天然气地球科学 >

2019 , Vol. 30 >Issue 12: 1684 - 1693

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.11672-1926.2019.07.011

天然气开发

塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理

  • 魏聪 ,
  • 张承泽 ,
  • 陈东 ,
  • 孙雄伟 ,
  • 刘磊 ,
  • 李松林
展开
  • 中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000

魏聪（1983-），男，湖北安陆人，高级工程师，硕士，主要从事油气藏建模与数模、试井分析等研究.E-mail：.

收稿日期: 2019-05-05

  修回日期: 2019-07-08

  网络出版日期: 2020-03-25

基金资助

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“库车坳陷深层—超深层天然气田开发关键技术研究与应用”(2018E-1803)

国家科技重大专项“库车坳陷深层—超深层天然气田开发示范工程”(2016ZX05051)

收起

Seepage characteristics and development mechanism characterized by faults-fracture-pores “triple medium” in Keshen 2 gas reservoirs, Tarim Basin

  • Cong Wei ,
  • Cheng-ze Zhang ,
  • Dong Chen ,
  • Xiong-wei Sun ,
  • Lei Liu ,
  • Song-lin Li
Expand
  • Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla 841000, China

Received date: 2019-05-05

  Revised date: 2019-07-08

  Online published: 2020-03-25

Fold

本文亮点

克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏，储层基质物性差，裂缝发育。研究发现，根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚，渗流特征与实际存在较大差异。为此，结合当前各种静、动态资料，利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析，在此基础上建立数值模拟机理模型，对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明，克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征，断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中，沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层，导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度，降低边部气井产量，同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水，可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度，提高气藏的最终采收率。

本文引用格式

魏聪 , 张承泽 , 陈东 , 孙雄伟 , 刘磊 , 李松林 . 塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理[J]. 天然气地球科学, 2019 , 30(12) : 1684 -1693 . DOI: 10.11764/j.issn.11672-1926.2019.07.011

Highlights

Keshen 2 gas reservoir in Tarim Basin is typical with fractured low-porosity sandstone gas reservoir with edge water. It is mainly characterized by poor petrophysical property in matrix and fracture-developed. The study found that there is great difference between the actual situation and the results obtained from the current double-medium reservoir simulation model based on traditional understanding in aspect of pressure propagating and water-invasion property. Therefore, numerical well test method was used to analyze the pressure transient well testing data, integrated with all kinds of static & performance data. And on this basis, deep analysis with numerical simulation on mechanism model is made on the response time, curve characters of interference well testing and water-invasion property. The result showed that the Keshen 2 gas reservoir is characterized by faults-fracture-matrix “triple medium” flow, and the faults in “triple medium” are the superhighway of reservoir pressure propagating and water-invasion. The non-uniformity in edge water-invasion is very serious and the water-breakthrough time is much shorter in different structural positions of Keshen 2 gas reservoir, mainly because of its faster migration rate of edge water-invasion in faults than that of fractures. The gas reservoir seepage under the faults-fracture-matrix “triple medium” new seepage mode matches well with the actual pressure propagating and water-invasion property in Keshen 2 gas reservoir. According to the mechanism study results, it is recommended to keep low gas recovery rate and cut the gas production of wells on the edge of reservoir. At the same time, dewatering gas production should be prioritized for watered-out gas wells, where there is fault developed between them and wells in the central part of reservoir. And these are the important measures for controlling edge water incursion rate along the faults and raising the recovery efficiency of gas reservoir.

0 引言

与常规砂岩气藏相比，裂缝性低孔砂岩气藏由于储层基质致密，裂缝发育且非均质性强，渗流机理异常复杂[1]。对于裂缝性有水气藏，裂缝既是气井产能的主要贡献者，也是影响气藏采收率的一个重要因素[2,3]。因此，裂缝性低孔砂岩有水气藏的渗流特征研究对于气藏的高效开发具有重要意义，国内一些学者从不同角度对此进行了研究。目前，主要以实验研究居多，包括裂缝性气藏水侵机理物理模拟实验[4,5,6,7,8]、相渗实验[9,10,11]，部分学者从渗流理论、试井[12,13]、数值模拟[14,15,16,17,18,19]等方面进行了研究，但少有学者专门针对此类气藏的压力传播特征进行系统研究。在地质条件一定时，裂缝性气藏表现出的单相和多相渗流特征是确定的。但是，目前针对天然有效裂缝的定量表征仍存在较大的不确定性[20,21]，导致对气藏渗流特征的研究受到一定限制。为此，从气藏压力传播和水侵特征研究出发，结合克深2气藏裂缝性低孔砂岩气藏当前的各种静、动态等资料，利用不稳定试井和数值模拟方法进行了系统深入的研究，认为该气藏具有断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征，断层是气藏压力传播和水侵的高速通道，所取得的研究成果对进一步深化此类气藏的断裂特征认识、水侵规律研究及合理开发技术政策制定等都具有重要的指导意义。
克深2气藏是近年来中国石油塔里木油田公司在库车前陆盆地发现的大型气田，其构造位于库车坳陷克拉苏构造带上，为2条北倾逆冲断层所夹持的断背斜构造。储层为白垩系巴什基奇克组，厚度为300m左右。岩石学类型主要为岩屑长石砂岩，储集空间以粒间孔为主，孔隙度介于4%~7%之间，基质渗透率为(0.01~0.1)×10-3μm2，属于特低孔—特低渗储层。同时，储层构造裂缝总体相对发育，以半充填—未充填高角度缝为主，裂缝孔隙度占总孔隙度的0.15%~2.9%，试井解释反映储层呈明显的双孔介质特征，储能比和窜流系数低。该气藏整体受构造控制，为典型的裂缝性低孔砂岩边水层状断背斜型干气气藏[22,23]。
该气田自2013年7月全面投产以来，录取了比较丰富的动态资料，利用这些资料对根据传统认识建立的气藏双重介质数值模型进行了完善。然而，尽管气藏地层压力和单井产量、流压史都得到了很好的拟合，但利用该模型计算的井间压力传播速度，远小于新录取的井间干扰试井的压力传播速度；同时，模型预测不同部位单井见水时间与实际情况相差较大。截至2016年底，克深2气藏投产的生产井中有超过1/3相继见水。见水井中有3口井位于断层附近且距离边底水很近，投产半年内均见水；5口井位于气藏边部及中高部位，生产3~4年即见水，水侵形势十分严峻。

1 不稳定试井

克深2气藏在2013—2016年间进行了多次井下压力恢复测试，其中8井次测试资料较为可靠，可用于试井分析。从这些井的压力导数双对数曲线特征来看，大部分井在中期（t=1~10h）均存在“凹子”（图1），表现出双孔模型的渗流特征[24]（图2），但后期曲线都呈“上翘”趋势，又与典型双孔模型曲线特征（后期曲线斜率为0）不一致。
图1 克深2气藏单井压恢试井双对数曲线

Fig.1 Log-log analysis curves of single well build up testing data in Keshen 2 gas reservoir

图2 典型双孔模型双对数曲线

Fig.2 Typical log-log analysis curves of dual-porosity medium model

分析曲线“上翘”的原因[25]，主要有以下5种：①储层外围变差；②存在大型裂缝或断层；③具备边水特征[26]；④一条或多条不渗透边界；⑤邻井同时关井干扰。
根据产能评价结果，该气藏80%左右的单井自然产能极低，部分井甚至没有产量，经过酸化或压裂改造后，产能得以大幅度提高，说明储层有效裂缝的物性整体较差。构造及断层解释结果显示，测试井距离气水边界较远，井间断层发育程度较低。单井历年地层压力同步下降，说明气藏平面连通性很好，不存在不渗透边界。据此，前期研究认为压力导数双对数曲线后期“上翘”，主要是由于储层外围变差或井间干扰所致。双孔模型试井解释裂缝渗透率较低，为(1.36~6.28)×10-3μm2，平均为2×10-3μm2左右。而新录取的井间干扰试井压力传播速度很快（1.7~2.38m/s），且最新断裂精细解释结果显示，测试井间发育不同方向断层，分析认为很可能为井间断层形成的有限导流作用，使得压力导数双对数曲线后期出现“上翘”。因此，以K21、K24等井的实际参数，建立了断层+裂缝+基质“三重介质”的数值试井模型（图3），其双对数曲线中期有“凹子”，后期斜率为1/2，与实测曲线几乎完全一致（图4），整个压力历史拟合效果也较好。由于在压力恢复测试时，井间干扰的影响，会造成压力导数曲线在一定程度上偏离1/2斜率。
图3 “三重介质”（基质+裂缝+断层）数值试井模型

Fig.3 Numerical well test model of the faults-fracture-matrix “triple medium”

图4 克深2气藏K21井压恢试井双对数曲线拟合图

Fig.4 Log-log analysis fitted curves of build up testing data of Well K21 in Keshen 2 gas reservoir

2 渗流特征

结合不稳定试井初步研究结果，基于理论分析，利用数值模拟方法对该气藏的渗流特征进行深入研究。

2.1　数值模型

根据该气藏构造、储层及流体特征，结合井组干扰试井数据，利用Eclipse软件建立三维两相井组数值模拟机理模型，基本参数设置如下：
（1）网格参数。采用块中心网格，网格数为61×21×40=51 240；网格大小为50m×50m×13m；模型长3 050m，宽1 050m。模型中基质和裂缝系统采用同一套网格、2套属性参数，断层存在于裂缝系统之中，属性参数单独赋值。
（2）孔隙度。结合岩心和测井等资料，确定基质孔隙度为5%，裂缝孔隙度为0.1%。
（3）渗透率。基质渗透率为0.05×10-3μm2；结合试井及数值模拟流压拟合资料，裂缝整体渗透率取2×10-3μm2，井周裂缝渗透率为10×10-3μm2（参考储层改造情况，井周改造半径取75m）；断层渗透率根据干扰试井拟合确定为80×10-3μm2。
（4）形状因子。根据数值模拟机理模型拟合压力恢复试井双对数曲线，确定其值为0.003。
（5）单层有效厚度为13m，总有效厚度为260m。
（6）取克深2气藏干扰试井时地层压力作为模型初始地层压力，基准面深度和基准面压力分别为5 325m和95.52MPa。
（7）岩石压缩系数。基质、裂缝孔隙压缩系数均为1.0×10-3/MPa。
（8）流体性质及PVT参数。地层水密度为1.062×103kg/m3，地层水黏度为0.200 31mPa·s，地层水压缩系数为4.6×10-4/MPa，地层水体积系数为1.062 2，地面天然气密度为0.697kg/m3。
（9）水体参数。模型东西两侧外接数值水体，模拟气藏边水，水体倍数为5倍。
（10）模型中设置3口井，井距均为1km，井与边水距离为0.5km。
机理研究模型示意图如图5所示，其中双重介质模型中无断层，“三重介质”模型中有断层。
图5 渗流机理数值模拟研究模型示意

Fig.5 Diagram of numerical simulation model for mechanism research of fluid flow

2.2　压力传播特征

以该气藏K1井实际干扰试井资料为基础，井组模型中设置3口井（OBS井、ACT1井和ACT2井），其中观测井（OBS井）位于模型正中间，左右两侧分别为激动井ACT1和ACT2，观测井与激动井井距均为1km（图5）。考虑井间断层的影响，分别建立双重介质和“三重介质”模型来研究气藏的压力传播特征。
为了准确获取模型中激动井与观测井之间的压力传播时间，数值模拟以1min为一个时间步长，每一种机理模型中均设置2套方案。方案一：全关井方案，观测井和激动井均以40×104m3/d的产气量生产，126d后均关井，直至预测期末；方案二：干扰试井方案，观测井和激动井均以40×104m3/d的产气量生产，126d后均关井，3d后激动井ACT1开井生产（日产气量为50×104m3），再过1d后激动井ACT2开井生产（日产气量为30×104m3），直至预测期末。
方案一为全关井方案，观测井压力恢复过程中不受激动井干扰。方案二为干扰试井方案，观测井压力恢复数据在得到干扰响应信号之前与方案一是完全一致的，在得到干扰响应信号之后2套方案中观测井的压力恢复数据将会出现偏差。因此，将以上2套模拟方案中观测井（OBS）的井底流压数据进行比对，即可求得干扰响应时间点，然后结合激动井（ACT1）开井时间点，进而求得观测井（OBS）与激动井（ACT1）之间的压力传播时间和速度。利用相同方法，在方案二中将ACT2井与ACT1井的开井次序进行调换，即可求得观测井（OBS）与激动井（ACT2）之间的压力传播时间和速度。
由于2种机理模型干扰试井方案中2口激动井以不同时间开井模拟得到的压力场平面变化规律，也就是压力传播特征图极不明显。因此，设置了2口激动井同一时间以相同产量生产的井间干扰模拟方案，分别得到了2种机理模型井间干扰过程中清晰的压力传播特征图。
表1为2种机理模型数值模拟干扰试井压力传播特征研究结果。通过对比发现：双重介质模型的井间压力传播速度（0.21m/s）远低于实际干扰试井的井间压力传播速度（1.7~2.38m/s），且干扰曲线呈不断上升的特征，与实测曲线特征不一致；“三重介质”模型的井间压力传播速度（1.85m/s）和“驼峰”状上升的干扰曲线特征与克深2气藏实际干扰试井结果（图6,表2）高度一致。这说明，双重介质模型中基质与裂缝之间基本呈视均质流动，压力近似沿径向传播，在裂缝渗透率整体较低（2×10-3μm2）的情况下,压力传播速度要远低于实测数据。由于井间干扰强度低，压力呈不断恢复上升趋势，从而表现出与实测曲线不同的特征。显然，外围变差的双重介质储层特征不符合克深2气藏当前的渗流特征，而考虑断层影响的“三重介质”渗流模型比较符合当前气藏地质认识，即断层是该气藏压力传播的高速通道。在此地质背景下，由于基质及裂缝的物性差，供气能力低，激动井压力优先沿断层传播，导致观测井得以较快响应，井底压力随之剧烈下降；随着基质与断层之间压差的不断增大，基质沿断层向激动井供气能力增强，使得激动井的井底压力又得到一定程度的恢复，从而使压力恢复曲线呈现“驼峰”状上升特征。但是，随着激动井生产的长期影响，地层压力会逐渐降低，观测井的井底压力也会逐渐下降。
表1 压力传播特征数值模拟机理研究结果

Table 1 Numerical simulation research results of reservoir pressure propagating property

机理

模型

 井间干扰试井
压力恢复曲线 压力传播速度/(m/s) 压力传播特征
双重介质 0.21

激动井压力沿径向均匀传播，速度极慢，干扰强度低，观测井压力呈不断恢复上升趋势

三重介质 1.85

激动井压力优先沿断层传播，同时也沿径向传播，速度快，干扰强度先强后弱，观测井压力恢复曲线呈现“驼峰”状上升特征

图6 克深2气藏K1井干扰试井压力恢复曲线

Fig.6 Build up curve of interference well testing of Well K1 in Keshen 2 gas reservoir

表2 克深2气藏K1井井组干扰试井数据

Table 2 Interference well testing data of Well K1 group in Keshen 2 gas reservoir

序号 激动井

距离

/m

开井产气量

/(×104m3/d)

 压力传播
时间/s 速度/(m/s)
① A1 1 023 50 600 1.70
② A2 858 29 360 2.38
③ A3 1 375 33 660 2.08

2.3　水侵特征

为了研究断层对气藏水侵特征的影响，分别建立双重介质模型和“三重介质”模型来进行对比分析。研究中参考克深2气藏前期的生产情况，在渗流机理数值模拟研究模型中（图5），设置3口生产井（PROD1井、PROD2井和PROD3井，分别代替压力传播特征研究时的OBS井、ACT1井和ACT2井），单井配产均为35×104m3/d，采气速度为3.3%。
表3为2种机理模型数值模拟水侵特征研究结果。从表3可以看出：当不存在断层时，在边水到达边部气井之前，基本呈活塞式均匀推进，水侵速度慢，边部井见水时间晚（4.4年），模型预测结果偏乐观；当存在断层时，在边水到达边部井之前，水侵主要沿断层突进，导致沿断层的水侵运移速度明显快于似均质裂缝储层，气井见水时间也大幅提前（2.6年），模型预测结果与克深2气藏实际水侵特征基本相符。该气藏中高部位3口气井，射孔底界距边水距离550~890m，见水时间为2.0~3.5年，根据最新断裂精细解释结果，这3口井与边水之间均发育断层，边水沿断层突进，导致气井过早见水。
表3 水侵特征数值模拟机理研究结果

Table 3 Numerical simulation research results of water-invasion property

机理

模型

 水侵机理
裂缝渗透率平面分布 裂缝含气饱和度平面分布(2.6年后) 边部井日产水曲线

双重

介质

三重

介质

3 开发机理

3.1　采气速度

由于采气速度对气藏开发效果具有重要影响，为此分别对双重介质和“三重介质”模型进行不同采气速度（0.9%~6.6%）的开发指标对比研究。
不考虑断层影响时，储层呈双重介质渗流特征，不同采气速度下气藏水侵相对均匀。虽然随着采气速度的增加，见水时间越来越早（图7），但高采气速度对气藏开发效果影响有限（图8）。当采气速度从2.8%增加到3.8%过程中，开发30年末采出程度从42.48%增大到43.59%；当采气速度超过3.8%后，采出程度呈缓慢下降趋势，采气速度为6.6%时的采出程度仍然较高，为41.88%。
图7 见水时间与采气速度关系曲线

Fig.7 Relation curves between water breakthrough time and gas recovery rate

图8 开发30年末采出程度与采气速度关系曲线

Fig.8 Relation curves between recovery degree after 30 years gas exploitation and gas recovery rate

考虑断层影响时，储层表现为“三重介质”渗流特征，随着采气速度的增加，见水时间越来越早，且在同一气速度下，“三重介质”的见水时间均明显早于双重介质（图7），开发30年末采出程度先增加后快速下降（图8）。当采气速度在1.4%~2.4%之间时，30年末采出程度较高（30.8%~30%），但当采气速度为6.6%时，采出程度大幅降低，仅为24.55%。因此，对于“三重介质”储层，需要控制合理的采气速度，较高的采气速度会进一步加剧气藏的不均匀水侵，大幅度降低气藏采收率。

3.2　配产方式

为了研究不同配产方式对气藏开发效果的影响，同时考虑储层断层的不同分布模式（图9—图11），在一定采气速度下（2.4%），分别对均匀配产（边、中部井配产相同）和非均匀配产（边部井降产、中部井提产，采速保持不变）两种生产方式进行了对比分析。
图9 井间、井与边水间均有断层机理模型

Fig.9 Numerical simulation model for where there is fault developed in both inter-well and well between edge water

图11 井间无断层、井与边水间有断层机理模型

Fig.11 Numerical simulation model for where there is fault developed in well between edge water, no fault developed in inter-well

研究结果表明，当中部与边部井间有断层沟通时（图9，图10），与均匀配产相比，边部井降低配产能有效延缓边部及中部气井见水时间；反之效果不明显（图11）。前2种断层分布模式下，边部井降低配产后气井见水时间分别延长0.40年、0.33年，中部井见水时间分别延长了1.93年、1.00年，气藏无水期采出程度分别提高了0.96%、0.63%，效果比较突出；后一种断层分布模式下，边部井降低配产后气井见水时间延长了0.4年，但中部井见水时间仅延长0.03年，效果不明显（表4）。
图10 井间有断层、井与边水间无断层机理模型

Fig.10 Numerical simulation model for where there is fault developed in inter-well, no fault developed in well between edge water

表4 不同配产条件下各模型预测开发指标对比

Table 4 Results comparison table of forecasted development indexes for each model at different prorating production

模型 方案

采气速度/

%

 单井配产/（×104m3/d） 见水时间/年 无水期采出程度/% 备注
边部井 中部井 边部井 中部井
井间、井与边水间均有断层 均匀配产 2.4 25 25 4.18 8.29 9.92

均匀配产：边部、中部气井产量相同

非均匀配产：降低边部气井产量、提高中部气井产量，采速保持不变

非均匀配产 15 45 4.59 10.22 10.88
变化量 -10 20 0.40 1.93 0.96
井间有断层、井与边水间无断层 均匀配产 2.4 25 25 6.22 11.22 14.61
非均匀配产 15 45 6.54 12.22 15.24
变化量 -10 20 0.33 1.00 0.63
井间无断层、井与边水间有断层 均匀配产 2.4 25 25 4.08 16.53 9.69
非均匀配产 15 45 4.49 16.56 10.65
变化量 -10 20 0.41 0.03 0.96

3.3　排水采气

考虑储层断层的不同分布模式（图9—图11），分别对边部井不同生产方式（见水关井和带水生产）下的开发指标进行了对比分析。见水关井，即边部井产水量达到10m3时关井；带水生产，即边部井带水生产至产水量达到100m3时关井。
研究结果表明：当中部与边部井间有断层沟通时（图9,图10），与见水关井相比，边部井带水生产开发效果突出；反之带水生产效果不明显（图11）。前2种断层分布模式下，边部井带水生产时中部井见水时间分别延长了2.06年、1.76年，开发30年末采出程度分别提高了5.21%、4.4%，排水效果比较突出；后一种断层分布模式下，带水生产时中部井见水时间仅延长0.67年，开发30年末采出程度仅提高1.46%，排水效果不明显（表5）。
表5 不同采气速度下各模型预测开发指标对比

Table 5 Results comparison table of forecasted development indexes for each model at different gas recovery rate

模型 采气速度/% 见水时间/年 开发30年末采出程度/% 开发30年末累产水/（×104t） 备注
边部井 中部井

井间、井与边水间

均有断层

 2.4 4.59 11.94 30.05 0.82 见水关井
4.59 14.00 35.26 23.19 带水生产
变化值 2.06 5.21 22.37
井间有断层、井与边水间无断层 2.4 6.54 13.15 32.72 0.80 见水关井
6.54 14.91 37.13 19.50 带水生产
变化值 1.76 4.40 18.70
井间无断层、井与边水间有断层 2.4 4.49 16.50 40.02 0.61 见水关井
4.49 17.17 41.49 21.55 带水生产
变化值 0.67 1.46 20.94
通过机理研究发现（图12），边部井见水后，通过带水或排水能提高气藏采收率，主要体现在以下2方面：①延长边部见水气井的生产周期；②降低边水向气藏中部的侵入速度，延长中部气井的见水时间。
图12 不同排水策略下开发12年后裂缝含气饱和度剖面对比

Fig.12 Results comparison chart of gas saturation profile in fracture after 20 years gas exploitation at different strategies of dewatering gas production

4 结论与建议

(1)通过渗流特征研究革新了克深2气藏目前的地质和动态认识，分析认为克深2气藏表现为“三重介质”(断层+裂缝+基质)的渗流特征，断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。
(2)前人研究中低估了断层的影响，储层表现为基质与裂缝之间的视均质流动特征，气藏压力传播速度慢、水侵相对均匀，新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。
(3)在边水推进过程中，沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层，加上克深2气藏前期采气速度过高（约为3.3%），导致非均匀水侵较严重，不同部位气井见水提前，见水时间也各不相同。
(4)建议对于克深2气藏或具有类似渗流特征的气藏，保持合理的开采速度、降低边部气井产量，同时优先对中、边部井间有断层的见水井进行带水或排水，可有效延缓边水向气藏中部的侵入速度，提高气藏的开发效果。

参考文献

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