鄂爾多斯盆地中部氣田儲層試井特征

摘 要

摘要：鄂爾多斯盆地中部氣田主產(chǎn)層孔縫洞發(fā)育、儲層非均質(zhì)性很強(qiáng)，生產(chǎn)過程中儲層的性質(zhì)、連通性、滲流邊界及改造效果等動態(tài)響應(yīng)特征是關(guān)于氣田開發(fā)效果的關(guān)鍵指標(biāo)。為此，綜合儲
摘要：鄂爾多斯盆地中部氣田主產(chǎn)層孔縫洞發(fā)育、儲層非均質(zhì)性很強(qiáng)，生產(chǎn)過程中儲層的性質(zhì)、連通性、滲流邊界及改造效果等動態(tài)響應(yīng)特征是關(guān)于氣田開發(fā)效果的關(guān)鍵指標(biāo)。為此，綜合儲層性質(zhì)、氣藏類型、滲流邊界特征、氣井酸化壓裂效果和鄰井干擾等因素，對64井次的修正等時試井和壓力恢復(fù)試井資料進(jìn)行了系統(tǒng)的分析解釋。結(jié)果表明：①中部氣田儲層為單一介質(zhì)儲層(93.7%)，雙孔介質(zhì)不發(fā)育；②氣藏為復(fù)合型氣藏(59.4%)，均質(zhì)模型較少；③滲流邊界主要有開口或平行邊界兩種，與溝槽一致性好；④氣井酸化壓裂效比較理想，89.1%的井無污染；⑤鄰井干擾少(7.8%)，有一定加密潛力。
關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；碳酸鹽巖；儲集層；非均質(zhì)性；縫洞；試井；壓力
    鄂爾多斯盆地中部氣田是我國陸上海相碳酸鹽巖層系中首次發(fā)現(xiàn)和探明的特大型古巖溶氣田[1]，主要含氣層為奧陶系馬家溝組頂部碳酸鹽巖風(fēng)化殼儲層，厚約120m[2]，非均質(zhì)性很強(qiáng)[3]，溝槽切割嚴(yán)重[4]，低滲致密巖性區(qū)廣泛發(fā)育[5]。在溝槽和致密區(qū)的切割圍限下，碳酸鹽巖縫洞儲層的地下構(gòu)型特征與空間共生關(guān)系非常復(fù)雜，儲層的性質(zhì)、連通性、滲流邊界及改造效果等動態(tài)響應(yīng)特征是氣田開發(fā)極為關(guān)注的問題[6～9]。
1 儲層性質(zhì)
    中部氣田主產(chǎn)層為馬五。亞段潮坪沉積碳酸鹽巖儲層，儲層孔洞縫發(fā)育、局部成層連片，儲集類型以裂縫-孔洞型為主[10]。在進(jìn)行不穩(wěn)定試井分析時，傳統(tǒng)上認(rèn)為該類儲層應(yīng)該表現(xiàn)出雙孔介質(zhì)特征，即：①儲層具有裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)巖塊兩個系統(tǒng)；②裂縫系統(tǒng)的滲透率要比基質(zhì)巖塊系統(tǒng)的滲透率大得多，而基質(zhì)的有效儲集空間要比裂縫系統(tǒng)的儲集空間大很多；③由于存在裂縫的切割作用，基質(zhì)中的流體不能直接流向井筒，只能向裂縫系統(tǒng)流動，然后再由裂縫系統(tǒng)流到井筒；④在不穩(wěn)定測試期間，地層能夠形成基質(zhì)到裂縫的有效流動，一般儲能比(ω)和竄流系數(shù)(A)均較低。然而，從本次64口井的不穩(wěn)定試井解釋結(jié)果來看，多數(shù)井為單一介質(zhì)，僅有4口井(林1井、林5井、G9-18和G16-10井)表現(xiàn)為雙孔介質(zhì)(表1)，占6.25%。其中，G9-18井2004年3月進(jìn)行了壓力恢復(fù)測試，曲線的形態(tài)表現(xiàn)為：早期段向下凹，之后又上升變平，解釋ω為0.0366、λ為5.8×10，表明儲層中存在由基質(zhì)到裂縫的有效流動過程。而林5井ω較高(0.458)，從數(shù)值上分析，地層中的天然氣有近一半是儲存在裂縫中的，另一半則儲存在基巖的孔隙中，這意味著基巖中的氣量較少，裂縫既是儲集空間又是滲流通道，地層生產(chǎn)無法從基巖中得到更多的天然氣補(bǔ)充。因此，該井并非嚴(yán)格的雙孔介質(zhì)，而只能算在單一介質(zhì)和雙孔介質(zhì)之間的似雙孔介質(zhì)。這樣看來，中部氣田儲層基本為單一介質(zhì)儲層，雙孔介質(zhì)不發(fā)育。
表1 中部氣田雙孔介質(zhì)儲層試井特征表
井號
測試日期
壓力恢復(fù)時間(h)
儲層性質(zhì)
儲能比
竄流系數(shù)
L1
2001-04-25
29
雙孔
0.1570
2.5×10-8
L5
2001-04-25
29
雙孔
0.4580
5.7×10-7
G16-10
2004-05-14
24
雙孔
0.0897
2.27×10-8
G9-18
2004-03-09
40
雙孔
0.0366
5.8×10-7
    結(jié)合地質(zhì)研究，認(rèn)為中部氣田縫洞儲層沒有表現(xiàn)出雙孔介質(zhì)特征的主要原因在于：①中部氣田主力層馬五，亞段以網(wǎng)狀微裂縫發(fā)育為特征，鏡下觀察網(wǎng)狀微裂縫的縫寬為0.005～0.03mm，最寬0.05～0.06mm，裂縫密度一般為3～8條/cm，裂縫分布比較均勻；②裂縫多是經(jīng)過巖石脫水作用及礦物相態(tài)的變化導(dǎo)致巖石體積縮小而產(chǎn)生的成巖縫，后期多被白云石、方解石或泥質(zhì)充填，導(dǎo)致裂縫滲透率大為降低，基質(zhì)滲透率與裂縫滲透率相差并不大。因此，基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)所起作用差別不大，可以認(rèn)為是一個系統(tǒng)。
2 氣藏類型
    從儲層物性變化特征來看，可將氣藏分為均質(zhì)氣藏和復(fù)合氣藏兩類。G11-14井于1998年1月27日開始進(jìn)行壓力恢復(fù)試井，歷時27d(圖1)，圖中實(shí)測數(shù)據(jù)的導(dǎo)數(shù)曲線在后期下掉之后又變平，反映了復(fù)合氣藏外區(qū)的徑向流特征，說明外區(qū)物性變好。盡管后期曲線中存在急劇上翹的數(shù)據(jù)，但這種劇烈程度看來不應(yīng)是地層的不穩(wěn)定滲流結(jié)果，而可能為壓力計(jì)或其他因素引起的。試井解釋內(nèi)外區(qū)滲透率分別為7.1×10-3μm2和36.2×10-3μm2，外區(qū)明顯變好，從生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)上也得到驗(yàn)證(圖2)。
 

從中部氣田64口測試井解釋結(jié)果來看(表2)，有26口井的導(dǎo)數(shù)曲線具有均質(zhì)氣藏特點(diǎn)，而其余的38口井導(dǎo)數(shù)曲線具有復(fù)合氣藏的特征，占總井?dāng)?shù)的59.4%。在38口復(fù)合模型中，復(fù)合變好(儲層的遠(yuǎn)井地帶物性變好)的有18口井；復(fù)合變差(儲層的遠(yuǎn)井地帶物性變差)的有20口井。復(fù)合模型中，儲層滲透率最高可達(dá)63.5×10-3μm2，最低僅為0.15×10-3μm2；內(nèi)區(qū)半徑最小17m，最大1910m，平均294m；這說明本區(qū)儲層平面非均質(zhì)比較嚴(yán)重。
 
3 滲流邊界特征
中部氣田溝槽比較發(fā)育，不同級次規(guī)模的樹枝狀溝槽網(wǎng)絡(luò)空間分布復(fù)雜[11]。由于溝槽對儲層形成切割和側(cè)向封擋，會形成明顯的流體滲流邊界。在64口井的測試分析中，有14口井(S3、G24-12、G109、S61、S11、S181、S150、S76、S74、G17-13、G45-6、G23-18、G25-11和G32-4井)表現(xiàn)出了明顯的滲流邊界特征，占總井?dāng)?shù)的21.9%。其中，具有平行邊界的井11口，具有開口邊界的井3口(S3、G24-12和G10-9井)，這些井外邊界的分析情況大部分與地質(zhì)上劃定的溝槽相吻合。如G24-12井，2001年3月6日進(jìn)行了為期31d的壓力恢復(fù)測試，實(shí)測數(shù)據(jù)導(dǎo)數(shù)曲線的末端持續(xù)上翹，其斜率在1/2和1之間，判斷這應(yīng)是三面封閉一端開口的“坑道”模型的反映。選用該模型進(jìn)行擬合，效果很好。通過地質(zhì)和地震資料進(jìn)行的溝槽識別結(jié)果(圖3)也證明了這一點(diǎn)，即G24-12井不但在其北方有一條一級溝槽，而且在其東邊和西邊還分別受到兩條二級溝槽的“挾持”。
 
4 氣井酸化壓裂效果
    中部氣田為一典型的低孔、低滲、低豐度、低產(chǎn)的特大型復(fù)雜地層-巖性氣田，儲層埋深3100～3900m、單井有效厚度平均6.2m、儲層孔隙度為5.8%，基質(zhì)滲透率為0.36×10-3μm2、儲量豐度平均為0.6×108m3/km2、氣井平均產(chǎn)能3.8×104m3/d，開發(fā)難度相當(dāng)大。在開發(fā)過程中，氣井多采用酸化作業(yè)措施后進(jìn)行投產(chǎn)，少數(shù)井需要采用酸化和壓裂等多種工藝措施后進(jìn)行投產(chǎn)[12]。
    為評價酸壓措施效果，研究對64口測試井表皮系數(shù)(S)進(jìn)行了求取。其中，S＜0的有57口井，S≥0的僅有7口井(S93、S121、S77、G39-9、G10-9、G23-18和G9-18井)(見表3)，占總井?dāng)?shù)的10.9%。這說明大部分井的酸壓措施達(dá)到改善近井地帶的滲流條件和增產(chǎn)的目的，效果是非常好的。同時，對地層產(chǎn)生傷害或受到污染的7口井進(jìn)行了研究，綜合考慮這些井的地質(zhì)條件和生產(chǎn)動態(tài)，提出了進(jìn)行儲層二次改造建議。
表3 中部氣田污染井評價表
井號
測試日期
壓力恢復(fù)時間(h)
試井類型
表皮系數(shù)
改造效果評價
S93
1993-06-25
990
修正等時試井
4.60
污染
S121
2000-09-09
45
壓力恢復(fù)試井
0
污染
S77
2002-03-24
45
壓力恢復(fù)試井
2.00
污染
G39-9
2002-04-02
44
壓力恢復(fù)試井
5.00
污染
G10-9
2002-03-13
40
壓力恢復(fù)試井
0.05
污染
G23-18
2003-04-01
40
壓力恢復(fù)試井
2.20
污染
G9-18
2004-03-09
40
壓力恢復(fù)試井
2.91
污染
5 鄰井干擾
    目前，中部氣田已鉆井約1000口。其中，氣田開發(fā)區(qū)內(nèi)共有各類探井、評價井、生產(chǎn)井600余口。統(tǒng)計(jì)開發(fā)區(qū)內(nèi)氣井平均井距約為3.2km，相對較大。由于井距較大，井間干擾現(xiàn)象較少。根據(jù)64口測試井的生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)合試井分析研究發(fā)現(xiàn)，除5口井(陜17、G12-5、G34-2、G18-9和G23-2)具有明顯的鄰井干擾特征外，多數(shù)井(占分析總井?dāng)?shù)的92.2%)未表現(xiàn)出受到干擾的跡象，這說明本區(qū)氣井有一定的加密潛力。
    陜17井的雙對數(shù)分析圖(圖4)中實(shí)測壓力導(dǎo)數(shù)曲線在壓力恢復(fù)的晚期急劇下掉，分析形成該現(xiàn)象的原因在理論上，一是定壓邊界，二是圓形或矩形封閉邊界。但研究該井的壓力恢復(fù)歷史數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)關(guān)井恢復(fù)到500h之后壓力不升反降，因此，確定這是由于鄰井生產(chǎn)造成的。這樣的井還有G12-5、G34-2、G18-9和G23-2等，這種不穩(wěn)定晚期受到鄰井干擾的情況基本得到了證實(shí)。
 
6 結(jié)束語
試井已成為人們認(rèn)識油氣藏的重要手段，試井所反映的儲層動態(tài)特征可謂鉆探、開發(fā)及制訂增產(chǎn)措施提供了依據(jù)。中部氣田64井次試井資料的解釋與分析表明，該區(qū)儲層為單一介質(zhì)儲層(93.7%)，雙孔介質(zhì)不發(fā)育；氣藏為復(fù)合型氣藏(59.4%)，均質(zhì)模型較少；滲流邊界主要有開口或平行邊界兩種，與溝槽分布一致；氣井酸化壓裂效比較理想，89.1%的井無污染；鄰井干擾少(7.8%)，有一定加密潛力；這些認(rèn)識的取得為氣田的深入開發(fā)實(shí)踐和提高氣田高效開發(fā)水平提供了有益的參考。
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(本文作者：代金友 劉廣峰 何順利 王少軍中國石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京)