轮古带底油凝析气藏高效开发对策

姜许健, 孙红海, 干华文, 曹 鹏, 马燕妮, 张 雨, 张 涛, 吴家华, 姜 柳

(1. 中国石油塔里木油田分公司， 新疆 库尔勒 841000； 2. 武昌理工学院， 湖北 武汉 430000)

轮古气田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起中东部，是油气长期持续运移的指向区和聚集区。轮南低凸起北靠轮台古陆，东、南、西依次为草湖凹陷、满加尔凹陷、哈拉哈塘凹陷三个具备生烃、排烃能力的凹陷所环绕，是轮古气田多期成藏的主要地质因素。从区域构造、油气成藏演化、储层特征、气井生产特征深化认识轮古气田类型，该气田类型属成藏复杂、储层复杂、流体性质复杂、开采特征复杂的带底油复杂凝析气藏，结合碳酸盐岩储层及生产特征，从油气藏生产管理角度提出高效开发对策。

1 轮古复杂气藏特征分析

1.1 构造与储层特征

轮南潜山是一个古生界残余古隆起，经历了多期构造运动。主要经历加里东期、海西期、喜山期构造运动，其中两次较大的构造运动，为早海西期的南东-北西向构造应力挤压运动和晚海西期的南北向构造应力挤压运动。早海西期，由于南东-北西方向的区域性挤压运动，在大斜坡的背景上形成了一个北东-南西走向的大型背斜，背斜高部位发育了北东-南西走向的轮南西断裂。晚海西期，在南北向区域挤压应力的作用下，形成了轮南断垒带和桑塔木断垒带，轮南断垒带高部位上的石炭系被完全剥蚀[1-3]。喜山中～晚期，轮南地区相对稳定，断裂停止活动。

多期的构造运动形成了多组系裂缝的相互追踪、切割、交叉，构成网状裂缝系统，使低孔、低渗致密的碳酸盐岩发育成裂缝型有效储层，裂缝与孔洞沟通组合成裂缝孔洞型储层。地下水沿裂缝渗流溶蚀成落水洞、大型洞穴、串珠状洞穴等各类洞穴型储层。轮古气田储集体可分为裂缝型、孔洞型、洞穴型、裂缝孔洞型。裂缝既是储集空间，又是渗滤通道，当多组裂缝相互沟通或者裂缝与发育的溶蚀孔、洞储集空间相互沟通可成为好的有效储层。

1.2 油气成藏特征

综合生烃史、构造演化史、油气成藏期次的分析，认为塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩主要有晚加里东期、晚海西期和喜马拉雅期3期油气充注与加里东末期-早海西期、印支-燕山期2期油气破坏调整的复杂成藏史[4-6]。

轮南X井奥陶系良里塔格组(左)和一间房组(右)颗粒灰岩荧光薄片(见图1)，裂缝和粒间孔充填黑色沥青质沥青和蓝白色油质沥青，黑色沥青质沥青为早期油藏破坏后的产物，蓝白色油质沥青则为后期充注的油气[7, 8]。

油源对比表明，轮古气田奥陶系油气来源于寒武-奥陶系海相烃源岩。晚海西期寒武系古油藏向上移动，被奥陶系裂缝孔洞型储层捕获，到喜山期寒武系裂解气和原地碳酸盐岩干酪根裂解气继续向上移动，侵入已经充满原油的碳酸盐岩储层，部分原油被驱赶到其他地方，残留下的原油与侵入的天然气重新形成新的油气藏。

1.3 储层流体特征

轮古气田天然气相对密度0.56～0.63，甲烷含量88.87%～96.48%，原油密度0.77～0.886 3 g/cm3，含蜡1.1%～32.7%，具有“气干油重”的特征，PVT性质显示具有凝析气藏特征，但油质明显偏重，原油性质又具有中质原油特征。

LGZ井投产初期，2002年3月7日取PVT样分析该井气藏类型为凝析气藏，2005年8月20日再次PVT取样分析该井变为油藏(见图2)。

1.4 开采特征

通过对轮古气田单井含水特征类型分析，总结出单井产水类型包括间歇含水和暴性水淹型两大类，细分为稳定型、波动性、台阶上升型和暴性水淹型四个亚类。典型井如LGX井(见图3)，该井含水特征基本涵盖了轮古气田不同气井含水特点。初期不含水，中期含水台阶上升，后期又低含水，末期暴性水淹。气井的含水变化也反映了轮古气田储层结构的复杂性。

气井生产特征表现先产气后产油的特征，说明轮古气田的气藏为带底油的气藏。如LGY井2006年投产(见图4)，投产初期气油比12 000 m3/t左右，后气油比下降到2 000 m3/t左右，2011年12月气油比降低到230 m3/t左右，日产油55 t，不含水，该井以气井特征生产时累计产气3.6×108m3，以油井特征生产时累计产油6.2×104t，目前仍可正常生产。该井如果从原油密度变化判断应该在2009年初就开始变为油藏生产特征。

2 高效开发对策

轮古气田开发方案2014年编制完成，2015年进入实施阶段，在目前低油价情况下塔里木油田实施的低成本发展战略，要实现轮古气田高效开发管理必须从钻完井、地面建设、气藏开发方式上进行优化，下面结合现场生产管理提出具体优化措施，保证气田高效开发。

2.1 提高采收率对策

轮古气田属复杂碳酸盐岩气藏，气藏类型为带底油的凝析气藏。因此，开发方案确定的衰竭式开发仅对初期凝析气藏生产时适应性较好，天然能量衰减后，在底油产出时，适时进行注水开发，可以进一步提高油井采收率。

轮古气田针对底油的开发已经进行了注水开发现场试验，已经实施6井次18轮次注水替油，注水38.92×104m3，注水后累计产油6.48×104t，累计产气4 635×104m3，注水开发效果非常好。其中LGX6井，第二轮注入5 150 m3水，初期开井全水，关井423 d后，该井日产油恢复到100 t/d，自喷生产316 d，产油3.06×104t，综合分析该井注水相当于起到水力压裂效果，沟通井筒远处新的油藏。实施注水开发的井均是已经停喷或低效井，由此可见轮古气田底油注水开发潜力很大。因此，在方案实施时要充分考虑注水、注气措施的前期准备工作，对方案进行优化，通过开发方式的适时转变来提高开发效果。

2.2 钻井技术对策

轮古气田受复杂构造与多期成藏影响，储层分布复杂，储层发育区与断裂发育高度相关，具有断裂控藏特征，井位部署采用多靶点方式，如果第一目标靶点失利可以侧钻第二目标。轮古气田奥陶系发育两套储层(一间房组和鹰山组一段)，以上还发育石炭系和三叠系碎屑岩储层，因此，井身结构优化设计对后期油气井高效开发至关重要。

统计分析2000年后轮古不同缝洞系统完井的59口钻完井情况，三开钻井复杂时间3.17%～10.71%，事故时间4.73%～22.35%，均大于四开井复杂时间0.56%～7.86%和事故时间1.00%～2.64%(见表1)。因此，建议轮古气田井身结构采用四开井身结构1(见图5)，四开井身结构可以有效避免钻井复杂和钻井事故发生，四开井身结构1与四开井身结构2相比可节约一定完井成本，两种井身结构均可方便后期生产组织，为奥陶系上返措施作业提供便利，满足上返石炭系、三叠系生产；四开井身结构1二完后244.5 mm套管下入三叠系顶部，距离奥陶系有近 1 000 m距离，满足后期开窗侧钻要求。

表1 轮古三开结构和四开结构钻井参数对比表

2.3 地面集输技术对策

轮古碳酸盐岩储层具有具备富集、整体含油特征，各富集区井点距离相距3～5 km，多则到10 km以上，碳酸盐岩单井生产呈现出高产不稳产的特点，生产3～5年后就可能无产能关井。因此，轮古气田单井地面建设不能象碎屑岩油藏每口井都建立完整的地面生产管线。目前碳酸盐岩储层研究及布井按缝洞系统进行，在同一个缝洞系统中储层流体性质、地层压力相似，井点相对集中。因此，建议在统一缝洞系统中采取串联建立地面生产系统，这样可以大量节省地面投资，加快新井单井地面建设速度，实现已有地面集输系统的最大效益化。串联实例：轮南W缝洞系统距离桑南处理站近20 km，该缝洞系统有4口气井LNX1、LNX2、LNX3、LNX4，初期全部正常生产，如果建井时全部建立单井地面管线，投资非常大。其中1口井试采后高含水间开生产，三口井串接至LGX井，与LGX井一起进桑南站处理，串接建立地面集输系统节约了大量的地面建设投资。

2.4 生产管理对策

轮古气田底油是早期形成的油藏遭受破坏，后再次被喜山期寒武系裂解气和原地碳酸盐岩干酪根裂解气侵入形成的油藏，底油具有高凝固点(最高达42 ℃)、高含蜡(最高达32.7%)的特点。生产底油期间井筒结蜡速度快且量大，蜡质较干且硬，若现场生产管理对策不及时调整，井筒可能会被蜡堵死而严重影响正常生产组织。

LGZ1井2月2日进行正常清蜡作业至最后一趟，因蜡量过大，糊满蜡的刮蜡片进入防掉器内形成气顶，导致加重杆与刮蜡片连接处的细脖处卡在防掉器翻板处上下难以活动，导致该井无法正常生产，进行热油热洗解堵后恢复正常生产。因此，现场对出底油井的生产管理要重点关注。气井日常管理中取样后要观察油样颜色和流动状态变化、对产油量增加、生产气油比降低的井需加强化验计量，这些都是出底油的特征，此时必须取油样做全分析化验搞清原油性质，上地面计量装置搞清底油生产能力，气井清蜡周期变为每天一次，待稳定生产后根据气井生产能力和实际清蜡情况进行优化。另外冬天对生产底油气井需要进行水套炉加热才能顺利输送。

3 结论

1)轮古气田奥陶系储层因经历复杂构造演化和多期次成藏的影响，呈现出构造复杂、储层复杂、油气性复杂、开采特征复杂的特征，属于带底油的复杂凝析气藏。

2)四开完井的井身结构为气井细分层系开发和层内挖潜措施提供了保障，地面串联生产系统是结合碳酸盐岩高产不稳产特征而确定，最大限度利用已有生产系统，节约地面系统投资和建设时间，实现了投资效益最大化。

3)轮古气田底油具备注水开发潜力，通过注水开发可以把衰竭式开发剩余的油气有效采出来，可大幅度提高轮古气田整体的采收率；轮古气田底油是古油藏遭受破坏后残留下的油藏，油品性质含蜡较高，生产组织应关注气井清蜡情况，防止因结蜡严重而堵死生产管柱。