徐深氣田A區(qū)塊低滲透火山巖氣藏早期動態(tài)特征認識

王曉薔

(中國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態(tài)特征認識

王曉薔

(中國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)的一個新熱點領(lǐng)域,低滲透儲層氣藏的動態(tài)特征認識是火山巖氣藏開發(fā)領(lǐng)域的一個難點。A區(qū)塊是徐深氣田儲量規(guī)模較大的井區(qū),儲層非均質(zhì)強,整體以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主,是比較有代表性的低滲透火山巖氣藏。從對A區(qū)塊地質(zhì)特征分析入手,重點結(jié)合井區(qū)內(nèi)試氣和短期試采測試資料分析,開展氣藏早期動態(tài)評價,初步認為井區(qū)內(nèi)由于儲層非均質(zhì)導(dǎo)致單井產(chǎn)能差異大,低滲儲層的低產(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)時間測算的井控動態(tài)儲量變化大。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;動態(tài)儲量;徐深氣田

2004年在徐深氣田x1井火山巖儲層壓后獲工業(yè)氣流后,為加快該井區(qū)氣藏評價,部署了2口評價井,完鉆后對火山巖儲層進行了壓裂求產(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,對其中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,測算的動態(tài)儲量低,穩(wěn)產(chǎn)期短。

為進一步深化該井區(qū)動態(tài)認識和開發(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)能相對高的井開展短期試采,同時安排產(chǎn)能相對低的井開展長周期試采。隨著新井資料的增加,對氣藏的認識進一步深化,并根據(jù)對氣藏動態(tài)特征的認識,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,具有火山活動與構(gòu)造運動雙重成因機制,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類儲層為主,Ⅲ類儲層次之,Ⅰ類儲層不發(fā)育。整體上該區(qū)塊火山巖儲層為低孔、低滲、裂縫較為發(fā)育的儲層,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)能低是由于儲層物性差,均為Ⅱ、Ⅲ類儲層,其中射孔井段為Ⅱ類儲層的x101和x1-3井自然產(chǎn)能高于其他Ⅲ類儲層氣井(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井為代表的相對高產(chǎn)氣井,壓裂后試氣產(chǎn)量達到30×104m3/d以上,生產(chǎn)壓差小,測試時產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定,計算無阻流量為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。

第Ⅱ類為以x1和x102井為代表的相對中產(chǎn)氣井,壓裂后試氣最高產(chǎn)量達 20×104m3/d,瞬時無阻流量低于30×104m3/d,生產(chǎn)壓差大,測試時,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,壓裂后達到工業(yè)氣流,試氣瞬時無阻流量低于15×104m3/d,生產(chǎn)壓差大,流動壓力下降較快;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 試采階段動態(tài)特征

針對該區(qū)塊試氣產(chǎn)能差異大的特點,結(jié)合單井情況,按照短周期和長周期模式,分三批開展了試采測試。測試過程中單井的連續(xù)開井時間和采后關(guān)井壓力恢復(fù)時間有所差別,動態(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,試采采用修正等時試井、延時開井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相對高產(chǎn)氣井,試采也采用修正等時試井、延時開井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,達到了測試要求。短期試采期間累計采氣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,試采采用修正等時試井、延時開井90天、關(guān)井壓力恢復(fù)180 d的試采模式。為了充分認識該區(qū)塊產(chǎn)氣能力,探索低滲低產(chǎn)井開發(fā)方式,對這兩口井進行了連續(xù)開井90 d,關(guān)井壓力恢復(fù)180 d的試采測試[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)。說明低滲儲層外圍供給能力不足,難以長期連續(xù)開井生產(chǎn),雖然關(guān)井后壓力恢復(fù)速度緩慢,但只要時間足夠長,壓力仍能恢復(fù)到較高水平。

4 試采動態(tài)評價

4.1 試采與試氣產(chǎn)能對比

試采期間進行了多流量試井,進一步核實了氣井產(chǎn)量。表3對比了5口井試氣和試采期間的測試動態(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,儲層滲透率相對高;而試采階段由于采出量增加,壓降范圍擴大,部分改造范圍以外的儲層也參與滲流,試井解釋的試氣階段和試采階段滲透率對比,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。二是試氣測試油嘴過大、時間短,產(chǎn)量和壓力均未達到穩(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比

4.2 產(chǎn)量穩(wěn)定性評價

從5口試采井延時開井的產(chǎn)量壓力動態(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,不具備長期開井生產(chǎn)的儲層條件。

4.3 關(guān)井壓力恢復(fù)程度分析

通過對5口試采井壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(表5)表明,該區(qū)塊低滲火山巖儲層單井壓力恢復(fù)程度除與儲層物性、采出程度有關(guān)外,還與壓力恢復(fù)時間密切相關(guān)。壓力恢復(fù)2個月時,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,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,說明這些井儲層物性差,供給能力弱。而測試x1-1井和x1-4井關(guān)井6個月的壓力恢復(fù)程度均比關(guān)井2個月時大幅提高,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,但只要時間足夠長,仍有可能恢復(fù)到較高水平[7-9]。

表4 試采井穩(wěn)產(chǎn)能力評價

表5 試采井不同恢復(fù)時間壓力恢復(fù)程度、單位壓降采氣量及井控動態(tài)儲量統(tǒng)計

4.4 單位壓降采氣量及井控動態(tài)儲量

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

5 初步認識及開發(fā)建議

(1)該區(qū)塊火山巖非均質(zhì)強,儲層物性總體較差,射孔測試自然產(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,短期試采可基本落實氣井早期穩(wěn)定產(chǎn)能。

(3)低滲火山巖儲層壓力恢復(fù)周期長,短期試采對測算氣井動態(tài)儲量有局限性,建議加強中、低產(chǎn)氣井長期試采監(jiān)測,深化區(qū)塊井控動態(tài)儲量的整體認識。

(4)部分井產(chǎn)能較高,井控動態(tài)儲量較大,穩(wěn)產(chǎn)能力強,可以按合理產(chǎn)量定產(chǎn)降壓生產(chǎn),保持長期穩(wěn)產(chǎn)。但產(chǎn)能低的氣井達不到長期穩(wěn)產(chǎn)要求,可采用定壓降產(chǎn)的方式開采一段時間后,關(guān)井壓力恢復(fù)一段時間,考慮探索交替開井,周期生產(chǎn),延長壓力恢復(fù)期的新模式,通過井間接替,從而實現(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)于中國石油大學(xué)(華東)信息與計算科學(xué)專業(yè),現(xiàn)從事天然氣開發(fā)規(guī)劃、SEC儲量評估等工作。

編輯:吳官生