摘 要

摘　要：东坪气田位于柴达木盆地-N北部阿尔金山前东段，是新近被发现的国内外罕见的基岩古潜山块状气藏。依据目前的地质认识，要实现该气藏的规模上产开发还存在着较大的难度。因

摘　要：东坪气田位于柴达木盆地-N北部阿尔金山前东段，是新近被发现的国内外罕见的基岩古潜山块状气藏。依据目前的地质认识，要实现该气藏的规模上产开发还存在着较大的难度。因此，评价该气藏的特殊地质条件和试采动态特征，探讨其开发模式和技术对策就显得格外迫切而重要。为此，在评价认识其圈闭类型，基岩储层岩性、物性和气藏类型等的基础上，对试采和测试资料进行了统计分析，总结出该气藏单井产能、压力降低、含水情况等基本特征，从静、动态的角度阐明了该基岩气藏特殊的开发地质条件。进而结合该气藏的开发难点，探讨了开发单元、井型井网、合理配产等关键问题，明确了该基岩气藏滚动上产的技术路线，提出了先直井后水平井、井距500～600m、单井产气量取值5×10⁴～7×10⁴m³／d的开发方案。

关键词：柴达木盆地  东坪区块  基岩气藏  储集空间  试采测试  井网  配产  开发模式

Special geological conditions and development modes of the Dongping Basement Gas Reservoirs in the Qaidam Basin

Abstract：A rare massive，buried hill and basement gas reservoir was newly discovered in the Dongping Gas Field in the eastern piedmont of the Altun Mountains，northwestern Qaidam Basin．The present geological understandings are unreliable and imDractical for operators to achieve the commercial gas production of this field．Therefore，evaluating this reservoir’s particular geological conditions and dynamic features of Its pilot production is of crucial importance for us to discuss the development modes and therebv to take the corresponding technical measures in this field．From the previous research results，we had a better understanding of this trap type,this reservoir form，and the lithological and petrophysical properties of the basement rocks as reservoirs．On the other hand，from the statistical analysis of pilot production and testing data，we summarized the general information including single well deliverability，drop in pressure，water containing status，and so on．In this way，we discussed the special geological conditions for the development of this basement gas reservoir from static and dynamic angles．On this basis，we discussed how to arrange development units．well patterns，etc．，and manage the reasonable production allocat As a result，we presented a development scheme of straighthole first and then horizontal drain hole drilling，well spacing of 500-600m，and the single well gas productivity designed from 50-70 thousand m³ per day．

Keywords：Qaidam Basin，Dongping Block，basement gas reservoir，reservoir space，production test，well pattern，production distribution，development mode

柴达木盆地面积大、油气勘探领域广、油气勘探前景十分广阔，但由于青藏高原地质构造异常复杂，油气勘探难度很大，截至2014年5月，该盆地石油探明率为26.7％，天然气探明率为15％。中国石油青海油田公司(以下简称青海油田)所辖的油气区块是世界上海拔最高的油气田，平均海拔在3000m左右。自20世纪50年代勘探开发以来，该油气田已发展成为中国重要的油气生产基地，2013年，该油气田所产油气当量已接近800×10⁴t。随着“柴达木盆地油气勘探开发关键技术研究”一、二期项目的推进，研究人员经过最近6年的潜心研究，截至2014年5月在该盆地已探明4个亿吨级油气田，勘探成功率超过50％，创历史之最。

在天然气开采方面，涩北3大气田(涩北一、涩北二和台南)的年产量已经稳定在55×10⁸～60×10⁸m³，东坪气田已建成年产气9×10⁸m³的产能。根据青海油田的规划，到2017年，天然气年产量将达到90×10⁸m³，原油产量将达到300×10⁴t，油气总当量将达到1000×10⁴t，从而步入千万吨级油气田的行列。

东坪气田位于柴达木盆地西北部阿尔金山前东段，是新近被发现的国内外罕见的基岩古潜山块状气藏。依据目前的地质认识，要实现该气藏的规模上产开发还存在着较大的难度，所以，评价该气藏的特殊开发地质条件和试采动态特征，探讨其开发模式和技术对策就显得格外迫切而重要^[1-4]。

1　地质特征认识

1．1　构造圈闭类型

柴达木盆地东坪构造整体为一个南倾斜坡背景下受近SN向断层控制的南倾古鼻状隆起(以下简称鼻隆)。从山前向盆内的地质结构表现为：高断阶—中斜坡低断隆深凹陷(图1)。鼻隆背景下发育有构造圈闭(以背斜、断鼻为主)、地层岩性圈闭和基岩古潜山圈闭等。山前构造运动强烈，高部位地层有被剥蚀的现象。鼻隆由于受断层的控制，形成了东坪一号、三号等断背斜构造，上、下地层继承性较好，局部被小断层所复杂化^[5]。

 

东坪1井区处于整个鼻状隆起的低断隆部位，是受反向断层的控制所形成的断鼻构造，高部位为断背斜构造；东坪3井区为鼻状隆起高断阶部位受小断层影响所形成的背斜构造，构造继承性强。

1．2　基岩储层特征

区内发育基岩风化壳、中生代与新生代3套地层，受山前构造挤压影响埋藏深浅不一，东坪1井区在井深3072m钻遇基岩，而东坪3井区则在井深1850m就钻遇了基岩。

1．2．1储层岩性

钻井揭示的基岩岩性为花岗片麻岩、杂色花岗岩。岩石矿物成分主要为石英、长石，石英呈变晶结构，长石风化程度高，含少量黑云母，定向排列，黑云母具绿泥石化特征，裂缝中见方解石脉体(图2)。

 

1．2．2储集空间

1)东坪1井区：主要以花岗片麻岩为主。从岩心上可观察到高角度裂缝发育，裂缝宽度为1～2mm，裂缝发育程度好。东坪103井井深3200m靠近基岩风化壳，可观察到风化溶蚀孔洞(图3)，但总体上发育较少。岩心裂缝十分发育，多数岩心呈碎块状态。

 

2)东坪3井区：主要为花岗岩。岩心呈肉红色、灰白色、黑色花纹，岩心裂缝发育，可见溶蚀扩大，高角度裂缝发育，且具有多期裂缝组合特点，裂缝宽度介于1～2mm，裂缝密度介于3～5条／m(图3)。铸体薄片观察可见花岗结构，局部微裂缝交叉分布，裂缝最宽达0.05mm。东坪3井区较东坪1井区裂缝及溶蚀孔发育要差。

1．2．3物性特征

基岩储层属于双重介质，29个岩样的物性分析结果表明：基质孔隙度介于1.2％～7.2％，平均为3.4％；渗透率介于0.054～0.91mD，平均为0.19mD，储层致密。压汞实验结果表明：基质排驱压力在7MPa以上，部分样品推测受裂缝影响，没有平直段，排驱压力较低(图4)；进汞饱和度介于30％～80％。目前仅有4块压汞实验样品，实验结果差异较大，也反映了基岩微观非均质性较强，其矿物溶孔和裂缝的分布差异较大。

 

受岩心破碎的影响，试验样品主要是小的柱塞样，分析的孔隙度、渗透率数值比储层实际值偏低。由于基岩段裂缝发育，虽然孔隙度不高，但裂缝仍可以起到渗流通道的作用。

1．3　气藏类型

东坪1井区基岩层压力系数为1.32～1.37，属于异常高压系统。东坪3井区E1+2和基岩层压力系数为1.14～1.17，属于常压系统。两井区的地温梯度为3.43℃／100m。

天然气相对密度平均值为0.6510，甲烷含量介于82.24％～91.071％，平均为86.89％，不含硫化氢气体，属于湿气。地面油样平均密度为0.8067t／m³，黏度为2.44mPa·S，含蜡量介于1.64％～2.54％，析蜡点为16℃，属于轻质低黏凝析油。地层水平均密度为1.097g／cm³，矿化度130025mg／L，pH值为6，CaCl2水型。

区内气水分布基本受构造控制，气层主要分布在构造高部位，构造低部位以水层为主，基岩段储层具有统一的气水界面。目前认为东坪l井区属于以弹性气驱为主的底水块状气藏，东坪3井区属于边底水驱块状气藏。

2　生产测试评价

2．1　试井解释

通过统计4口井的产能试井解释结果，各井无阻流量差异较大(表1)，说明不同井区或不同层段基岩内部裂缝和溶蚀孔发育不均，储集空间和有利相带的分布差异大。

 

选用Blasingame法、Agarwal-Gardner法、NPI法中的裂缝模型对生产动态数据进行图版拟合并建立分析模型^[6]，评价单井动态储量及控制面积。综合分析结果表明，东坪1井基岩层单井控制天然气动态储量为0.8735×10⁸m³，单井控制面积为0.28km²。

通过对3口井不稳定试井解释结果的统计表明(表2)，各井控制储量、控制面积、渗透性等在不同井段和井区差异较大，同样说明基岩内部的非均质性较强。

 

2．2　试采生产

2．2．1东坪1井区

东坪1井在原试气的基岩层位累计试采生产297天，平均日产气7.8×10⁴m³，累计产气2295×10⁴m³，平均日产水0.4m³，油压17MPa，压降速率0.016MPa／d，单位压降产量808×10⁴m³／MPa。

试采过程中，东坪1井多次改变工作制度，随气嘴孔径的增加，平均日产气量明显增大，相应地，地层压力下降幅度也明显增加。

东坪1井区基岩层试采井有3口，实际单井日产气12×10⁴～18×10⁴m³，压降速率为0.026～0.038MPa／d。平均单井日产气7.8×10⁴～19.8×10⁴m³，压降速率0.016～0.029MPa／d。该井区基岩层试采产量较高，压力高，也说明基岩储层物性好。

2．2．2东坪3井区

东坪3井区试采基岩层的有3口水平井，实际单井日产气4.5×10⁴～12×10⁴m³，压降速率为0.018～0.042MPa／d。该井区基岩气藏天然气产量变化大，整体产量不高，说明基岩物性相对较差，应与其埋藏浅、压力低有关。东坪3井区压降速率较东坪1井区更快。

2．2．3两井区的见水情况

东坪1井区生产水气比介于0.051～0.156m³／10⁴m³，东坪3井区生产水气比介于0.122～0.561m³／10⁴m³，说明东坪3井区比东坪1井区含水上升快。并且，目前由于东坪3井区气井普遍见水，造成个别气井关停，进一步说明该井区水体能量较强。

3　开发模式与技术对策

3．1　开发单元划分

对于基岩块状气藏，根据现有井测井响应特征和取心资料，可以初步划分出基岩井段内的致密夹层，算出基岩段内储集层的有效厚度(表3)。

 

根据钻至基岩井的测井解释成果，基岩体内纵向小层划分和井间小层对比是困难的，说明致密层或隔夹层的连片性差(图5)，难以形成稳定的遮挡层，造成纵向开发单元的划分难度较大。特别是东坪3井区净毛比均值达到0.942，说明基岩块状体内隔夹层很少。

 

而东坪1井区净毛比均值虽然为0.755，但是纵向隔夹层零星分布，平面连片性差，目前只能将块状体作为一套开发层系整体动用。

3．2　开发井网部署

基岩块状气藏主要受构造高点控制，因为存在边庶水，通常集中在高部位和裂缝发育区布井^[7-8]，并采用直井加水平井的方式开发。

由于基岩块状气藏厚度大，内部非均质性强，遵循优先考虑水平井的原则，同时也考虑部署多分支水平井。这样不仅可以提高天然气储量的动用程度，而且也可以增加单井的天然气产量。

由于基岩内幕的复杂性，加之对缝网发育区段的地质认识还不够清晰，因而采取了滚动建产模式：试采初期以直井开发为主，先评价认识，而后围绕高产直井井区集中部署水平井开发。开发井网整体呈不规则状，如图6所示。

 

由于基岩储层基质物性差供给半径小，井间不易产生干扰，在保证一定单井控制储量的前提下，可以采胃近距离布井的开发方式。目前气井间井距在500～600m之间，试采未出现井间干扰现象。

3．3　合理配产规模

东坪基岩气藏试井测试资料少，但是部分气井试采时间较长。因此在采用无阻流量法进行合理配产分析的同时，运用压降速率法来配产准确率更高^[6]。现有的产能试井资料表明：东坪基岩气藏气井无胆流量介于14.6×10⁴～21.1×10⁴m³／d，按照无阻流量的1/3配产，气井合理产能应为5×10⁴～7×10⁴m³／d。

压降速率法是根据目前气井配产条件下的压降速率，推算不同稳产期末压力下降至废弃压力时的压降速率对应配产值的方法。由于低渗透致密气藏压降速率随时间的变化关系通常不是一条直线，而是随着生产时间的增加，压降速率呈下降趋势，即按目前压降速率与产量的关系推算的配产值偏小。考虑两种影响因素的综合评价结果认为，根据压降速率与产量呈线性关系得到的最大配产值即为合理配产值剐。采用增压条件下废弃井口压力为0.5MPa来计算，合理配产结果如表4所示。

 

对比两种方法的配产结果，气井合理产能受地层压降过快的影响非常明显，为保证气井有5年的稳产期，配产值不易过高，单产取值5×10⁴～7×10⁴m³／d是合理的。总之，构造不同部位气井的配产方案必须充分开展产能试井和压力恢复测试，在利用动态法评价单井控制储量和压降速率的同时，再参考气井的无阻流量来配产。

4　结论与认识

东坪基岩气藏地质特征和生产动态特征是有别于常规砂岩或碳酸盐岩气藏，通过近两年的勘探评价与试采开发表现出特有的规律性睁州。因此，该类气藏的开发存在一定的复杂性和技术难点(表5)。

 

综上所述，东坪基岩气藏埋藏深、岩性为致密的花岗岩或花岗片麻岩，储集空间以基质溶蚀孔和裂缝为主，储集体内非均质性强、平面和纵向物性差异大，气藏含气井段长、分层性差，地层温度高、压力大，对气水分布关系等地质认识还不够清楚和明确。通过对基岩储层有利区带进行预测研究和气藏工程研究，认识到气田开发应该遵循“分批实施、滚动上产”的原则，坚持直井和水平井相结合、井点与井组相结合、高产区与低渗透区措施增产相结合等做法，不断总结经验、完善开发技术。目前，青海油田在该区已经获得一定规模的天然气产量。但是，针对基岩气藏内幕的复杂性，仍然需要将三维地震资料、测井资料和生产测试资料相结合，加强对裂缝系统及其含气性、气水关系和层段间的连通性、储层参数等开展进一步评价研究，力争在东坪气区建成15×10⁸～20×10⁸m³的年产规模，为建成国内唯一的高原千万吨级油气田作出新贡献。

 

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本文作者：李江涛  李志军  贾永禄  位云生  李清  杨云  聂仁仕

作者单位：“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南行油大学

  中国石油青海油田公司勘探开发研究院

  重庆科技学院

  中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院