徐深氣田火山巖氣藏特征與開發(fā)對策

摘 要

摘要：松遼盆地徐深氣田是中國石油大慶油田有限責任公司2002年發(fā)現(xiàn)、2005年探明的，主要氣藏類型屬于火山巖氣藏。為了有效開發(fā)該類氣藏，先后開展了露頭勘測、密井網解剖以及長井
摘要：松遼盆地徐深氣田是中國石油大慶油田有限責任公司2002年發(fā)現(xiàn)、2005年探明的，主要氣藏類型屬于火山巖氣藏。為了有效開發(fā)該類氣藏，先后開展了露頭勘測、密井網解剖以及長井段取心等研究，研究成果證實：大慶地區(qū)火山巖氣藏在地質上具有儲層巖性、巖相類型多樣，平面和縱向變化快，非均質性強，氣藏受構造和巖性雙重控制，氣水關系復雜等特征。對徐深氣田試氣、試采和試驗區(qū)開發(fā)動態(tài)跟蹤研究的結果顯示：該類火山巖氣藏在開發(fā)動態(tài)方面具有氣井早期產能差異大、平面分布不均衡，單井控制的動態(tài)儲量差異大，出水類型復雜多樣等特征。通過綜合地質、氣藏工程、壓裂工藝等多學科研究成果，結合火山巖氣藏儲層描述、地質建模、產能評價、水平井開發(fā)優(yōu)化設計以及壓裂增產等方面的實踐成果，形成了一套適用于該區(qū)火山巖氣藏的開發(fā)對策：①深化火山巖氣藏地質規(guī)律認識；②開展產能評價技術研究，完善技術手段；③優(yōu)化直井設計，實現(xiàn)Ⅰ、Ⅱ類儲層區(qū)塊有效開發(fā)；④“整體考慮，分類治理”，實現(xiàn)有效控水；⑤開展水平井開發(fā)技術攻關，探索火山巖氣藏開發(fā)新模式。
關鍵詞：松遼盆地；徐深氣田；火山巖氣藏；地質特征；開發(fā)特征；開發(fā)對策；優(yōu)化直井設計；水平井開發(fā)技術
1 徐深氣田火山巖氣藏地質及開發(fā)動態(tài)特征
    基于松遼盆地徐深氣田主體區(qū)塊的開發(fā)資料，結合火山巖露頭勘測、密井網解剖、重點評價井長井段取心等工作的認識，以及大量核磁共振、相滲透率、恒速壓汞等常規(guī)和特殊分析成果，總結了該區(qū)的火山巖氣藏儲層地質特征；同時通過對試氣、試采和試驗區(qū)開發(fā)動態(tài)的跟蹤研究，逐步認識了該區(qū)火山巖氣藏的開發(fā)動態(tài)特征[1～7]。主要表現(xiàn)在以下6個方面：
1.1 火山巖儲層巖性、巖相類型多樣，變化快
    徐深氣田火山巖經歷了多旋回多期次噴發(fā)，巖性變化頻繁，火山巖巖性可分為2大類8亞類17種。其中，火山熔巖中的球粒流紋巖、氣孔流紋巖，以及火山碎屑巖中的熔結凝灰?guī)r、晶屑凝灰?guī)r為有利的儲層巖性?；鹕綆r相可分為5類沉積相15種亞相。其中，爆發(fā)相熱碎屑流亞相，噴溢相上部亞相，侵出相內帶亞相，火山通道相的隱爆角礫巖亞相、火山頸亞相為有利的儲層巖相。
    從徐深氣田營城組火山巖Ⅰ氣層組巖性、巖相平面分布看，火山巖巖性以酸性為主，中基性僅在汪深1區(qū)塊及徐深氣田南部個別井點處發(fā)育；火山巖相主要為噴溢相和爆發(fā)相，不同井區(qū)差異較大。
1.2 火山巖儲層非均質性強
    火山巖儲層類型的平面分布預測顯示，徐深氣田火山巖儲層總體以低產儲層為主，較高產的儲層僅在局部少量發(fā)育，不同區(qū)塊間儲層平面分布連續(xù)性差；儲層橫向連續(xù)性差、變化快，火山巖儲層物性縱向變化快，有利儲層僅在部分井段發(fā)育。
1.3 氣藏受構造和巖性雙重控制，屬于巖性-構造氣藏
    總體上營城組火山巖氣藏氣水關系相當復雜。平面上氣水系統(tǒng)的分布主要受火山巖體控制，不同的火山巖體相互之間不連通，屬于不同的氣水系統(tǒng)；而縱向上，在同一個火山巖體內，又發(fā)育多個氣水系統(tǒng)。處于構造高部位、物性好、裂縫發(fā)育的儲層則富氣高產；在構造相對較低部位由于巖性、斷層、物性等因素影響，在局部也可形成氣層。
1.4 氣井早期產能差異大、平面分布不均衡
    統(tǒng)計試采及投產的82口井初期穩(wěn)定日產量為(1.0～30)×104m3，平均為5.1×104m3/d，井間產能差異較大，總體儲層的物性控制著產能的分布，高物性區(qū)高產能井相對集中[3～4]。
1.5 單井控制的動態(tài)儲量差異大
    根據34口井的統(tǒng)計結果，井控動態(tài)儲量為(0.1～19.2)×108m3，平均為3.45×108m3。其中先發(fā)現(xiàn)的探明儲量區(qū)內井控動態(tài)儲量為(0.19～19.2)×108m3，平均為4.2×108m3，后發(fā)現(xiàn)的儲量區(qū)內井控動態(tài)儲量為(0.1～2.4)×108m3，平均為1.2×108m3。
1.6 受裂縫水竄的影響部分井出水，氣井出水類型以裂縫縱向水竄為主
    根據徐深氣田出水井出水特征，可以歸納出3種主要的出水類型：裂縫型縱向強水竄、裂縫型縱向弱水竄、裂縫-孔隙型縱向水錐，分別占50.0%、40.63%和9.37%。
2 火山巖氣藏開發(fā)對策
2.1 深化火山巖氣藏地質規(guī)律認識[6]
    1) 通過野外露頭勘測+密井網解剖，在巖性巖相序列特征、展布規(guī)模、有利儲層控制岡素和裂縫發(fā)育特征等方面取得了深入認識。
    2) 開展野外露頭觀測和一系列室內實驗研究，揭示了儲集結構與滲流特征。
    3) 針對徐深氣田火山巖成因特點，建立有利儲層分類預測技術流程，引入源控、體控、相控井震協(xié)同三維地質建模思想，通過建立火山噴發(fā)模式和儲層三元結構概念模型，形成了火山巖氣藏三維地質建模技術，有效指導了開發(fā)井部署與隨鉆跟蹤調整。
    4) 開展地震新技術攻關，探索預測火山巖儲層“甜點”的方法。
2.2 優(yōu)化設計，實現(xiàn)各類儲層有效開發(fā)
2.2.1開展產能評價技術研究，完善技術手段
    通過開展系統(tǒng)的試氣、試采工作，根據產能試井、不穩(wěn)定試井以及數(shù)值試井方法，形成了火山巖氣藏產能評價技術，不僅落實了單井初期產量，認識了儲層形態(tài)、規(guī)模及主要參數(shù)，評價了井控動態(tài)儲量與穩(wěn)產能力，同時提高了方案的產能設計水平，為氣藏合理開發(fā)、平穩(wěn)供氣提供了技術支持與保障。
2.2.1.1 產能評價技術流程
采用修正等時試井等產能試井方法確定氣井的產能方程；采用不穩(wěn)定試井等方法進行儲層動態(tài)描述，確定氣井井控動態(tài)儲量；在此基礎上結合儲層物性及氣井穩(wěn)產情況，確定整個氣藏的合理產能及規(guī)模(圖1)。
 

2.2.1.2 產能評價
    綜合分析徐深氣田試采井的地層系數(shù)、穩(wěn)定產能、單位壓降采氣量等地質和動態(tài)特征，對系統(tǒng)試采的井進行了分類評價。綜合單井試采結果，結合不穩(wěn)定試井以及數(shù)值試井方法，建立了開發(fā)早期單井合理產量與穩(wěn)產能力關系圖版，確定氣井初期產能、落實合理產量(圖2、3)。

2.2.2優(yōu)化直井設計，實現(xiàn)Ⅰ、Ⅱ類儲層區(qū)塊有效開發(fā)
2.2.2.1 優(yōu)選儲層多項動靜態(tài)指標，建立有效儲層分類評價標準
    有效儲層中Ⅰ類僅在少部分井區(qū)分布，以Ⅱ類、Ⅲ類儲層為主。
2.2.2.2 直井設計以動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，利用高滲透部位開采低滲透部位儲層
    以動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，通過考慮啟動壓力梯度、壓裂縫半長、不穩(wěn)定試井、經濟極限、類比法(日本火山巖氣藏)等來綜合確定合理井網密度與井距：連通性好的部位，井距為1000～1200m；連通性差的部位，井距為600～800m。
2.2.3 “整體考慮，分類治理”，實現(xiàn)有效控水
    1) 對已出水井，根據其出水類型和機理采取有針對性的治水措施。針對裂縫型縱向強水竄，出水難以控制，采取早期帶水采氣，后期排水采氣；針對孔隙型水錐出水，可分兩步走，先控制壓差生產，當水氣比上升到4m3/104m3時，應適時采取排水采氣措施。
    2) 對氣藏內部未出水井，加強模擬跟蹤，嚴格控制底水錐進速度，延長無水采氣期。
2.3 開展水平井開發(fā)技術攻關，探索火山巖氣藏開發(fā)新模式
    針對部分Ⅱ、Ⅲ類儲層為主井區(qū)采用單一的直井開發(fā)難以有效動用的情況，開展火山巖儲層水平井先導性開發(fā)試驗，探索應用水平井技術提高這類氣藏單井產能、井控動態(tài)儲量和控制底水、提高氣田整體開發(fā)效益的可行性。
2.3.1火山巖氣藏水平井優(yōu)化設計
2.3.1.1 火山巖氣藏水平井優(yōu)化設計流程
    在儲層適應性評價的基礎上，通過對比分析布井區(qū)塊內各火山機構規(guī)模和展布特征等，篩選出有利布井區(qū)帶；同時進行水平段長度等氣藏工程設計論證；最后綜合考慮火山巖地震響應等實現(xiàn)井位優(yōu)選(圖4)。

2.3.1.2 火山巖氣藏水平井產能預測
    火山巖氣藏非均質性強，具有復雜的滲流機理，給產能預測帶來了很大的困難?？紤]火山巖氣藏儲層的非均質性，分別建立了火山巖氣藏常規(guī)與壓裂水平井穩(wěn)態(tài)三維滲流模型，采用有限元方法進行了數(shù)值求解，給出了火山巖氣藏水平井產能預測方法；實例應用表明提高了產能預測精度，為火山巖氣藏水平井設計及產能評價提供了依據。
2.3.1.3 水平井隨鉆地質導向
    火山巖儲層巖性巖相橫向變化快、平面非均質性強，再加上地震分辨率有限，依靠現(xiàn)有地震資料所建的地質模型存在較多的不確定性，單純依靠地質模型完成鉆井地質導向難度較大。因此建立了水平井隨鉆地質導向方法和解釋平臺，實現(xiàn)了多井遠程實時地質導向，保證了儲層高鉆遇率。
    在水平井鉆井過程中，采用斯倫貝謝LWD隨鉆近鉆頭測試儀進行隨鉆測井；在鉆井跟蹤調整過程中，地質導向人員通過網絡實時掌控鉆井運行參數(shù)、地質錄井參數(shù)和隨鉆測試參數(shù)，實時修正三維地質模型；依據鉆井、錄井和隨鉆測井等信息，結合三維地質模型，綜合判定鉆遇儲層性質及其內部流體性質，指導水平井鉆進。
2.3.2引進先進工藝技術，優(yōu)選了火山巖水平并儲層改造工藝
2.3.2.1 針對工類儲層形成了水平井篩管完井工藝技術
    對于Ⅰ類儲層，如果氣測顯示好、鉆遇高滲透帶或裂縫發(fā)育帶，預計自然產能達到設計水平，采用篩管完井。BP1和A-P2井采用此種方法順利完井。
2.3.2.2 針對Ⅱ、Ⅲ類儲層，優(yōu)選了火山巖水平井儲層改造工藝
    對于下套管固井的水平井，優(yōu)選確定了“Surgifrac噴砂壓裂工藝”。該工藝具有在常規(guī)套管固井、篩管及裸眼中均可實施，管串無機械封隔工具，工具串短，不受溫度和壓力限制，施工風險性低，壓裂段數(shù)可以根據鉆遇儲層優(yōu)選，可以控制裂縫啟裂初始方向等優(yōu)點；對于裸眼完井的水平井，優(yōu)選確定了“FRAC-POINT”裸眼分段壓裂技術，該工藝具有可按常規(guī)壓裂規(guī)模與技術進行施工，裸眼段長，與天然裂縫、儲層接觸面積大，有利于提高單井產量，且可對全井進行分段控制等優(yōu)點。
2.3.3采用水平井開發(fā)火山巖氣藏取得明顯的增產效果
    以鉆遇工類火山巖儲層為主的BP1井采用篩管完井，試氣獲得較高的自然產能，目前已累計開井644d，日產氣穩(wěn)定在30×104m3；以鉆遇Ⅱ、Ⅲ類火山巖儲層為主的E-P1井壓后試氣獲得重大突破，無阻流量超過100×104m3。
    通過開展氣藏地質、三維地質建模、儲層地質條件適應性評價、地震和氣藏工程等多學科綜合研究，目前已形成了火山巖氣藏水平井開發(fā)優(yōu)化設計技術。與直井對比，采用水平井技術開發(fā)火山巖氣藏已取得顯著的增產效果；有效地指導部署了16口水平井，目前已完鉆8口，鉆井成功率100%。
3 結論
    1) 通過開發(fā)實踐及前期評價研究表明，對該地區(qū)火山巖氣藏開展的地質與開發(fā)動態(tài)特征描述是客觀的。
    2) 開發(fā)實踐證明，該地區(qū)應用的儲層描述、地質建模、產能評價、水平井開發(fā)優(yōu)化設計以及壓裂增產等火山巖氣藏開發(fā)對策是合理有效的。
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(本文作者：徐正順 房寶財 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院)