埃塞M盆地凝析气田评价开发一体化

武凡皓

(中国石油辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

M盆地的石油勘探工作始于上个世纪四十年代中期，吸引了众多的石油公司前来进行勘探工作，并于上世纪70年代在C和H气田发现了工业油气藏，在盆地的其它部位也有油气发现或显示。近两年先后在这两个气田的碳酸盐岩储层、碎屑岩储层及基岩潜山储层见到较好的油气显示，增加了对C和H两个气田大规模开发的信心。笔者在调研前人研究成果的基础上，从目前存在的问题入手，针对凝析气田开发难点，创建了一套凝析气田风险评价的技术体系，为下一步欧加登盆地锁定百万吨产能规模奠定较好的理论基础[1]。

1 盆地概况

M盆地位于埃塞俄比亚联邦民主共和国的西南部，面积35×104km2。上古生界-新近系沉积地层厚度超过6 000 m，地表为戈壁和沙地，西北高东南低，海拔300～2 000 m[2]。

该盆地是一个多期演化的叠合盆地，二叠-三叠系为裂谷阶段，地层北西向伸展，受断裂控制作用明显，分布局限。侏罗系-下白垩统为坳陷阶段，地层广泛分布，断裂活动较弱，分布较广；上白垩统-第四系为被动大陆边缘阶段，早期地层被强烈抬升剥蚀，后接受沉积，地层分布局限[3]。

目前，研究区面积1 226 km2，共有完钻井18口，均见到较好的油气显示。

2 面临的主要难点

2.1 地震资料品质不佳，干扰构造研究

C气田地震资料均为二维，共收集20条测线，长439.7 km；H气田地震资料包括三维资料约384 km2，二维地震测线共9条，总长262 km。由于二维地震资料为早期不同年份采集，仪器及处理参数不同，资料品质较差，并且在二三维拼合处，出现“窜轴”现象，地震波能量差异较大，不利于一体化等时追踪。

2.2 大层段含气，储层预测难度大

地震波在含气地层传播过程中具有波动能量衰减剧烈、波形变化大、横向连续性差等特点，反映在地震波频谱中为高频分量衰减迅速、主频向低频方向移动、频带宽度变窄等现象，因此含气储层预测难度大[4]。

2.3 沉积及岩石类型多样，测井评价难度大

沉积相总体表现为从陆相的河流三角洲到规模海侵的局限台地相再到规模海退的三角洲沉积，研究区共发育3类储层(碎屑岩、碳酸盐岩和变质岩)，16种岩石类型，沉积及岩石类型多样，测井评价难度大。

2.4 井控程度低，油水关系复杂，为储量评估带来风险

H气田Adigrat为复合型气藏，纵向上发育了多套气水系统，含气井段长，油水关系复杂，含气底界不清，平面上，井控程度低，含气边界不清，大多数井集中在构造的高部位，为储量评估带来风险。

2.5 流体性质特殊，对开发设计提出挑战

流体性质特殊，评价区为凝析气田。若采用衰竭式开发，其优点是简单，成本低，缺点是对于高含凝析油的凝析气藏，随着开采导致压力下降，当压力降至露点压力以下，就会出现反凝析现象，反凝析液的出现会堵塞井底附近储层的孔隙空间，降低凝析气的相渗透率，影响天然气和凝析油的产能，降低凝析油的采收率。若采用保压开发,其优点是通过注气，一方面保持了地层压力，采气速度高；另一方面凝析油采收率高。缺点是投资成本高，其次，需要增加注气井。采用何种开发方式，对开发设计提出挑战[5-8]。

3 凝析气田评价开发技术政策

3.1 建立地质体风险评价体系，打牢储量评估地质基础

1)细分层系，等时对比，提高储量评估精度。借鉴前人研究成果，结合地层特点和标志层特征，划分Mid.Hamanlei、Adigrat以及Calub组，并将Mid.Hamanlei分为两套小层，Adigrat分为四套小层。

2)逐道验证，实现闭合，准确落实构造特征。为降低二维地震资料因相位差带来的平面构造上的异常，应用三维可视化技术，进行闭合差验证，并逐道调整，实现道与道间构造形态的一致性，并通过二三维资料结合，落实了C气田和H气田构造特征。C气田主体高四周低呈“洼中之隆的”的构造形态，呈断鼻状构造特点，构造自下而上具明显继承性。H气田构造整体上东高西低：西部为斜坡带，构造幅度变化大；中部为隆起区，形成背斜或断背斜圈闭；东部构造逐渐抬升，在中部和东部高部位之间形成鞍部构造。

3)平剖结合，落实断裂特征。在二维区应用地震波形组合变化分析断裂发育特征，主要表现在同相轴的错断、扭曲的特点，共落实C气田10条断层，均为正断层，断层走向分为北西向和北东向两组。三维区应用相干体水平切片技术，共落实H气田11条断层，均为正断层，断层走向以北东向和北西向为主。综合以上构造解释，两个气田共落实含气圈闭15个，其圈闭类型主要以背斜和断鼻为主，最大圈闭面积达273.6 km2，最大圈闭幅度达300 m。

4)明确沉积，分类评价，建立气层识别图版。结合沉积相标志特征，Calub组为冲积扇沉积，岩性较粗，分选差，Adigrat组为三角洲沉积，岩性较细，分选较好。MID Hamanlei组为局限台地相沉积，水体循环较差，蒸发作用强，岩性以灰岩、膏岩为主。

从宏观上看，储层物性受沉积相带控制，沉积主体部位和储层、砂体发育的区域，孔隙度、渗透率值较高。从微观上看，储渗空间类型多样，Calub组以粒间孔为主，孔隙大小分布不均，为低孔-特低渗储层，储层物性差。Adigrat组以粒间孔、铸模孔为主，孔隙大小分布均匀,为中孔-低渗储层，储层物性好。MID Hamanlei组以粒间孔、体腔孔、粒内孔为主，次生孔隙发育，为低孔-低渗储层，储层物性较好。针对不同岩性，结合地质和气测录井资料，分别建立了灰岩、碎屑岩及变质岩典型曲线模板，为下一步气、水层识别奠定基础。

5)细化气藏类型主控因素，奠定储量评估地质基础。受构造或者岩性的单一因素控制气藏，主要发育在C和H气田的Calub组和MH组，多为边底水气藏。受构造及岩性双重控制的气藏主要分布在Adigrat组，以背斜圈闭控油为主，气藏类型为边底水岩性-构造气藏，划分多套气水系统。

3.2 凝析气田储量评估，落实千亿方储量规模

采用容积法计算凝析气储量，与常规气藏储量计算不同的是，凝析气藏为湿气气藏，需要根据凝析油密度和生产气油比，分别求取天然气摩尔含量及凝析油分子量，从而计算得出干气的地质储量及凝析油的地质储量。参照储量综合评价标准，C气田的凝析气2P地质储量为472.77亿m3，为中深层、高产、中-低储量丰度的中型气田。H气田的凝析气3P地质储量为1 856.1亿m3，为中深层-超深层、中-高产、中等储量丰度的大型气田。

3.3 优选关键参数，均衡提高油气采收率

在开发方式选择上，我们推荐采用衰竭式开发，原因有两点，一是原始地层压力高于凝析气藏的初始露点压力，地饱压差较大，最大可达24 MPa，二是从单井的凝析油含量看，最高不超过81 g/m3，凝析油含量偏低，因此采用衰竭式开发，地层中的反凝析程度不严重,气藏采收率较高。

1)为满足产量规模需求，控制单井生产压差，降低井底反凝析发生，通过修正等时试井法和数值模拟法，确定合理产量20万m3/d。

2)控制边底水气藏采气速度，减缓地层压力递减，延长气藏见水时间，通过对比图版确定，生产压差控制在4 MPa,采气速度控制在4%，可以确保气藏具有相对较好的生产效果。

3)根据直井和水平开发对比,水平井气油比上升较慢，累计凝析油产量较高，地层压力下降较小，有效提高天然气和凝析油采收率。优化直平组合，在厚层部署水平井大幅度提高单井产量，在层数较多薄互层部署，提高储层动用程度(见图1～图2)。

4 成果及认识

1)潜山有望形成规模储量，基岩潜山内部在地震剖面上表现为层状结构反射特征，层状结构可能是岩性引起的变化，不同岩性抗压实强度不同，可能形成储隔相间的剖面特征，有利于油气藏的形成。结合隐蔽型基岩成藏模式，在斜坡及负向构造带均可含油气，勘探前景广阔。

2)新增一个开发层系，MH组获得2个高产层，这两套灰岩储层酸化前平均日产5万m3，酸化后平均日产11万m3，可以做为一个新的开发层系。

3)落实了两个中大型储量规模气田，C和H气田共计算3P地质储量两千亿方，

4)完成50/100亿m3产能方案，在油藏描述基础上，优化7套层位，C气田3套层系，H气田4套层系，共部署井位232口，落实百万吨产能规模。

参考文献：

[1] 李建英，陈旭，张宾，等. 埃塞俄比亚欧加登盆地构造演化及有利区分析[J]. 特种油气藏，2015，22(1)：26-30.

[2] 王建君，李浩武，王青，等. 埃塞俄比亚Ogaden盆地侏罗系成藏组合地质特征与勘探潜力[J]. 天然气地球科学，2015，26(1)：90-101.

[3] 王建君，李浩武，王青，等. 埃塞俄比亚欧加登次盆Karoo期碎屑岩成藏组合地质特征与勘探潜力[J]. 石油实验地质，2015，37(4)：479-486.

[4] 李生杰. 含气地层地震波衰减特征分析[J]. 湖南理工学院学报(自然科学版)，2012，25(3)：48-58.

[5] 冯晓楠，陈志海，姜风光等. 大气顶薄油环底水油藏开发方式[J]. 断块油气田，2016，23(3)：346-349.

[6] 张安刚，范子菲，宋衍. 凝析气顶油藏气顶油环协同开发方式下水侵量计算模型[J]. 中南大学学报：自然科学版，2015，46(8)：3040-3046.

[7] Moradi B, Tangsirifard J, Rasaei M R. Effect of gas recycling on the enhancement of condensate recovery in an Iranian fractured gas/condensate reservoir[C]. SPE Trinidad and Tobago Energy Resources Conferences. Port of Spain, Trinidad, 2010:1-8.

[8] 李相方，石军太，朱忠谦，等. 凝析气藏多相渗流机理及有效开发方式[J]. 中国科技成果，2015(9)：49-50.