徐深氣田火山巖氣藏氣井產(chǎn)能的影響因素

摘 要

摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏的許多開(kāi)發(fā)規(guī)律還有待探索，已經(jīng)試采的井表明火山巖氣藏的氣井產(chǎn)能特征復(fù)雜，搞清其主要影響因素是成功開(kāi)發(fā)該氣田的關(guān)鍵。利用地質(zhì)、試采、試井
摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏的許多開(kāi)發(fā)規(guī)律還有待探索，已經(jīng)試采的井表明火山巖氣藏的氣井產(chǎn)能特征復(fù)雜，搞清其主要影響因素是成功開(kāi)發(fā)該氣田的關(guān)鍵。利用地質(zhì)、試采、試井及室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)等資料，從宏觀與微觀兩個(gè)方面對(duì)火山巖氣藏氣井產(chǎn)能的影響因素進(jìn)行了研究。得出以下認(rèn)識(shí)和結(jié)論：宏觀上，火山機(jī)構(gòu)的分布范圍，構(gòu)造位置及儲(chǔ)層類(lèi)型對(duì)氣井的產(chǎn)能有控制作用，火山巖相具有規(guī)模小、多變化的特點(diǎn)使得相鄰氣井產(chǎn)能變化大、可對(duì)比性差；微觀上，受到井控可流動(dòng)區(qū)域形態(tài)、規(guī)模、物性的影響，較窄的流動(dòng)區(qū)域加上較低的地層系數(shù)，使得許多井：采氣指數(shù)下降較快，而氣井的表皮系數(shù)、特殊的滲流特性(啟動(dòng)壓力梯度和壓力敏感性)、出地層水等都不同程度地影響了氣井的產(chǎn)能。此外生產(chǎn)測(cè)試中存在的各種情況(如壓裂液返排、氣井清井期、測(cè)試時(shí)間等)也可導(dǎo)致對(duì)產(chǎn)能認(rèn)識(shí)的偏差。
關(guān)鍵詞：松遼盆地；徐深氣田；火山巖；氣藏；氣井；生產(chǎn)能力；影響因素
0 引言
    松遼盆地北部古中央隆起帶以東的徐家圍子斷陷中生代火山巖異常發(fā)育。2002年5月位于升平構(gòu)造向南延伸部分的“凹中隆”鼻狀構(gòu)造上的徐深1井，在營(yíng)城組的火山巖獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)了火山巖氣藏?；鹕綆r氣藏為構(gòu)造-巖性氣藏，儲(chǔ)層屬于中孔、低滲儲(chǔ)層，孔隙度在0.6%～20.7%，平均6.57%，滲透率在0.002×10-3～13.6×10-3μm2，平均0.47×10-3μm2。
　　大部分火山巖儲(chǔ)層需要壓裂改造后才能獲得工業(yè)氣流。2004年，以徐深A(yù)井投入試采為標(biāo)志，徐深氣田開(kāi)始了火山巖氣藏的產(chǎn)能評(píng)價(jià)工作。隨著試采規(guī)模的擴(kuò)大，火山巖氣藏產(chǎn)能的復(fù)雜性也逐漸顯現(xiàn)出來(lái)：①試采井間動(dòng)態(tài)特征差異顯著，產(chǎn)能差異大，橫向變化快，可對(duì)比性差；②大部分井試采中采氣指數(shù)下降快，關(guān)井壓力恢復(fù)緩慢，恢復(fù)程度差異大；③部分井試井解釋的儲(chǔ)層流動(dòng)區(qū)域存在由小到大的變化特征等。針對(duì)試采中表現(xiàn)的上述特征，采用地質(zhì)、試采、試井及室內(nèi)巖心分析資料，對(duì)火山巖氣藏氣井產(chǎn)能相關(guān)的影響因素進(jìn)行了評(píng)價(jià)。
1 氣井產(chǎn)能的宏觀控制因素
1.1 火山機(jī)構(gòu)及構(gòu)造與產(chǎn)能關(guān)系
    火山機(jī)構(gòu)是指一定時(shí)間范圍內(nèi)的、來(lái)自于同噴發(fā)源的火山物質(zhì)圍繞源區(qū)堆積所構(gòu)成的、具有一定形態(tài)和共生組合關(guān)系的各種火山作用產(chǎn)物的總和。徐家圍子斷陷營(yíng)城組火山巖極為發(fā)育，火山機(jī)構(gòu)數(shù)目眾多[1]。從總體上看，火山巖氣藏中的工業(yè)氣流井是沿著火山機(jī)構(gòu)分布的，在火山機(jī)構(gòu)“高部位”一般可以獲得相對(duì)較高的初期產(chǎn)能，機(jī)構(gòu)外無(wú)產(chǎn)能井。從具體的區(qū)塊看，構(gòu)造總體上對(duì)產(chǎn)能有一定的控制作用，在構(gòu)造高的部位一般以產(chǎn)純氣為主，具有相對(duì)較高的初期產(chǎn)能，隨著構(gòu)造的增高氣井的產(chǎn)能有增大的趨勢(shì)；低構(gòu)造及氣藏邊部位置的水層發(fā)育，開(kāi)采中易受到地層水的影響。但相同構(gòu)造位置的井產(chǎn)能差別依然很大，有些井產(chǎn)能高低相差有3～5倍，即使井距減小到1.0km以下，差距依然存在。
1.2 儲(chǔ)層對(duì)產(chǎn)能的影響
    徐深氣田的火山巖儲(chǔ)層可以分為3類(lèi)[2]，Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層有效厚度大于30m，有效孔隙度大于10%，滲透率大于5×10-3μm2；Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層有效厚度10～30m，有效孔隙度5%～10%，滲透率1×10-3～5×10-3μm2；Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層有效厚度小于10m，有效孔隙度小于5%，滲透率小于1×10-3μm2。Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層僅在局部出現(xiàn)，總體以Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層為主。
    試采表明，這三類(lèi)儲(chǔ)層試采井的動(dòng)態(tài)特征差異很大。從30d的連續(xù)監(jiān)測(cè)看，試采工類(lèi)儲(chǔ)層的S-Ⅰ井射孔后獲工業(yè)氣流，試采中采氣指數(shù)穩(wěn)定在600m3/(d·MPa2)左右；試采Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層的X-Ⅰ井需要壓裂改造，試采中采氣指數(shù)由365m3/(d·MPa2)降到216m3/(d·MPa2)，下降了40.8%；試采Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層的X-Ⅱ井壓裂改造，采氣指數(shù)由試采初期的156m3/(d·MPa2)降到61.0m3/(d·MPa2)，下降了60.9%。
    從試采后關(guān)井60d的末點(diǎn)壓力與試采初期地層壓力對(duì)比看，Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層試采井恢復(fù)程度可以超98%，Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層試采井恢復(fù)程度在90%～98%之間，Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層的恢復(fù)程度一般小于90%。目前，Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層的井占試采井總數(shù)的80%以上。
    研究表明，火山巖巖相橫向延伸距離在200～800m，縱向在6～60m[3]，不同相帶連通差，物性變化快，這樣導(dǎo)致了氣井間產(chǎn)能變化快，在1口獲得了50×104～100×104m3無(wú)阻流量井的周?chē)?00～1000m的距離內(nèi)，其他井的無(wú)阻流量均低，這種情況常常出現(xiàn)。
2 氣井產(chǎn)能的微觀影響因素
    除了火山機(jī)構(gòu)、構(gòu)造、儲(chǔ)層類(lèi)型等宏觀控制因素外，深層氣藏中氣體從儲(chǔ)層到井底的流動(dòng)中還受到可流動(dòng)區(qū)域形態(tài)、規(guī)模、物性、啟動(dòng)壓力梯度、壓力敏感性、近井表皮系數(shù)、出地層水等多方面的影響[4～6]。
2.1 可流動(dòng)區(qū)域物性、規(guī)模、形態(tài)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響
    試井研究表明，火山巖儲(chǔ)層可流動(dòng)區(qū)域存在3種形態(tài)：連續(xù)型、條帶型、封閉(或半封閉)型。連續(xù)型主要是指在短期試采期間試井解釋表明儲(chǔ)層存在非均質(zhì)性，但未探測(cè)到明顯的邊界反映；條帶型是指探測(cè)到儲(chǔ)層兩側(cè)存在著邊界反映，主要流動(dòng)帶為條帶狀分布；封閉(或半封閉)型主要是指已探測(cè)到四面邊界或三面邊界。Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層以連續(xù)型分布為主，地層系數(shù)一般在100×10-3μm2·m以上，Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層以條帶型及封閉(或半封閉)型為主，流動(dòng)區(qū)域?qū)挾纫话阍?00m左右，地層系數(shù)多在1×10-3～10×10-3μm2·m。
試采表明，氣井產(chǎn)能與可流動(dòng)區(qū)域的地層系數(shù)具有一定的相關(guān)性，氣井的無(wú)阻流量隨著地層系數(shù)的增加而增大(圖1)。同樣儲(chǔ)層有效流動(dòng)區(qū)域的過(guò)膜也影響到氣井的產(chǎn)能，規(guī)模越大，單位壓降下的采氣量也就越高。
 
為了研究?jī)?chǔ)層形態(tài)對(duì)產(chǎn)能的影響，采用Saphir試井軟件對(duì)相同控制儲(chǔ)量下不同形態(tài)儲(chǔ)層的井下壓力變化進(jìn)行了模擬。儲(chǔ)層形態(tài)分為3種：一是徑向分布，半徑160m；二是寬條帶型分布，長(zhǎng)×寬為500×160m；三是窄條帶型分布，長(zhǎng)×寬為1000×80m。其余各項(xiàng)參數(shù)為：有效厚度50m、地層系數(shù)20×10-3μm2·m、孔隙度4%、原始?jí)毫?5MPa、地層溫度135℃、表皮系數(shù)0、氣體相對(duì)密度0.7、日產(chǎn)量10×104m3、開(kāi)井時(shí)間30d、關(guān)井恢復(fù)60d。
    從模擬看，儲(chǔ)層的形態(tài)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響是比較大的，生產(chǎn)30d，徑向分布儲(chǔ)層井井底壓力為23.85MPa，寬條帶型儲(chǔ)層井井底壓力為23.20MPa，窄條帶型儲(chǔ)層井井底壓力為18.75MPa。從關(guān)井后的恢復(fù)速度看，處于徑向形態(tài)儲(chǔ)層中的井明顯好于條帶型儲(chǔ)層中的井，寬條帶儲(chǔ)層中的井又明顯好于窄條帶儲(chǔ)層中的井。
    由于儲(chǔ)層具有較低的地層系數(shù)加上較窄的流動(dòng)范圍，使得許多氣井在試采中采氣指數(shù)下降，在較長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)難以達(dá)到穩(wěn)定。
2.2 表皮系數(shù)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響
    從試井解釋結(jié)果看，射孔完井的井表皮系數(shù)一般在2～40，平均20；壓裂井的表皮系數(shù)主要為0，部分具有表皮影響的壓裂井其解釋的表皮系數(shù)一般在0.01～0.83，平均0.29。射孔完井的井表皮系數(shù)較高除與儲(chǔ)層污染有關(guān)外[7]，也與儲(chǔ)層打開(kāi)不完善、在井底附近形成集流有關(guān)。
    為了描述表皮系數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響，以表皮系數(shù)為0作參照，分別模擬了自然產(chǎn)能井與壓裂井在不同表皮系數(shù)下采氣指數(shù)的變化。壓裂井模擬采用壓裂井+均質(zhì)條帶型儲(chǔ)層模型，儲(chǔ)層寬度為200m，裂縫半長(zhǎng)為30m；自然產(chǎn)能井，模型為連續(xù)型儲(chǔ)層，日產(chǎn)量8×104m3、開(kāi)井時(shí)間30d。
    從模擬看(圖2)，壓裂井表皮系數(shù)在0.3時(shí)，采氣指數(shù)與零表皮對(duì)比下降幅度在10%左右，由于壓裂井表皮系數(shù)普遍較低，因此表皮系數(shù)對(duì)壓裂井產(chǎn)能影響較小。射孔完井的井表皮系數(shù)一般較高，因此表皮系數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響較大，如果表皮系數(shù)達(dá)到20，則采氣指數(shù)與表皮系數(shù)為0時(shí)的對(duì)比下降幅度達(dá)到68%。有些射孔完井的井在試采中產(chǎn)量與壓力保持穩(wěn)定，關(guān)井后壓力恢復(fù)程度高，恢復(fù)速度快，但采氣指數(shù)并不高，與表皮系數(shù)的影響有很大關(guān)系。
 
2.3 啟動(dòng)壓力梯度[8]對(duì)氣井產(chǎn)能的影響
    徐深氣田火山巖為親水巖石，束縛水飽和度高。西南石油學(xué)院應(yīng)用徐深氣田中的火山巖全直徑巖樣進(jìn)行了啟動(dòng)壓力梯度的實(shí)驗(yàn)，從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，在平均束縛水含量47%的條件下，火山巖儲(chǔ)層不同程度的存在著啟動(dòng)壓力梯度的影響。
    由于啟動(dòng)壓力梯度的影響，許多井試井解釋出的邊界可能就是這種由于存在著啟動(dòng)壓力梯度現(xiàn)象而導(dǎo)致的高低滲透層之間的不流動(dòng)邊界。在實(shí)際的開(kāi)發(fā)中，隨著時(shí)間的延續(xù)，流動(dòng)區(qū)域地層壓力的下降，原來(lái)未動(dòng)用的低滲區(qū)域可以得到動(dòng)用。從試采時(shí)間較長(zhǎng)的X-Ⅲ井的一年半時(shí)間內(nèi)的先后兩次關(guān)井壓力恢復(fù)試井解釋看，存在著流動(dòng)區(qū)域擴(kuò)大的趨勢(shì)，解釋的流動(dòng)區(qū)域的范圍擴(kuò)大了40m左右。
2.4 儲(chǔ)層壓力敏感性[8～9]對(duì)產(chǎn)能影響
    巖心實(shí)驗(yàn)表明，火山巖儲(chǔ)層具有很強(qiáng)的壓力敏感性。以實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，假定儲(chǔ)層有效厚度50m，流動(dòng)半徑700m，未考慮壓裂改造影響，采用擬穩(wěn)態(tài)氣井產(chǎn)能公式，分別計(jì)算了無(wú)壓敏影響和有壓敏影響下的氣井產(chǎn)能變化情況，從計(jì)算結(jié)果看(圖3)，在考慮壓敏影響下隨著地層壓力的下降，氣井產(chǎn)能與無(wú)壓敏影響下的產(chǎn)能有較大的差距，最高損失達(dá)到70%。
2.5 地層出水對(duì)產(chǎn)能的影響
    火山巖氣藏邊底水普遍發(fā)育，受裂縫水竄的影響部分氣井出水，出水嚴(yán)重的導(dǎo)致氣層中氣相滲透率的下降，井筒中壓力梯度增加，影響氣井產(chǎn)能。
    徐深氣田中的X-Ⅳ井投入試采后，日產(chǎn)量15.0×104m3保持穩(wěn)定，但產(chǎn)水量由初期的6.28m3逐漸上升到98.28m3以后保持穩(wěn)定，穩(wěn)定過(guò)程中水氣比基本保持在6.0～7.0m3/104m3，之后連續(xù)兩次改變工作制度，但水氣比基本保持不變。在試采初期及末期分別進(jìn)行了關(guān)井壓力恢復(fù)測(cè)試與井筒內(nèi)壓力梯度測(cè)試。
    從前后兩次壓力恢復(fù)試井解釋看，氣層出水后大大降低了氣相的有效滲透率，產(chǎn)水后的氣相滲透率只有產(chǎn)水前的1/4左右(圖4)。
 
    同時(shí)，井筒流壓梯度有所增大(由平均0.33MPa/100m到0.37MPa/100m)，表明井筒中氣水兩相流動(dòng)引起了額外的壓力損失增加。
3 氣井產(chǎn)能分析中應(yīng)注意的問(wèn)題
    在測(cè)試中，受到排液期、清井時(shí)間、開(kāi)井時(shí)間的影響，會(huì)使得氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果不確定性增大，應(yīng)引起評(píng)價(jià)人員的注意。
    1) 部分壓裂井受到返排壓裂液時(shí)間短的影響，氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果不確定性增大。其原因主要為氣井尚處于返排期，壓裂液注入造成的局部應(yīng)力聚集及氣井產(chǎn)液，不但對(duì)井底流壓、產(chǎn)氣量的高低產(chǎn)生了很大的影響，而且改變了它們的變化趨勢(shì)。例如，S-Ⅱ井壓裂試氣，返排壓裂液過(guò)程中求產(chǎn)，產(chǎn)氣約10×104m3/d。通過(guò)一定的試采返排期后，在產(chǎn)量接近的條件下，試采時(shí)的井底流壓比試氣時(shí)高約4.8MPa。因此，利用壓裂返排期求產(chǎn)數(shù)據(jù)評(píng)價(jià)氣井的產(chǎn)能存在較大的不確定性。
    2) 部分井由于射孔后清井時(shí)間短，測(cè)試曲線均不同程度地表現(xiàn)出氣井產(chǎn)量與井底流壓同時(shí)上升的趨勢(shì)，反映氣井產(chǎn)能具有進(jìn)一步提高的潛力。也就是說(shuō)，由于各井試氣中清井不徹底，影響了氣井的生產(chǎn)能力。在徐深氣田升平開(kāi)發(fā)區(qū)中自然產(chǎn)能井存在上述現(xiàn)象。
    3) 受到測(cè)試時(shí)間不足的影響，部分井短期(20～40h)內(nèi)表現(xiàn)出穩(wěn)定的特征，但測(cè)試時(shí)間延長(zhǎng)后，各工作制度下的產(chǎn)量和壓力均難在達(dá)到穩(wěn)定，直至關(guān)井。這主要是由于儲(chǔ)層供氣范圍有限，地層壓力快速衰竭造成的。這類(lèi)井對(duì)建立產(chǎn)能的影響是不利的。
4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)
    1) 火山巖氣藏屬于低滲氣藏，其產(chǎn)能的影響因素具有多樣性與復(fù)雜性。火山機(jī)構(gòu)分布、構(gòu)造位置、儲(chǔ)層類(lèi)型等都對(duì)產(chǎn)能有控制作用，但這種作用是相互依存的，不是獨(dú)立的。
2) 火山巖氣藏開(kāi)發(fā)中可流動(dòng)區(qū)域的形態(tài)、規(guī)模、物性等都對(duì)氣井的產(chǎn)能大小有影響。處于較窄的條帶型流動(dòng)區(qū)域加上較低的地層系數(shù)的井采氣指數(shù)下降較快。
3) 實(shí)驗(yàn)測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度、壓力敏感性等因素在短期內(nèi)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響不宜直接體現(xiàn)，但也應(yīng)得到重視。同樣的表皮系數(shù)、出地層水等因素也不可忽略。
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(本文作者：畢曉明 邵銳 高濤 唐亞會(huì) 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院)