应用新技术搞好温泉井区块断下盘石炭系气藏低渗储量的开发

任洪明，李 丹，任洪伟，胡秀容，宋小琼，欧志东

（1.中国石油西南油气田分公司川东北气矿，四川 达州635000；2.中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆市 江北区400021）

1 基本情况

温泉井区块断下盘位于四川省东北部达州市的开江县境内，属大巴山前缘以及川东褶皱剥蚀－侵蚀低山丘陵谷地貌区。该区块于2011年12月在A－H3井投产，到2014年12月底，石炭系气藏共有3口生产井（A－H1、A－H2、A－H3井），日产天然气40.0×104m3。

2 气藏精细描述技术的应用

2.1 构造精细描述技术

温泉井主体和断下盘分属温泉井构造的两部分。温泉井构造地面为一长轴背斜，其长短之比为9∶1。温泉井构造东南翼被温②、温③号断层切割成长条形断垒，从纵向上看，温泉井构造的地面构造与地腹浅层构造的形态、走向基本一致，中深层构造比浅层构造复杂。温泉井断下盘主要由温③、温（15）、温②、温（43）号断层切割形成，这些断层控制了温泉井构造西段及沙罐坪潜伏构造的构造形态、隆起幅度及圈闭规模。分析认为，温泉井区块断下盘属地层－构造复合型圈闭气藏（图1）。

2.2 储层精细描述

石炭系地层自下而上可分为三段，储层岩性为灰色多孔砂屑云岩、岩溶角砾云岩、纹层状藻云岩和（藻屑）粉晶云岩等。C2hl2为该区石炭系气藏的主要储渗层，针状溶孔和溶洞发育，局部密集形成溶孔层，即俗称“下孔层”，为该组的主力产层。储层的储集空间按形态分为孔隙、洞穴和裂缝三大类，储集类型为裂缝－孔隙型。储层总体表现为低孔、低渗、低含水饱和度，连通性较差，储层非均质性明显的特征。

图1 温泉井区块断下盘下二叠统底界构造图

2.3 流体性质、气水关系

2.3.1 流体性质

各井的气质基本一致，代表性气井A－H 3气质经分析为甲烷96.246%、硫化氢2.735g／m3、二氧化碳25.414g／m3、相对密度0.578 2、临界压力4.628MPa、临界温度191.7℃，属含硫化氢干气气藏。3口生产井，产水量均较小，水型为CaCl2和NaHCO3，均为残酸水和凝析水。

2.3.2 气水分布

温泉井石炭系断下盘目前完钻井均不产地层水，气藏的原始气水界面为 －4 800m。由于边水离气藏较远，且温（15）号断层以及附近的低渗透带可能对其也起到了阻隔作用，故对该区块的气藏按无水弹性气驱气藏考虑。

2.4 连通关系、压力、温度

2.4.1 温泉井断下盘区块各井的连通关系

温泉井主体和断下盘不连通。从静态资料上看，温泉井断下盘区块含气范围内无大断层封隔，石炭系储层连续分布，对比性强；从动态资料上看，温泉井断下盘区块3口井气质分析相近，后期投产的A－H2井、A－H1井存在先期压降。分析认为，石炭系气藏内部是相互连通的，为同一压力系统。

2.4.2 气藏压力、温度

根据A－H3井原始地层压力梯度方程，计算石炭系气藏产层中部原始地层压力为45.51MPa，3口井压力系数在0.9～1.25；根据地温梯度方程计算出气藏产层中部温度为106.87℃。据此，该气藏属常温常压气藏。

2.5 气藏三维地质建模和储量计算

2.5.1 试采方案

2010年编制了气藏的试采方案，以三维地震解释成果为基础，构建数值化气藏地质模型。按照参数分布，计算出石炭系气藏数值模拟储量×××108m3，储量丰度×××108m3／km2。根据对气藏的研究，部署了 AH2、A－H3、A－H1井。

2.5.2 气藏描述

在2013年10月对该区块的气藏描述中，气藏三维地质建模同样选用气水三维二相模拟模型。建立了气藏的网格参数场，气藏天然气拟合储量为×××108m3。

历史拟合认识：A－H2井和A－H3井井区由于储层渗透率较低，仅在井筒附近范围内压降漏斗较深，但平面波及范围有限。

剩余储量分布特征表明，断下盘剩余储量主要分布在A－H1井和A－H3井连线一带和东北部（目前无井控制），尚有可观的剩余储量有待开发（图2）。数值模拟研究认为可在断下盘东部部署补充开发井。

图2 温泉井区块断下盘石炭系气藏拟合期末剩余储量分布图

3 水平井钻井工程技术的运用

3.1 地质导向工具技术

3.1.1 中子密度成像地质导向技术

中子密度成像技术是一种方位井眼补偿地层密度中子随钻地质导向技术，能够在钻井过程中测量多方位实时中子孔隙度、地层体积密度及光电吸收系数，能够描述地层岩性及孔隙度特征，判断储层产状变化，从而不断修正地质模型，调整井眼轨迹，确保钻进。

在A－H2、A－H3井，运用斯伦贝谢地质导向工具（图3），包括马达＋小井眼随钻测井仪（IMPulse）＋方位密度中子成像测井仪（ADN4）。

图3 斯伦贝谢地质导向工具示意图

3.1.2 电阻率成像地质导向技术

A－H1井采用的是贝克休斯StarTrak电阻率成像技术，该技术弥补了中子密度成像无法在使用后识别地层产状变化的不足。贝克休斯地质导向过程随钻测量项目所提供的井下工具组合（图4）包括StarTrak（高分辨率电阻率成像）和OnTrak（随钻测井工具）。

图4 贝克休斯地质导向工具示意图

3.2 实施情况及效果评价

水平井技术的运用进一步提高了储层钻遇率，提高了石炭系低渗储量的动用程度，提高了单井产量，实现了低渗气藏的高效开发。

水平段长度及储层钻遇长度相对直井大幅增加。在已完钻的3口水平井中，水平段平均钻遇长度为538.7m，储层平均钻遇长度为371.7m。其中，储层最长的是A－H3井为418.5m，是邻区直井G1（26.1m）井的16.0倍，储层钻遇率最高的是A－H2井为77.78%（表1）。

表1 水平井储层钻遇厚度与邻区直井储层厚度对比表

4 水平井试油工程技术的运用

4.1 水平井试油工程技术运用情况

4.1.1 水平井裸眼分段酸化完井工具配套技术

水平井具有储层井段暴露多且长的特点，为此，如何有效改善水平井各目的层段成了储层改造难点。目前，国内外使用裸眼分段压裂酸化完井管柱工具来解决这一难题，裸眼酸化分6段。水平井完井工具组合：悬挂封隔器＋裸眼封隔器＋滑套（以A－H1井为例，见图5）。

图5 悬挂封隔器＋裸眼封隔器＋滑套管柱图

4.1.2 水平井体积压裂酸化改造技术

目前，国内外均采用水平井体积压裂酸化技术来解决水平井在低渗透油气藏的规模应用问题。温泉井断下盘区块石炭系气藏水平井碳酸盐岩储层物性差、产层跨度大，为了获得理想的产能，采用分段压裂酸化技术＋体积压裂酸化改造技术进行储层改造。单井酸化最大规模为A－H3井，使用899.61m3转向酸。

4.2 水平井试油效果评价

4.2.1 水平井产量较直井大幅度提高，效果良好

温泉井断下盘钻井成功率为100%，其测试产量和相邻直井 G1井（2.79×104m3／d）相比，是 G1井的11.3－21.6倍，无阻流量和相邻直井 G1井（4.60×104m3／d）相比，是G1井的11.2～27.9倍，储层改造后，单井天然气测试产能平均为45.83×104m3／d（表2）。水平井钻遇储层长度均大于直井，说明水平井能够增加储层泄流面积，从而提高单井产量。

表2 温泉井断下盘水平井测试产量与邻井直井测试产量对比表

4.2.2 用酸强度分析

在温泉井断下盘已经实施酸化的3口水平井中，其用酸强度最高的是A－H2井，达2.30m3／m，最低的为A－H1井，只有1.15m3／m。酸化后排液量最高的是A－H2井，为46.51%，最低的是A－H3井，排液量只有15.66%（表3）。总体表现为储层物性越好，残酸的放喷越困难，排出程度越低。水平井采用了转向酸酸化的改造工艺，由于水平段长，酸化规模相对直井来说也大很多，水平井在改造时由于其储层段长，泄流面积大，因而相对直井来说获得的产能相对较高，但并不是酸化规模越大越好。

表3 温泉井断下盘水平井酸化情况及排液情况表

5 生产应用效果评价分析

5.1 生产特征

1）生产能力较强。该区块3口井最高产量达到了56.2×104m3／d，到2014年12月仍维持在40.0×104m3／d，生产能力较强。

2）在储层物性条件相当的情况下，水平井实施效果好于同区域直井。对比温泉井断下盘3口水平井和G1井，可以看出，水平井的测试产量、产量、历年累计产量各方面均明显好于同区域直井（表4）。

表4 温泉井断下盘各生产井生产情况对比表

3）与同区块直井比较，水平井初期产量大，且几乎无稳产期。其根本原因是，为节约地面建设成本，气井普遍采用井下节流技术，把气井初期生产产量开大，降低压力，便于井口节流，但随着生产时间的延长，递减将逐渐减缓。

5.2 与试采方案实施情况对比

2010年编制的试采方案：温泉井断下盘容积法储量为 ×××108m3，该区的试采规模为24×104m3／d，部署3口井，采气速度为3.20%。

实际生产情况：完成3口水平井的建设，2014年1月最高产量达到56.2×104m3／d，2014年12月3口水平井的总产量为40.0×104m3／d，采气速度为5.34%。

可以看出，生产规模是方案设计的166.67%，生产能力大大超过预期水平。

5.3 储量动用情况

5.3.1 低渗储量得到了有效的动用

温泉井断下盘3口井所计算的动态储量为×××108m3，是2013年气藏描述所算储量（×××108m3）的52.30%。由于气井生产时间较短，随着生产的进行动态储量还将会进一步增加，符合低渗透气藏的特征；并且该区块的东区离现有生产井较远，有×××108m3的储量基本未动用。这些说明采用水平井技术充分实现了该区块低渗透储量的有效动用。

5.3.2 水平井单井控制储量比直井大

从现有的3口水平井所控制的动态储量来看，均比直井G1井大，是G1井的1.9－4.5倍，随着生产的进行可动用储量还将会增加。

6 结论及建议

1）在温泉井区块断下盘石炭系气藏采用气藏精细描述技术、水平井钻井技术、水平井体积压裂酸化改造技术使得更多的低效难釆储量得到有效动用，取得了非常好的效果；和同区块类似储集物性的气井相比，采用水平井技术使单井产能、动态储量得到了大幅度提高。

2）加强地震资料采集的质量控制，提高处理解释精度，及时优化地质导向方案，为水平井地质导向提供可靠的地质靶区。

3）在下步工作中，要对气藏储层展布、气水关系、产能控制因素和储量评价等不断开展跟踪评价研究，为气藏下一步增压开采和部署补充开发井提供依据。

4）在水平井应用过程中，应根据具体的地质特征，优化设计出合理的水平井段长、用酸强度，以便更好地实现技术和经济的完美结合。

［1］欧阳诚，杜洋，彭宇等.苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究［J］.天然气勘探与开发，2011（03）：69－71.

［2］张学磊，李保柱，张守良等.水平井技术在塔中Ⅰ号气田的适应性分析［J］.天然气工业，2011（06）：56－59.