收益率为12%条件下，8口开发井累计天然气产量为40×108m3，单井平均累计产气量为5×108m3。其中前5a占可采量的近40%，即单井累计产气量为2×108m3，相应低渗定向压裂井经济开发的地质下限为：储层渗透率不低于1.7mD、单井动用地质储量不低于11×108m3，随渗透率增大动用地质储量下限降低，但不得低于6×108m3(图3)。

6　结论

1)在总结东海低渗气藏开发实践经验的基础上，探讨了不同工况条件下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质下限，研究表明在已有生产井兼顾条件下，相应地质储量下限极低；已有平台新钻井条件下，储层渗透率下限为0.5mD，动用地质储量下限为6×108m3，随渗透率增大相应动用地质储量下限降低；而在新建平台依托开发条件下，低渗气藏经济开发的地质储量门槛较高。

2)目前经济条件下，建议海上低渗气藏开发以现有生产井深层兼顾和已有平台新钻井压裂开发为主，另外可从以下3方面进行积极探索：①开展低渗气藏相对高渗储层地质成因研究，寻找“甜点”储层、以优带劣；②进行水平井分段压裂开发试验。定向井压裂改造已成为提高低渗气藏产能的主要方式，但整体增产效果有限，而水平井分段压裂技术可大幅提高低渗气藏储量动用程度和单井产能，值得海上气田借鉴；③在生产气田深层挖潜。由常规气藏开发支撑平台等工程设施投资，深层低渗气藏开发门槛则大大降低，同时深层低渗开发可延长气田稳产期，提升气田项目效益。

[1]潘继平,周东升,刘洪林. 我国非常规天然气资源与发展前景[J].中国能源,2010, 32(11):37～41.

[2]雷群，李熙喆，万玉金，等. 中国低渗透砂岩气藏开发现状及发展方向[J].天然气工业,2009,29(6):1～3.

[3]邱中建,赵文智,邓松涛. 我国致密砂岩气和页岩气的发展前景和战略意义[J].中国工程科学,2012,14(6):4～8.

[4]刁素,颜晋川,任山，等. 川西地区定向井压裂工艺技术研究及应用[J].西南石油大学学报(自然科学版),2009, 31(1):111～115.

[5]赵靖舟. 非常规油气有关概念、分类及资源潜力[J].天然气地球科学,2012, 23(3):393～406.

[6]SY/T 6168—2009,气藏分类[S].

[7]DZ/T 0217—2005,石油天然气储量计算规范[S].

[编辑]黄鹂

2016-03-25

中国海洋石油总公司“十二五”科技重大专项(CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD 04 SH 2011)。

严申斌(1982-)，男，硕士，工程师，主要从事开发地质方面的研究工作，ysb1573@126.com。

TE375

A

1673-1409(2016)26-0061-04

[引著格式]严申斌，黄导武，伍锐东.海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨[J].长江大学学报(自科版),2016,13(26):61～64.