安岳氣田高石梯區(qū)塊上震旦統(tǒng)燈四段氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)及認(rèn)識(shí)

嚴(yán) 鴻 商紹芬 張 銘 季曉靖

（中國(guó)石油西南油氣田公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000）

0 引言

四川盆地安岳特大型氣田高石梯區(qū)塊高石1井區(qū)上震旦統(tǒng)燈影組燈四段氣藏受地層剝蝕尖滅、巖性及構(gòu)造等控制，為構(gòu)造背景下的高溫常壓大型巖性—地層復(fù)合圈閉氣藏。儲(chǔ)層巖性以藻凝塊云巖、藻疊層云巖、藻砂屑云巖為主。儲(chǔ)集空間以中小溶洞和各類溶蝕孔隙為主，其次為粒間（溶）孔，孔洞間連通性差。全直徑巖心平均孔隙度為3.97%，水平方向、垂直方向平均滲透率分別為2.89 mD、0.48 mD，其中裂縫—孔洞型儲(chǔ)層和孔隙溶洞型儲(chǔ)層溶洞發(fā)育，孔隙度大于3%，滲透率大于0.1 mD。孔隙型儲(chǔ)層孔隙度多為2%～3%，滲透率多小于0.01 mD，儲(chǔ)滲性較差，總體表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率，局部表現(xiàn)為高孔隙度、高滲透率，非均質(zhì)性較強(qiáng)。儲(chǔ)層類型為裂縫— 孔洞型、孔隙— 溶洞型和孔隙型。儲(chǔ)層縱向多層，單層厚度介于2～15 m。受丘灘相沉積與巖溶作用的控制，儲(chǔ)層疊置連片分布，縫洞型儲(chǔ)層和孔洞型儲(chǔ)層是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，其中臺(tái)緣帶優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層最發(fā)育，且向東側(cè)逐漸減薄。氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)［1-4］是氣藏評(píng)價(jià)及認(rèn)識(shí)氣藏開發(fā)［5-6］動(dòng)態(tài)規(guī)律的重要手段。應(yīng)用成熟的設(shè)計(jì)技術(shù)和解釋方法錄取大量的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，對(duì)于深化氣藏特征認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)下步勘探開發(fā)、儲(chǔ)量計(jì)算、開發(fā)方案編制以及科學(xué)開采、實(shí)現(xiàn)高水平效益開發(fā)意義極為重要。開展常規(guī)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，通過(guò)對(duì)氣井生產(chǎn)過(guò)程中氣、水產(chǎn)量，井口壓力、井底壓力及流體性質(zhì)的監(jiān)測(cè)，為氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析和生產(chǎn)管理錄取必要的基礎(chǔ)資料。開展專項(xiàng)試井，通過(guò)氣井壓力恢復(fù)或壓降試井分析儲(chǔ)層滲流模型、滲流特征和氣井完善程度，求取有效滲透率、儲(chǔ)容比和竄流系數(shù)等儲(chǔ)層參數(shù)，同時(shí)利用試井資料了解氣井產(chǎn)能、儲(chǔ)量、水侵影響狀況。開展生產(chǎn)測(cè)井，定量了解產(chǎn)出流體在儲(chǔ)層縱向上的分布［7］和各類儲(chǔ)層對(duì)產(chǎn)出流體的貢獻(xiàn)能力，為建立氣井產(chǎn)出圖剖面、研究氣藏氣水關(guān)系、制定氣藏開發(fā)對(duì)策奠定基礎(chǔ)［8-9］。

1 氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)計(jì)劃實(shí)施情況

由于氣藏縫洞發(fā)育非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層基質(zhì)低孔隙度低滲透率，完井測(cè)試壓力恢復(fù)時(shí)間短，不能完全反映氣井滲流特征。在試采及正式開發(fā)期間，圍繞盡早獲得氣藏動(dòng)態(tài)描述參數(shù)，掌握氣藏地質(zhì)特征、動(dòng)態(tài)特征。同時(shí)，針對(duì)復(fù)雜氣藏特征，進(jìn)一步明確優(yōu)化氣田開發(fā)技術(shù)措施，研究氣藏連通性和開發(fā)井距，實(shí)現(xiàn)分層與合采產(chǎn)能分析及水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)。加強(qiáng)氣水關(guān)系分析，針對(duì)氣藏的非均質(zhì)性，進(jìn)一步研究單井的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量與單井可動(dòng)儲(chǔ)量，為氣藏開發(fā)調(diào)整方案提供依據(jù)。

對(duì)有條件的井進(jìn)行生產(chǎn)測(cè)井、壓力恢復(fù)測(cè)試、產(chǎn)能試井、測(cè)產(chǎn)出剖面及井間干擾測(cè)試，動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)井覆蓋全氣藏，早期部署部分計(jì)劃見表1，氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)部署根據(jù)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化后期可作出相應(yīng)調(diào)整。針對(duì)高石梯區(qū)塊燈四段氣藏的復(fù)雜性，自2012年9 月高石1 井投產(chǎn)以來(lái)，氣藏先后開展了氣分析615 井次、產(chǎn)出液分析1 105 井次、壓力恢復(fù)試井19井次、產(chǎn)能試井7井次、生產(chǎn)測(cè)井2井次、點(diǎn)測(cè)靜壓49井次、8口井示蹤劑產(chǎn)氣剖面監(jiān)測(cè)。由于氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)涉及內(nèi)容廣泛，筆者重點(diǎn)對(duì)生產(chǎn)測(cè)井、氣藏流體監(jiān)測(cè)以及試井等典型動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)事例進(jìn)行了分析，進(jìn)一步深化對(duì)氣藏特征及開發(fā)動(dòng)態(tài)規(guī)律的認(rèn)識(shí)。

表1 氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)安排表

2 氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)成果認(rèn)識(shí)

通過(guò)對(duì)高石梯區(qū)塊燈四段氣藏多方位、多時(shí)段、多維度地開展動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，進(jìn)一步明確了氣藏流體性質(zhì)及分布特征、氣藏儲(chǔ)滲模式、流體產(chǎn)出剖面特征，為制定氣井合理工作制度及掌握開發(fā)動(dòng)態(tài)規(guī)律奠定了基礎(chǔ)。

2.1 高石1井生產(chǎn)測(cè)井表明產(chǎn)出液體來(lái)自于燈二段

針對(duì)高產(chǎn)氣井及不同構(gòu)造位置、縱向多產(chǎn)層的有條件氣井進(jìn)行生產(chǎn)測(cè)井，進(jìn)一步認(rèn)識(shí)流體性質(zhì)在縱向上的變化。選取高石1井進(jìn)行分析，高石1井是四川盆地樂(lè)山—龍女寺古隆起高石梯構(gòu)造震頂構(gòu)造高部位上的一口預(yù)探井，先后進(jìn)行了燈二段、燈四下亞段、燈四上亞段試油，獲得工業(yè)氣流，于2012年9月23日投入試采，燈二段氣藏—燈四段氣藏合層開采，以定產(chǎn)5×104m3／d生產(chǎn)，同年9月25日開始帶出井底積液，最大液量達(dá)25 m3／d，經(jīng)化驗(yàn)分析為含鋇離子的地層水。生產(chǎn)測(cè)井資料顯示，產(chǎn)出液體來(lái)自于燈二段。

2.2 對(duì)氣藏流體監(jiān)測(cè)表明，氣藏為中含硫化氫、中含二氧化碳?xì)獠?/h3>

氣井在生產(chǎn)期間H2S 和其他組分含量變化不明顯。監(jiān)測(cè)全氣藏完鉆井共665 井次，CO2含量主要在80～120 g／m3（圖1），井間H2S 含量主要在10～25 g／m（3圖2）。H2S 含量區(qū)域差異較大，H2S 含量相對(duì)較高的氣井位于高石3井儲(chǔ)滲單元，其次位于高石2井儲(chǔ)滲單元，含量相對(duì)較低的氣井位于高石9井儲(chǔ)滲單元（圖3）。組分差異為進(jìn)一步深化氣藏總體連通性認(rèn)識(shí)提供了依據(jù)，油氣藏相互連通時(shí)，流體混合作用可部分或完全消除油氣在運(yùn)移成藏過(guò)程中造成的組分差異，研究區(qū)內(nèi)H2S含量區(qū)域差異較大，說(shuō)明氣藏區(qū)域間總體連通性較差［10］，但局部井區(qū)存在連通可能。

圖1 監(jiān)測(cè)氣藏CO2含量圖

圖2 監(jiān)測(cè)氣藏H2S含量圖

圖3 高石梯區(qū)塊氣井H2S含量分布圖

以儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、斷層、井控范圍、滲流特征將氣藏劃分為高石3、高石2 和高石9 這3 個(gè)儲(chǔ)滲單元［11］（圖4）。流體分布特征進(jìn)一步檢驗(yàn)了儲(chǔ)滲單元?jiǎng)澐值暮侠硇?，氣質(zhì)分析也表明3個(gè)儲(chǔ)滲單元在平面上不具有統(tǒng)一連通的地質(zhì)基礎(chǔ)。

圖4 高石1井區(qū)燈四段氣藏儲(chǔ)滲單元?jiǎng)澐质疽鈭D

2.3 水性監(jiān)測(cè)表明氣藏未見明顯的邊水底水

高石1井區(qū)塊燈四段氣藏完鉆井完井測(cè)試均不產(chǎn)水，氣藏已投產(chǎn)31 口井的產(chǎn)出液均為工作液和凝析水的混合液或者凝析水，氣藏未見明顯的邊水底水。高石1井區(qū)發(fā)育有3條斷層，重點(diǎn)針對(duì)斷層附近的井進(jìn)行水性監(jiān)測(cè)，目前斷層附近的投產(chǎn)井為高石10井、高石12井等。

針對(duì)性水性監(jiān)測(cè)表明，氣藏?cái)鄬痈浇木谏a(chǎn)過(guò)程中未產(chǎn)地層水。臨近高石10 井時(shí)間偏移剖面寒武系底部發(fā)育一條斷層，僅切割寒武系底部，斷距小，同相軸連續(xù)，波形完整，能量強(qiáng)。過(guò)高石10井時(shí)間偏移剖面寒武系底部斷層尖滅，無(wú)地震異常特征，溝通燈四與燈二段氣藏的可能性?。▓D5a）。流體監(jiān)測(cè)表明高石10 井產(chǎn)出液不是地層水（圖6a），高石10 井開采及配產(chǎn)不用考慮燈二段地層水的水侵影響。過(guò)高石12 井時(shí)間偏移剖面燈影組內(nèi)部同相軸雜亂，距離井口約400 m的斷層斷距大，向下斷穿多個(gè)層位，具有連通燈四段、燈二段地層的可能性（圖5b）。因此重點(diǎn)持續(xù)監(jiān)測(cè)高石12井的流體性質(zhì)，流體監(jiān)測(cè)表明高石12井產(chǎn)出液不是地層水（圖6b）。

圖5 高石12井、高石10井時(shí)間偏移剖面圖

圖6 高石12井、高石10井水分析曲線圖

2.4 試井表明氣藏存在不同的儲(chǔ)滲模式

選取氣藏不同位置、不同開發(fā)時(shí)段的典型井開展試井，通過(guò)不同井區(qū)的氣井壓力恢復(fù)試井解釋表明，燈四段氣藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)滲性能存在差異，刻畫了孔隙型、孔洞型、裂縫孔洞型等不同儲(chǔ)滲模式氣井的試井響應(yīng)特征（表2）。從平面展布看，多數(shù)建產(chǎn)井未發(fā)生先期壓降，氣藏連通性總體較差。結(jié)合開發(fā)動(dòng)態(tài)表明，處于儲(chǔ)滲單元內(nèi)中部氣井的中產(chǎn)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)能力強(qiáng)，邊部氣井穩(wěn)產(chǎn)能力差，處于相對(duì)低滲透率區(qū)的高石1 井和高石10 井的穩(wěn)產(chǎn)性較差。

表2 高石梯區(qū)塊震旦系燈四段氣藏氣井試井解釋統(tǒng)計(jì)表

2.4.1 孔隙型

孔隙型縫洞都欠發(fā)育，縫洞直接搭配關(guān)系差，這類氣井的主要滲流通道是孔隙喉道，試井曲線低滲透率特征明顯，總體表現(xiàn)為壓力恢復(fù)速度緩慢，儲(chǔ)層總體以孔隙型為主，測(cè)試產(chǎn)能和生產(chǎn)穩(wěn)定產(chǎn)量較低（圖7a），典型井為高石1井、高石10井。

2.4.2 孔洞型

孔洞型溶蝕孔洞發(fā)育，分布相對(duì)均一，裂縫欠發(fā)育，主要滲流通道是溶洞和孔喉，儲(chǔ)層總體滲透性較好，遠(yuǎn)井區(qū)物性有變好的趨勢(shì)。典型井有高石8井、高石001-H2 井、高石001-X3 井、高石001-X1井（圖7b）。

2.4.3 裂縫孔洞型

縫洞型縫洞交錯(cuò)發(fā)育，縫洞搭配好。主要滲流通道是裂縫以及縫洞系統(tǒng)，初期測(cè)試產(chǎn)量均較高。縫洞型（外區(qū)物性變好氣井）裂縫溝通遠(yuǎn)井區(qū)的縫洞體（圖7c），氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)能力較強(qiáng)，單井控制儲(chǔ)量較大，如高石3 井、高石2 井。縫洞型（外區(qū)物性變差氣井），雖然直接鉆遇大型縫洞體，測(cè)試獲得高產(chǎn)，但由于外區(qū)物性差，氣井補(bǔ)給能力較差，試井解釋單井控制范圍有限（圖7d），生產(chǎn)直觀地表現(xiàn)為井口壓力下降較快，穩(wěn)產(chǎn)能力較弱，典型井為高石7井、高石001-X4井等。

2.5 試井解釋部分氣井存在井底污染

圖7 高石1井、高石001-H2井、高石3井和高石7井壓力恢復(fù)試井雙對(duì)數(shù)曲線圖

試井解釋及生產(chǎn)表明部分氣井井底污染有待進(jìn)一步改善，如高石3 井、高石9 井、高石7 井、高石001-X4井。高石梯區(qū)塊氣井在生產(chǎn)過(guò)程中普遍產(chǎn)出固體顆粒及粘稠狀污物，多次造成油管堵塞、井下作業(yè)遇卡、地面集輸系統(tǒng)堵塞等異常情況。高石001-X4 井于2017 年3 月4 日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)氣量為38×104m3，產(chǎn)量、油壓遞減較快。該井相對(duì)鄰井生產(chǎn)效果差，2018年4月對(duì)該井開展了二次酸化解堵試驗(yàn)，從試井解釋對(duì)比來(lái)看，酸化改造效果不明顯，近井區(qū)滲透率為9.97 mD，遠(yuǎn)井區(qū)改造效果較差，儲(chǔ)層滲透率仍然較低，為0.081 mD。遠(yuǎn)井區(qū)流體供給不充分，產(chǎn)量、壓力遞減快。表皮系數(shù)為2.05，證明近井筒地帶污染未被解除。

2.6 按生產(chǎn)壓差、無(wú)阻流量比值、井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量采氣速度綜合評(píng)價(jià)氣井合理配產(chǎn)工作制度

高石 001-H11 井于 2018 年 11 月 23 日以日產(chǎn)氣量30 × 104m3投入生產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)量穩(wěn)定，油壓下降較快。截至2019 年5 月25 日試井，高石001-H11井油壓41 MPa↓24.7 MPa，油壓遞減速度為0.9 MPa／mon，平均日產(chǎn)氣量為24×104m3，日產(chǎn)液量為4.2 m3，累計(jì)產(chǎn)氣量為0.49 × 108m3，累計(jì)產(chǎn)液量為1 653 m3，水氣比為0.18 m3／104m3。在穩(wěn)定產(chǎn)氣量24.32×104m3／d 下井底流壓為34.39 MPa，生產(chǎn)壓差為17.52 MPa。利用二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算氣井無(wú)阻流量為91.41×104m3／d。壓降法計(jì)算井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為9.54×108m3，采氣速度為8.3%。從試井解釋結(jié)果來(lái)看，近井區(qū)溶洞發(fā)育，儲(chǔ)層物性較好，而外井區(qū)儲(chǔ)層物性較差，遠(yuǎn)端供氣能力相對(duì)不足，該井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力，但不適合大幅度提產(chǎn)，該井配產(chǎn)應(yīng)考慮控制生產(chǎn)壓差、采氣速度。

3 結(jié)論

1）高石梯區(qū)塊燈四段氣藏為中含硫化氫、中含二氧化碳?xì)獠?，通過(guò)流體監(jiān)測(cè)進(jìn)一步驗(yàn)證了氣藏劃分為3個(gè)儲(chǔ)滲單元的合理性。氣藏未見明顯的邊水底水，高石1井產(chǎn)出液體來(lái)自于燈二段。

2）氣藏存在孔隙型、孔洞型、裂縫孔洞型3 種不同的儲(chǔ)滲模式，部分氣井存在井底污染。利用動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)調(diào)整氣井配產(chǎn)工作制度合理可行。

3）多維度進(jìn)行動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)是正確認(rèn)識(shí)復(fù)雜類型氣藏開發(fā)特征及開發(fā)規(guī)律的有效手段，形成的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)分析方法可為類似氣藏的開發(fā)提供借鑒和參考。