基于裂缝特征参数的凝析气藏产能综合评价

黄 磊，张 雷，汪 跃，吴浩君，刘文超

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

气井产能指一定回压下的气井供气量[1]，影响气井产能的因素大致可分为地质因素和开发因素。目前对于凝析气藏多从气井表皮系数、反凝析堵塞、近井地带反渗吸水锁、产水等开发因素方面开展产能评价研究[2-6]，缺乏考虑实际裂缝储层特征等静态参数。裂缝作为凝析气藏重要的储集空间及渗流通道，研究其对凝析气井的产能的影响非常重要。本文基于渤海湾盆地B 凝析气田试验区储层裂缝的发育特征，从裂缝厚度、渗透率、开度、密度及裂缝走向等方面，分析气井产能差异大的原因及裂缝各项参数对产能的影响，并在此基础上，建立适用于B 凝析气田的产能综合评价的图版，为该类凝析气田的高效开发提供参考和依据。

1 气田概况

渤海海域B 凝析气田位于渤中凹陷西南部，区域构造上被渤中凹陷、沙南凹陷和黄河口凹陷所环绕，整体表现为被走滑断层及其派生断层复杂化的具有背斜特征的断块构造[7，8]。在地层上，从上至下依次发育第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组、沙河街组和孔店组以及太古宇潜山，其中古近系孔店组和太古宇潜山是主力产气层。

本文目标研究区为气田的试验区，位于气田北块，属于断层复杂化的背斜圈闭构造，圈闭幅度约400 m。目前有探井与生产井共8 口，产出物为天然气和凝析油，主要含气层位为太古宇潜山。

2 研究区储层特征

目标区的潜山风化带自上而下为强风化带、次风化带，其中强风化带受构造应力和风化作用影响，网状裂缝发育，储层净毛比较高，平均69.6%。次风化带主要受构造应力作用，裂缝类型主要为构造缝，储层净毛比较低，平均54.1%，整体似层状分布（见图1）。

图1 目标区风化带储层净毛比

统计目标区单井裂缝参数（见表1）。单井平均裂缝密度3.1～5.2 条/米，井间差异较小，单井平均裂缝开度44～255 μm，井间差异较大。强风化带风化淋滤作用较强，以不规则的风化网状缝为主，充填程度高，裂缝开度小，次风化带风化淋滤作用较弱，以构造缝为主，充填程度弱，裂缝开度大（见图2）。裂缝倾角40°～90°，平均59°，整体以中高角度缝为主。受多期构造应力作用，研究区发育北西、东西、北东向三组裂缝。

表1 目标区各井钻遇裂缝参数统计

图2 目标区风化带取心照片

3 裂缝储层特征及发育程度对气井产能的影响

生产动态资料显示，目标区单井产能（无阻流量）差异较大（见图3）。通过分析储层主要测试产气段的电成像测井资料和岩心裂缝资料，在主要的产气层段裂缝普遍发育，且裂缝有效性好，少数裂缝被充填；而气测显示差的井段，通常裂缝发育程度差（见图4）。

图3 目标区各井无阻流量对比

图4 目标区D 井裂缝厚度与气测关系图

对于凝析气井，裂缝是决定气井产能的主控因素[9-11]。如果裂缝不发育或者发育程度低，在低孔低渗的储集层中油气很难实现垂向和横向上的移动。因此，综合评价裂缝特征参数对于凝析气井产能有重要意义，为渤海B 凝析气田的整体开发提供参考。

3.1 裂缝厚度与产能的关系

目标区生产井钻遇储层厚度平均为170 m，单井厚度存在差异。分析显示，气井产能与气层厚度有非常好的正相关性，储层越厚，气井产能越高（见图5）。

3.2 储层渗透率与产能的关系

渗透率是反映储集层物性最重要的参数。通过统计目标区各井渗透率与气井无阻流量（见图6），显示两者的相关性较好。渗透率增加，会提高基质供气、裂缝供气及基质向裂缝供气的渗流能力，裂缝性凝析气藏渗透率越大，气井产能也越高。

图5 目标区无阻流量与气层厚度关系

图6 目标区无阻流量与储层渗透率

3.3 裂缝密度与产能的关系

虽然众多的学者研究均表明，裂缝密度与油气产能具有明显的正相关性[12-15]，但目标区裂缝密度单井差异较小，从裂缝密度与气井产能的关系统计图（见图7）可以看出，两者相关性很差，裂缝密度对于单井产能的影响较小。

图7 目标区无阻流量与裂缝密度

3.4 裂缝开度与产能的关系

裂缝开度并非影响目标区气井产能的必要不充分条件。统计裂缝开度与无阻流量的关系（见图8），显示裂缝张开度与无阻流量的相关性很差，部分产能高的井裂缝张开度大，但裂缝张开度大，产能却不一定高。如A 井和D 井裂缝开度分别为95 μm 和57 μm，A 井无阻流量却比D 井低，分别为35×104m3/d 和106×104m3/d。

图8 目标区无阻流量与裂缝开度

3.5 裂缝走向与产能的关系

目标区现今主应力方向为近东西向，统计各井裂缝走向与无阻流量显示，在裂缝发育程度相似的情况下，裂缝走向与主应力方向一致的无阻流量较高。如B 井和G 井产气层段裂缝密度分别为4.4 条/米和4.3条/米，开度分别为85 μm 和127 μm，而产能存在较大差异，其中B 井的无阻流量为39×104m3/d，G 井的无阻流量为115×104m3/d。分析发现B 井产气层段主要发育北东-南西向及北西-南东向裂缝，而G 井产气层段主要发育近东西向。最后，针对气田裂缝五项参数（厚度、渗透率、开度、密度、走向）的差异性与区内气井产能进行对比分析，认为裂缝的厚度、渗透率、走向三项参数综合影响目标区气井产能。

4 产能评价图版

通过实际动态产能与静态裂缝参数特征分析，得到影响B 气田试验区气井产能最重要的裂缝特征参数分别为裂缝厚度、储层渗透率、裂缝走向。由于裂缝走向难以定量化表征，本文选取裂缝厚度与储层渗透率两项参数研究产能评价图版。

利用数值模拟工具，结合目标区实际地质油藏因素，设计不同渗透率条件下，改变气层厚度，模拟计算单井无阻流量，从而建立不同渗透率与气层厚度下无阻流量评价图版（见图9）。将实际生产数据代入图版中，显示与图版吻合度较高，说明图版能较为真实反映B 气田实际情况，利用图版可以快速、直观地估算气田后续开发井无阻流量。

图9 B 气田裂缝产能评价图版

5 结论

（1）目标研究区渤海B 气田试验区各井裂缝渗透率及裂缝开度差异较大，裂缝密度差异小；研究区发育北西、东西、北东向三组裂缝。

（2）裂缝厚度、渗透率、主渗流裂缝方位控制了试验区潜山凝析气藏的天然气产能。裂缝厚度和储层渗透率与产气量呈正相关，裂缝开度及裂缝密度对产气量影响最小。在现今地应力作用下，近东西向裂缝连通性好，有效性好，为主渗流方位，发育程度最高，对天然气产能的贡献最大。

（3）利用数值模拟工具，建立了不同渗透率与气层厚度下无阻流量评价图版，应用图版可以快速估算B气田后续开发井无阻流量。