徐深氣田火山巖氣藏高效開發(fā)難點及對策

摘 要

摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏開發(fā)的難點在于：儲層物性差異大，有效儲層預測難度大；單井產(chǎn)能低，經(jīng)濟效益差；氣藏普遍含邊底水，出水治理難度大。針對這些難點，從氣藏開發(fā)模式、開發(fā)
摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏開發(fā)的難點在于：儲層物性差異大，有效儲層預測難度大；單井產(chǎn)能低，經(jīng)濟效益差；氣藏普遍含邊底水，出水治理難度大。針對這些難點，從氣藏開發(fā)模式、開發(fā)井類別及出水治理措施等方面對該類氣藏高效開發(fā)進行了探討，并提出以下技術對策：采用以動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，利用高滲透部位氣井開采低滲透部位儲層；采用水平井開發(fā)提高單井產(chǎn)量；對不同的出水井類型采取對應的出水治理措施，使該氣田能達到經(jīng)濟高效開發(fā)的目的。該方法和技術對類似的火山巖氣藏開發(fā)具有一定的借鑒作用。
關鍵詞：松遼盆地；徐深氣田；火山巖；開發(fā)；難點；技術；對策
1 高效開發(fā)難點
1.1 儲層物性差異大，有效儲層預測難度大
    松遼盆地徐深氣田屬于特殊巖性的復雜類型氣藏，由于火山多期噴發(fā)，造成巖相變化快、物性變化大和不同期次的火山巖疊置，從而使地震響應特征復雜，規(guī)律性差[1～4]。通過鉆井取心及分析化驗研究表明，不同巖相間物性差異大，同一巖相間物性差異亦大，有效儲層分布規(guī)律性差。目前的三維地震資料只能分辨火山巖的分布范圍，對火山巖不同巖相帶的精細劃分和有效儲層的預測仍十分困難。
1.2 Ⅱ、Ⅲ類儲層單井產(chǎn)量低，經(jīng)濟效益差
    徐深氣田儲層以Ⅱ、Ⅲ類為主，徐深3、7、9井區(qū)及汪深1區(qū)塊主要為Ⅱ、Ⅲ類儲層，初步開發(fā)方案預測直井平均單井日產(chǎn)氣1.54×104～3.34×104m3/d，低于經(jīng)濟界限產(chǎn)量，需要提高單井產(chǎn)能，實現(xiàn)儲量有效動用[5～6]。
1.3 火山巖氣藏邊底水普遍發(fā)育，氣井出水機理及治理對策需要進一步研究
    徐深氣田水體較為發(fā)育，火山巖底部普遍含水，試氣試采初期不產(chǎn)水或低產(chǎn)水，但隨著試采時間增長，部分井產(chǎn)水量增加。目前，試氣出水井占試氣總井數(shù)的40%，出水量在7.78098.80m3/d之間，平均單井為32.46m3/d。初步分析認為出水的主要原因是壓裂縫或鉆井誘導縫及天然裂縫勾通所至。但氣水分布關系、水體能量大小及出水機理等需要通過試采深入認識。
2 火山巖氣藏高效開發(fā)技術對策
2.1 開發(fā)方案設計以動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，利用高滲透部位氣井開采低滲透部位儲層
通過采取動靜資料結合的評價方法，建立了火山巖氣藏儲層分類評價標準(表1)。
表1 火山巖氣藏儲層分類評價表
儲層分類
地質指標
動態(tài)指標
測井有效厚度分類標準
地震分類標準
孔隙度(%)
滲透率(10-3μm2)
平均孔喉半徑(μm)
巖石密度(g/cm3)
采氣指數(shù)[104m3/(MPa2·d)]
穩(wěn)定產(chǎn)能(104m3/d)
孔隙度(%)
巖石密度(g/cm3)
含氣飽和度(%)
巖石密度(g/cm3)
聲阻抗值[(m/s)·(g/cm3)]
Ⅰ
＞5
＞5
＞0.5
＜2.4
0.040(壓前)
≥10(壓前)
＞10
＜2.4
＞60
2.31～2.4
＜11800
Ⅱ
5～10
1～5
0.25～0.5
2.4～2.48
0.040(壓后)
10～5(壓后)
5～10
2.4～2.48
45～60
2.4～2.48
11800～14300
Ⅲ
Ⅲ1
＜5
0.1～1
0.1～0.25
2.48～2.53
＜0.040
5～0.1(壓后)
3.2～5
2.48～2.53
＜45
2.48～2.53
14300～15400
Ⅲ2
＜0.1
＜0.1
＜0.1
    通過開發(fā)方案的實施，各動用區(qū)塊新增開發(fā)井及評價井證實：儲層縱向非均質嚴重，長井段取心井Ⅰ類儲層僅在局部出現(xiàn)、以Ⅱ、Ⅲ類儲層分布為主；儲層橫向連續(xù)性差、變化快，一個火山機構中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層為窄條帶、斷續(xù)分布，一般為200～500m，以Ⅱ類、Ⅲ類儲層為主。
    徐深氣田除升深2-1區(qū)塊Ⅰ類儲層比例較高(28.6%)外，其他區(qū)塊Ⅰ類儲層分布極為零星，占3%～6%，以Ⅱ類、Ⅲ類儲層為主(表2)。與日本火山巖氣田對比，升深2-1區(qū)塊工類火山巖儲層與長岡氣田南部(主要產(chǎn)氣區(qū)域)火山巖儲層相類似。
    從徐深氣田試氣、試采動態(tài)特征來看，一般以Ⅰ類儲層為主的氣井自然產(chǎn)能可以達到工業(yè)氣流，試采中產(chǎn)量與壓力基本保持穩(wěn)定，一般初期穩(wěn)定產(chǎn)量可以達到10×104m3/d以上；以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的氣井壓裂后才能達到工業(yè)氣流，試采中產(chǎn)量與壓力均有下降，初期穩(wěn)定產(chǎn)量一般低于10×104m3/d。在編制開發(fā)方案時，針對儲層發(fā)育特征，采用“優(yōu)先動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，高滲開采低滲”的原則部署開發(fā)井。以Ⅰ類火山巖儲層最發(fā)育的升深2-1區(qū)塊為例，Ⅰ類儲層主要發(fā)育在區(qū)塊北部，南部零星發(fā)育。在井網(wǎng)部署時優(yōu)先動用Ⅰ、Ⅱ類儲層，新設計10口開發(fā)井全部署在I類儲層發(fā)育處，其中區(qū)塊北部開發(fā)井井距為830～1000m，在區(qū)塊南部主要利用高滲透部位的氣井兼顧開采低滲透部位的儲層，因此，將井距加大到1200～1600m，取得了較好的實施效果[7]。
表2 不同開發(fā)區(qū)鉆遇各類儲層情況表
區(qū)塊
Ⅰ類(%)
Ⅱ類(%)
Ⅲ類(%)
徐深1
3
54
43
徐深9
6
51
43
升深2-1
28.6
53.5
17.9
合計
9.7
52
38.3
2.2 水平井成為火山巖氣藏主體開發(fā)技術
2.2.1試驗表明采用水平井開發(fā)I類火山巖儲層是可行的
    升深平1井是針對工類火山巖儲層設計的第一口水平井，水平段長度500m，鉆遇儲層490m，占水平段長度的98.0%，其中Ⅰ類儲層372m，占鉆遇儲層的75.9%，Ⅱ類儲層97m，Ⅲ類儲層21m。該井采用篩管完井。2007年6月采用7.94～14.3mm油嘴測試求產(chǎn)，日產(chǎn)氣在(22.1～55.5)×104m3之間，無阻流量高達165.9×104m3/a，是同區(qū)塊同層位直井無阻流量的5倍。階段開發(fā)試驗結果表明應用水平井開發(fā)Ⅰ類火山巖儲層是可行的，同時也預示水平井有望成為火山巖氣藏開發(fā)的主體技術。
2.2.2 Ⅱ、Ⅲ類儲層通過應用水平井、分支井鉆遇較多的有利相帶和裂縫發(fā)育帶或對水平段實施分段壓裂，實現(xiàn)有效動用
    徐深氣田火山巖氣藏巖性、巖相橫向變化快，有利相帶平面延伸范圍有限，儲層橫向連續(xù)性差、變化快。與直井對比，一方面采用水平井或分支井在平面上可以鉆遇較多的有利相帶和裂縫發(fā)育帶，把多個封閉的流動單元與井眼連接起來，擴大氣層的連通范圍，有望獲得較高的自然產(chǎn)能；另一方面即使水平井未鉆遇到有利相帶和裂縫發(fā)育帶，也有望通過對水平段實施大規(guī)模分段壓裂與有利相帶和裂縫發(fā)育帶溝通，達到增大泄流范圍，提高Ⅱ、Ⅲ類儲層單井產(chǎn)量和實現(xiàn)有效動用的目的。
    從徐深1區(qū)塊11口井鉆遇的火山巖Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層的空間分布概念模型來看，采用水平井+分段壓裂的模式開發(fā)，鉆遇Ⅰ類儲層的概率厚度為32.8m，Ⅱ類儲層的概率厚度為181.6m，Ⅲ類儲層的概率厚度為77.3m；壓開Ⅰ類儲層的概率面積3275.5m2，Ⅱ類儲層的概率面積18162.8m2，Ⅲ類儲層的概率面積為7726.4m2。采用直井開發(fā)鉆遇工類儲層的概率厚度為11.8m，Ⅱ類儲層的概率厚度為67.1m，Ⅲ類儲層的概率厚度為29.8m；直井壓開Ⅰ類儲層的概率面積1179.1m2，Ⅱ類儲層的概率面積6706.8m2，Ⅲ類儲層的概率面積2982.3m2。與直井對比，采用水平井+分段壓裂的方式鉆遇Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層的概率厚度約為直井的3倍，壓開各類儲層的概率面積約是直井的3倍，可見，采用水平井+分段壓裂模式鉆遇好儲層的概率更高、壓開好儲層的概率面積更大，開發(fā)效果應明顯好于直井。
2.3 根據(jù)不同類型出水機理采取不同的治水措施
    根據(jù)徐深氣田出水井儲層基質物性、儲層綜合滲透率與基質滲透率之比、裂縫類型、來水方向、水流入井筒通道、產(chǎn)水量變化、水氣比變化、無水采氣期可以較為全面的描述不同類型的出水特征，從目前徐深氣田已出水井情況來看，可以歸納出3種主要的出水類型。
    裂縫型縱向強水竄出水類型的井氣層基質孔隙度一般較低(通常低于10%)，基質滲透率也比較低(通常小于0.1×10-3μm2)；儲層綜合滲透率與基質滲透率之比一般超過數(shù)10倍；具有人工壓裂形成的垂直裂縫或天然高角度縫與鉆井誘導縫組合；來水方向為底水，水流通道主要為裂縫；底水水體能量較大、水體活躍，生產(chǎn)初期產(chǎn)水量迅速上升至較高水平或初期具有較高產(chǎn)水量，水氣比迅速上升或初期即維持較高水氣比；一般沒有無水采氣期或無水采氣期較短。
    裂縫型縱向弱水竄出水類型的井氣層基質孔隙度一般較低，基質滲透率也比較低；儲層綜合滲透率與基質滲透率之比一般超過10倍；具有人工壓裂形成的垂直裂縫或天然高角度縫與鉆井誘導縫組合；來水方向為底水，水流通道主要為裂縫；底水水體能量較小、水體不活躍，生產(chǎn)初期產(chǎn)水量緩慢下降或初期具有較低產(chǎn)水量，水氣比緩慢下降或初期水氣比較低；一般沒有無水采氣期或無水采氣期較短。
    裂縫-孔隙型縱向水錐出水類型的井氣層以孔隙為主，基質孔隙度較高(通常高于10%)，基質滲透率也較高(通常大于0.1×10-3μm2)；儲層綜合滲透率與基質滲透率之比一般在10～20倍；一般不需進行人工大型壓裂，在氣層下部和水層上部致密層段發(fā)育網(wǎng)狀縫或微裂縫；來水方向為底水，水流通道為先裂縫后孔隙；產(chǎn)水量上升相對較慢或初期不產(chǎn)地層水；水氣比上升較慢，或初期只有較低水氣比；一般具有一定的無水采氣期。
    針對徐深氣田3種不同的出水類型，對應采取3種不同的防水治水模式。
    針對裂縫型縱向水竄，此種類型出水井氣層和水層之間發(fā)育高角度裂縫或具有人工壓裂形成的垂直縫，短期試采或投產(chǎn)初期很快發(fā)生裂縫水竄，強水竄類型的井日產(chǎn)水量和水氣比高、水氣比上升迅速，氣藏能量高，氣產(chǎn)量和壓力保持相對穩(wěn)定；弱水竄類型的井日產(chǎn)水量和水氣比低、水氣比呈緩慢下降趨勢，氣藏具有一定能量，壓力臺邕保持相對穩(wěn)定，這兩種類型出水井可在生產(chǎn)初期實施“帶水采氣”的治水措施即可保證氣井正常穩(wěn)定的生產(chǎn)。
    針對裂縫-孔隙型縱向水錐，此種類型水錐在地質特征上表現(xiàn)為具有統(tǒng)一的氣水界面，氣水隔層不發(fā)育，氣層和水層之間發(fā)育高角度裂縫，水層物性好，水體能量大的特征，邊部構造低部位井首先出水，投產(chǎn)初期一般只有邊部少量井出水，氣藏中部較高部位的井未見出水，對于該類型水錐氣藏，可在生產(chǎn)初期對高部位未出水井實行“控水采氣”+邊部和低部位已出水井“早期排水采氣”的治水措施保證氣藏底水均勻緩慢地向上推進，減少底水水竄的發(fā)生，延緩邊水侵入氣藏，提高氣藏無水采收率。
3 結論與認識
    1) 火山巖地質模型為受火山噴發(fā)和后期改造控制，整體是塊狀的，由多個高儲滲體與基質和裂縫組成的連通地質體，縱橫向非均質性嚴重。
    2) 在編制氣田開發(fā)方案時，采用“優(yōu)先動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，高滲開采低滲”的原則部署開發(fā)井，在升深2-1區(qū)塊取得較好的實施效果。
    3) 開發(fā)試驗證實，水平井產(chǎn)能是直井產(chǎn)能的3～5倍，這是提高徐深火山巖氣藏單井產(chǎn)能的有效途徑。
    4) 對邊底水氣藏，需搞清氣藏出水機理，在氣藏開采初期就采取控水或排水等措施，減少底水錐進，延緩邊水侵入氣藏，提高氣藏無水采收率。
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(本文作者：譚顯春 邵銳 邱紅楓 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院)