王曉薔

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江大慶163712)

徐深氣田A區(qū)塊低滲透火山巖氣藏早期動(dòng)態(tài)特征認(rèn)識(shí)

王曉薔

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江大慶163712)

火山巖氣藏開發(fā)是近年來天然氣勘探開發(fā)的一個(gè)新熱點(diǎn)領(lǐng)域,低滲透儲(chǔ)層氣藏的動(dòng)態(tài)特征認(rèn)識(shí)是火山巖氣藏開發(fā)領(lǐng)域的一個(gè)難點(diǎn)。A區(qū)塊是徐深氣田儲(chǔ)量規(guī)模較大的井區(qū),儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng),整體以Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層為主,是比較有代表性的低滲透火山巖氣藏。從對(duì)A區(qū)塊地質(zhì)特征分析入手,重點(diǎn)結(jié)合井區(qū)內(nèi)試氣和短期試采測(cè)試資料分析,開展氣藏早期動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià),初步認(rèn)為井區(qū)內(nèi)由于儲(chǔ)層非均質(zhì)導(dǎo)致單井產(chǎn)能差異大,低滲儲(chǔ)層的低產(chǎn)氣井穩(wěn)產(chǎn)能力有限,壓力恢復(fù)速度慢,不同采出程度和壓力恢復(fù)時(shí)間測(cè)算的井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量變化大。為此提出了高產(chǎn)井定產(chǎn)降壓生產(chǎn),低產(chǎn)井周期輪流開井,井間接替等區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的新模式。

火山巖氣藏;氣井產(chǎn)能;動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量;徐深氣田

2004年在徐深氣田x1井火山巖儲(chǔ)層壓后獲工業(yè)氣流后,為加快該井區(qū)氣藏評(píng)價(jià),部署了2口評(píng)價(jià)井,完鉆后對(duì)火山巖儲(chǔ)層進(jìn)行了壓裂求產(chǎn),均獲得工業(yè)氣流。為加快該井區(qū)開發(fā)節(jié)奏,2006年在相繼部署4口開發(fā)控制井的同時(shí),對(duì)其中2口開展了短期試采,短期試采特征表現(xiàn)為產(chǎn)量、壓力下降快,測(cè)算的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量低,穩(wěn)產(chǎn)期短。

為進(jìn)一步深化該井區(qū)動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)和開發(fā)規(guī)律,2007～2008年在4口開發(fā)控制井相繼試氣并獲得工業(yè)氣流后,選擇了產(chǎn)能相對(duì)高的井開展短期試采,同時(shí)安排產(chǎn)能相對(duì)低的井開展長(zhǎng)周期試采。隨著新井資料的增加,對(duì)氣藏的認(rèn)識(shí)進(jìn)一步深化,并根據(jù)對(duì)氣藏動(dòng)態(tài)特征的認(rèn)識(shí),提出了有效開發(fā)該類氣藏的新模式。

1 氣藏基本地質(zhì)特征

A區(qū)塊位于徐中構(gòu)造帶南部及豐樂低隆起,具有火山活動(dòng)與構(gòu)造運(yùn)動(dòng)雙重成因機(jī)制,圈閉表現(xiàn)為軸部沿北北西向展布的斷背斜,東部平緩,西南部和南部高陡,西部受宋西斷裂控制,為構(gòu)造巖性氣藏。

巖性以流紋巖為主,火山碎屑巖次之,整體為近源溢流相,以Ⅱ類儲(chǔ)層為主,Ⅲ類儲(chǔ)層次之,Ⅰ類儲(chǔ)層不發(fā)育。整體上該區(qū)塊火山巖儲(chǔ)層為低孔、低滲、裂縫較為發(fā)育的儲(chǔ)層,各井間物性、產(chǎn)能差異大,各井均需要壓后獲得工業(yè)氣流,天然氣性質(zhì)比較穩(wěn)定。

2 試氣階段動(dòng)態(tài)特征

A區(qū)塊探明含氣面積內(nèi)7口井自然產(chǎn)能均為低產(chǎn)氣層,試氣自然產(chǎn)能低是由于儲(chǔ)層物性差,均為Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層,其中射孔井段為Ⅱ類儲(chǔ)層的x101和x1-3井自然產(chǎn)能高于其他Ⅲ類儲(chǔ)層氣井(見表1)。

各井壓裂后均獲得工業(yè)氣流,表明壓裂改造是保證本區(qū)氣井增產(chǎn)的有效措施。由于儲(chǔ)層物性、橫向連通性、裂縫類型和發(fā)育程度不同,其產(chǎn)量、壓力動(dòng)態(tài)特征存在較大的差異,壓后排液求產(chǎn)曲線見圖1、圖2。依據(jù)試氣過程氣井產(chǎn)量和壓力表現(xiàn),結(jié)合近井地帶儲(chǔ)層特征,可將該區(qū)塊內(nèi)的7口井分為三類:

第Ⅰ類為以x101和x1-3井為代表的相對(duì)高產(chǎn)氣井,壓裂后試氣產(chǎn)量達(dá)到30×104m3/d以上,生產(chǎn)壓差小,測(cè)試時(shí)產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定,計(jì)算無阻流量為50×104m3/d以上;求產(chǎn)后關(guān)井壓力快速恢復(fù),表明壓裂氣層的滲透性和連通性較好,氣層供氣能力強(qiáng)。

第Ⅱ類為以x1和x102井為代表的相對(duì)中產(chǎn)氣井,壓裂后試氣最高產(chǎn)量達(dá) 20×104m3/d,瞬時(shí)無阻流量低于30×104m3/d,生產(chǎn)壓差大,測(cè)試時(shí),產(chǎn)量壓力緩慢遞減;求產(chǎn)后關(guān)井壓力恢復(fù)速度較慢,表明壓裂產(chǎn)氣層的滲透性和連通性較差,外圍供給能量較小。

第Ⅲ類為以x1-1井、x1-2井和 x1-4井為代表的低產(chǎn)氣井,壓裂后達(dá)到工業(yè)氣流,試氣瞬時(shí)無阻流量低于15×104m3/d,生產(chǎn)壓差大,流動(dòng)壓力下降較快;求產(chǎn)后關(guān)井壓力恢復(fù)速度較慢,表明壓裂產(chǎn)氣層的滲透性和連通性極差,外圍供給能量小[1-3]。

表1 A井區(qū)火山巖氣藏主產(chǎn)層試氣成果

圖1 x1-3井壓后排液求產(chǎn)曲線

3 試采階段動(dòng)態(tài)特征

針對(duì)該區(qū)塊試氣產(chǎn)能差異大的特點(diǎn),結(jié)合單井情況,按照短周期和長(zhǎng)周期模式,分三批開展了試采測(cè)試。測(cè)試過程中單井的連續(xù)開井時(shí)間和采后關(guān)井壓力恢復(fù)時(shí)間有所差別,動(dòng)態(tài)表現(xiàn)也各不相同。

第一批井為采用短周期試采模式的x1和x102等中產(chǎn)氣井,試采采用修正等時(shí)試井、延時(shí)開井30天、關(guān)井壓力恢復(fù)60天的試采模式(表2)。

圖2 x1-1井壓后排液求產(chǎn)曲線

由于x1井延時(shí)開井期間產(chǎn)量控制較低,表現(xiàn)出產(chǎn)量穩(wěn)定、壓力快速遞減的特征,而x102井延時(shí)開井期間產(chǎn)量控制較高,表現(xiàn)出產(chǎn)量、壓力均快速下降的特征。x1井以4×104m3/d的穩(wěn)定產(chǎn)量連續(xù)開井30 d,流壓從36.23 M Pa下降到30.52 M Pa,試采后關(guān)井壓力恢復(fù)速度緩慢,關(guān)井74 d,井底壓力由30.52 M Pa上升至36.81 M Pa,恢復(fù)程度為92%。末期仍在以0.05 M Pa/d的速度恢復(fù)。x102井以6 mm油嘴連續(xù)開井24天,產(chǎn)量由12.37×104m3/d降為8.47×104m3/d,流壓由25.84下降為20.66 M Pa,試采后關(guān)井壓力恢復(fù)速度緩慢,關(guān)井54 d,井底壓力由20.65 M Pa上升至33.36 M Pa,恢復(fù)程度為82.5%。關(guān)井末期壓力恢復(fù)尚未穩(wěn)定,仍在以0.062 M Pa/d的速度恢復(fù)。x9和x902井試采特征表明說明低滲儲(chǔ)層壓力恢復(fù)慢,外圍供給能力不足。

表2 A井區(qū)火山巖氣藏主產(chǎn)層試采成果

第二批井為x1-3相對(duì)高產(chǎn)氣井,試采也采用修正等時(shí)試井、延時(shí)開井30天、關(guān)井壓力恢復(fù)60 d的短周期試采模式。

x1-3井短期試采期間延時(shí)試采采用5 mm油嘴及針閥控制,連續(xù)開井36天,產(chǎn)氣量穩(wěn)定在10.17×104m3/d,流壓穩(wěn)定在34.74 M Pa,達(dá)到了測(cè)試要求。短期試采期間累計(jì)采氣437.0×104m3,采氣指數(shù)為291.72 m3/d.M Pa2,試采無阻流量為40.03×104m3/d,試采后關(guān)井壓力恢復(fù)速度較快,關(guān)井63天,井底壓力由34.747 M Pa上升至39.44 M Pa,恢復(fù)程度為97.8%。關(guān)井末期壓力仍在在以0.04 M Pa/d的速度恢復(fù),外圍供給能力充足。

第三批井為x1-1、x1-4等低產(chǎn)氣井,試采采用修正等時(shí)試井、延時(shí)開井90天、關(guān)井壓力恢復(fù)180 d的試采模式。為了充分認(rèn)識(shí)該區(qū)塊產(chǎn)氣能力,探索低滲低產(chǎn)井開發(fā)方式,對(duì)這兩口井進(jìn)行了連續(xù)開井90 d,關(guān)井壓力恢復(fù)180 d的試采測(cè)試[3-6]。

x1-1和x1-4井短期試采定產(chǎn)6×104m3/d連續(xù)開井生產(chǎn),井口油壓降至6.4 M Pa,改為定井口油壓6.4 M Pa生產(chǎn),無論是定產(chǎn)降壓還是定壓降產(chǎn),均難以保持長(zhǎng)期連續(xù)開井生產(chǎn)。試采后關(guān)井壓力恢復(fù)速度極其緩慢,分別關(guān)井188和186天,井底壓恢復(fù)程度為93.9%～97.8%。關(guān)井末期壓力恢復(fù)尚未穩(wěn)定,仍在以0.02～0.03 M Pa/d的速度恢復(fù)。說明低滲儲(chǔ)層外圍供給能力不足,難以長(zhǎng)期連續(xù)開井生產(chǎn),雖然關(guān)井后壓力恢復(fù)速度緩慢,但只要時(shí)間足夠長(zhǎng),壓力仍能恢復(fù)到較高水平。

4 試采動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)

4.1 試采與試氣產(chǎn)能對(duì)比

試采期間進(jìn)行了多流量試井,進(jìn)一步核實(shí)了氣井產(chǎn)量。表3對(duì)比了5口井試氣和試采期間的測(cè)試動(dòng)態(tài)和無阻流量大小。各井試采階段的無阻流量比試氣階段測(cè)試的無阻流量都有不同程度的下降,基本為試氣的57.71%～70.19%,平均為65.12%。其主要原因一是壓裂氣井試氣階段流體在壓裂改造有效范圍內(nèi)滲流,儲(chǔ)層滲透率相對(duì)高;而試采階段由于采出量增加,壓降范圍擴(kuò)大,部分改造范圍以外的儲(chǔ)層也參與滲流,試井解釋的試氣階段和試采階段滲透率對(duì)比,試采階段總體低于試氣階段,因此壓裂井產(chǎn)能普遍具有初期較大,下降較快的特點(diǎn)。二是試氣測(cè)試油嘴過大、時(shí)間短,產(chǎn)量和壓力均未達(dá)到穩(wěn)定,以及壓裂液的影響,用穩(wěn)定試井方法整理的結(jié)果導(dǎo)致無阻流量偏大;三是儲(chǔ)層的連通范圍有限,隨著試采地層壓力的下降,無阻流量也逐漸降低。

表3 試氣、試采產(chǎn)量壓力和無阻流量對(duì)比

4.2 產(chǎn)量穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

從5口試采井延時(shí)開井的產(chǎn)量壓力動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)來看(表4),高產(chǎn)氣井x1-3井產(chǎn)量穩(wěn)定,壓力降低緩慢,每采出百萬方天然氣流壓下降0.45 M Pa,具有較強(qiáng)的穩(wěn)產(chǎn)能力。中產(chǎn)井每采出百萬方天然氣流壓下降1.73～4.70 M Pa,井控范圍小,供給能力差,穩(wěn)產(chǎn)能力差,穩(wěn)定產(chǎn)量低。低產(chǎn)井每采出百萬方天然氣流壓下降4.34～7.74 M Pa,不具備長(zhǎng)期開井生產(chǎn)的儲(chǔ)層條件。

4.3 關(guān)井壓力恢復(fù)程度分析

通過對(duì)5口試采井壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)(表5)表明,該區(qū)塊低滲火山巖儲(chǔ)層單井壓力恢復(fù)程度除與儲(chǔ)層物性、采出程度有關(guān)外,還與壓力恢復(fù)時(shí)間密切相關(guān)。壓力恢復(fù)2個(gè)月時(shí),高產(chǎn)氣井x1-3井壓力恢復(fù)程度為97.84%,說明該井外圍物性好,供給能力強(qiáng),連通性好。采氣量較小的中產(chǎn)氣井x1井壓力恢復(fù)程度為92.63%,其他井的壓力恢復(fù)程度均在90%以下,說明這些井儲(chǔ)層物性差,供給能力弱。而測(cè)試x1-1井和x1-4井關(guān)井6個(gè)月的壓力恢復(fù)程度均比關(guān)井2個(gè)月時(shí)大幅提高,x1-1井壓力恢復(fù)程度由73.06%提高到93.9%,x1-4井壓力恢復(fù)程度由87.48%提高到95.08%,這反映出低滲壓裂井的典型特征,壓力恢復(fù)速度極其緩慢,但只要時(shí)間足夠長(zhǎng),仍有可能恢復(fù)到較高水平[7-9]。

表4 試采井穩(wěn)產(chǎn)能力評(píng)價(jià)

表5 試采井不同恢復(fù)時(shí)間壓力恢復(fù)程度、單位壓降采氣量及井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)

4.4 單位壓降采氣量及井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量

5口試采井中,高產(chǎn)氣井x1-3井關(guān)井壓力恢復(fù)2個(gè)月時(shí),單位壓降采氣量為502.3×104m3/M Pa,壓降法測(cè)算井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為2.25×108m3。其他井采用關(guān)井壓力恢復(fù)2個(gè)月時(shí)的靜壓數(shù)據(jù),計(jì)算單位壓降采氣量為(45.11～111.33)×104m3/M Pa,壓降法測(cè)算井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為(0.26～0.58)×108m3。其中低產(chǎn)氣井x1-1井和x1-4井測(cè)試了關(guān)井壓力恢復(fù)6個(gè)月時(shí)的靜壓數(shù)據(jù),采用給數(shù)據(jù)計(jì)算單位壓降采氣量為分別為162.37×104m3/M Pa和283.27×104 m3/M Pa,壓降法測(cè)算 x1-1井井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為0.82×108m3。可見關(guān)井壓力恢復(fù)6個(gè)月時(shí)測(cè)試的靜壓數(shù)據(jù)計(jì)算的單位壓降采氣量和井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量均比利用關(guān)井壓力恢復(fù)兩個(gè)月時(shí)的靜壓數(shù)據(jù)計(jì)算的結(jié)果高得多。反映出對(duì)于該區(qū)塊火山巖低滲儲(chǔ)層,關(guān)井早期壓力尚處于緩慢恢復(fù)階段,此時(shí)測(cè)算的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量偏于保守。

5 初步認(rèn)識(shí)及開發(fā)建議

(1)該區(qū)塊火山巖非均質(zhì)強(qiáng),儲(chǔ)層物性總體較差,射孔測(cè)試自然產(chǎn)能很低,壓裂后產(chǎn)量可大幅提高,大型壓裂是保障該類氣藏有效開發(fā)的必要手段。

(2)壓裂氣井產(chǎn)能都具有初期較大,下降較快的特點(diǎn),短期試采可基本落實(shí)氣井早期穩(wěn)定產(chǎn)能。

(3)低滲火山巖儲(chǔ)層壓力恢復(fù)周期長(zhǎng),短期試采對(duì)測(cè)算氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量有局限性,建議加強(qiáng)中、低產(chǎn)氣井長(zhǎng)期試采監(jiān)測(cè),深化區(qū)塊井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的整體認(rèn)識(shí)。

(4)部分井產(chǎn)能較高,井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量較大,穩(wěn)產(chǎn)能力強(qiáng),可以按合理產(chǎn)量定產(chǎn)降壓生產(chǎn),保持長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。但產(chǎn)能低的氣井達(dá)不到長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)要求,可采用定壓降產(chǎn)的方式開采一段時(shí)間后,關(guān)井壓力恢復(fù)一段時(shí)間,考慮探索交替開井,周期生產(chǎn),延長(zhǎng)壓力恢復(fù)期的新模式,通過井間接替,從而實(shí)現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。

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The volcanic rock gas reservoir development isa hot spot in the natural gas exp lo ration and development.Recognition of low permeable gas reservoir dynamic feature is a difficult spot.A block is rather big well area in scale in Xushen gas field,layer heterogeneity is strong,mainly are IIand III type layer,w hich is a typical low permeable volcanic rock gas reservoir.Start w ith geological feature analysis of A block,combine w ith gas p roduction test and sho rt-term p roduction test data analysis w ithin the well area,carry on gas reservoir early stage dynamic evaluation,it is thought layer heterogeneity caused big difference in single well p roduction capability,limited stability yield of low p roduction gaswell,p ressure recovery velocity is slow,large change in well control dynamic reserve measured by different p roduction degree and p ressure recovery time in low permeable layer.A new mode has been p roposed,w hich is fixed p roduction and reduced p ressure in high p roduction well,periodically open and close well in low p roduction stage,open well in turn and well replacement to realize block stability p roduction.

79 Recognition of low permeable volcanic rock gas reservoir early stage dynam ic feature in Xushen gas field A block

Wang Xiaoqiang(Daqing Oilfield Limited Company Exp loitation and Development Institute,PetroChina,Daqing,Helongjiang 163712)

volcanic rock gas field;gas well p roduction capability;dynamic reserve;stability yield

TE332

A

1673-8217(2011)05-0079-04

2011-05-06;改回日期:2011-06-21

王曉薔,1985年生,2007年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)信息與計(jì)算科學(xué)專業(yè),現(xiàn)從事天然氣開發(fā)規(guī)劃、SEC儲(chǔ)量評(píng)估等工作。

編輯:吳官生