柴达木盆地涩北气田提高采收率关键技术与发展方向

李江涛 项燚伟 陈汾君 邓成刚 徐晓玲 程 鑫 杨会洁 谢 梅 唐启银 王海成

中国石油青海油田公司

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柴达木盆地涩北气田（以下简称涩北气田）具有疏松砂岩气藏、边水气藏和多层气藏所具有的综合地质特征，是一种非常复杂而类型特殊的气田[1]。3种类型气藏的特点在同一个气田中得到体现在国内外实属罕见，增加了气田认识的难度和气田开发的复杂性。并且，该第四系浅层生物成因气气田还独具储层蠕变、相渗突变等开发动态特征[2-5]。具体讲涩北气田构造幅度低，翼部平缓，沉积地层分布稳定，以薄层粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩频繁间互沉积为主。气藏纵向上跨度大，含气井段长，层数多，含气饱和度差异性大；气藏气水界面倾斜，气水分布主要受构造、岩性和水动力控制，造成含气边界不规则；气藏存在多个气水系统，各小层含气面积差异较大。储层岩性疏松，黏土含量高，束缚水含量高；具有较强的压力敏感性、水敏、速敏特性，出砂临界流速低，出水加剧气层出砂[6-12]。涩北气田包括在同一构造带上具有相似地质特征而相邻的涩北一号、二号、台南三大气田，自1991年启动开发可行性论证以来，经历了30年的地质、开发、气藏工程、钻采、测试、集输等开发技术探索和积累，实现了年产天然气超过50×108m3连续稳产12年[13]的创举。

涩北气田剩余气不仅受水封影响，也受控于应力敏感渗透率降低的封存，特殊的开发地质条件影响着最终采收率的提高。国内外常规弱水侵砂岩气田采收率介于65%～75%，而涩北气田标定采收率仅介于43%～54%，国内外以水侵气藏整体治水和凝析气藏循环注气为代表的提高采收率技术远远不能满足涩北气田开发需求。……