徐深氣田火山巖氣藏氣井產能的影響因素

摘 要

摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏的許多開發規律還有待探索，已經試采的井表明火山巖氣藏的氣井產能特征復雜，搞清其主要影響因素是成功開發該氣田的關鍵。利用地質、試采、試井
摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏的許多開發規律還有待探索，已經試采的井表明火山巖氣藏的氣井產能特征復雜，搞清其主要影響因素是成功開發該氣田的關鍵。利用地質、試采、試井及室內巖心實驗等資料，從宏觀與微觀兩個方面對火山巖氣藏氣井產能的影響因素進行了研究。得出以下認識和結論：宏觀上，火山機構的分布范圍，構造位置及儲層類型對氣井的產能有控制作用，火山巖相具有規模小、多變化的特點使得相鄰氣井產能變化大、可對比性差；微觀上，受到井控可流動區域形態、規模、物性的影響，較窄的流動區域加上較低的地層系數，使得許多井：采氣指數下降較快，而氣井的表皮系數、特殊的滲流特性(啟動壓力梯度和壓力敏感性)、出地層水等都不同程度地影響了氣井的產能。此外生產測試中存在的各種情況(如壓裂液返排、氣井清井期、測試時間等)也可導致對產能認識的偏差。
關鍵詞：松遼盆地；徐深氣田；火山巖；氣藏；氣井；生產能力；影響因素
0 引言
    松遼盆地北部古中央隆起帶以東的徐家圍子斷陷中生代火山巖異常發育。2002年5月位于升平構造向南延伸部分的“凹中隆”鼻狀構造上的徐深1井，在營城組的火山巖獲得了高產工業氣流，發現了火山巖氣藏。火山巖氣藏為構造-巖性氣藏，儲層屬于中孔、低滲儲層，孔隙度在0.6%～20.7%，平均6.57%，滲透率在0.002×10-3～13.6×10-3μm2，平均0.47×10-3μm2。
　　大部分火山巖儲層需要壓裂改造后才能獲得工業氣流。2004年，以徐深A井投入試采為標志，徐深氣田開始了火山巖氣藏的產能評價工作。隨著試采規模的擴大，火山巖氣藏產能的復雜性也逐漸顯現出來：①試采井間動態特征差異顯著，產能差異大，橫向變化快，可對比性差；②大部分井試采中采氣指數下降快，關井壓力恢復緩慢，恢復程度差異大；③部分井試井解釋的儲層流動區域存在由小到大的變化特征等。針對試采中表現的上述特征，采用地質、試采、試井及室內巖心分析資料，對火山巖氣藏氣井產能相關的影響因素進行了評價。
1 氣井產能的宏觀控制因素
1.1 火山機構及構造與產能關系
    火山機構是指一定時間范圍內的、來自于同噴發源的火山物質圍繞源區堆積所構成的、具有一定形態和共生組合關系的各種火山作用產物的總和。徐家圍子斷陷營城組火山巖極為發育，火山機構數目眾多[1]。從總體上看，火山巖氣藏中的工業氣流井是沿著火山機構分布的，在火山機構“高部位”一般可以獲得相對較高的初期產能，機構外無產能井。從具體的區塊看，構造總體上對產能有一定的控制作用，在構造高的部位一般以產純氣為主，具有相對較高的初期產能，隨著構造的增高氣井的產能有增大的趨勢；低構造及氣藏邊部位置的水層發育，開采中易受到地層水的影響。但相同構造位置的井產能差別依然很大，有些井產能高低相差有3～5倍，即使井距減小到1.0km以下，差距依然存在。
1.2 儲層對產能的影響
    徐深氣田的火山巖儲層可以分為3類[2]，Ⅰ類儲層有效厚度大于30m，有效孔隙度大于10%，滲透率大于5×10-3μm2；Ⅱ類儲層有效厚度10～30m，有效孔隙度5%～10%，滲透率1×10-3～5×10-3μm2；Ⅲ類儲層有效厚度小于10m，有效孔隙度小于5%，滲透率小于1×10-3μm2。Ⅰ類儲層僅在局部出現，總體以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主。
    試采表明，這三類儲層試采井的動態特征差異很大。從30d的連續監測看，試采工類儲層的S-Ⅰ井射孔后獲工業氣流，試采中采氣指數穩定在600m3/(d·MPa2)左右；試采Ⅱ類儲層的X-Ⅰ井需要壓裂改造，試采中采氣指數由365m3/(d·MPa2)降到216m3/(d·MPa2)，下降了40.8%；試采Ⅲ類儲層的X-Ⅱ井壓裂改造，采氣指數由試采初期的156m3/(d·MPa2)降到61.0m3/(d·MPa2)，下降了60.9%。
    從試采后關井60d的末點壓力與試采初期地層壓力對比看，Ⅰ類儲層試采井恢復程度可以超98%，Ⅱ類儲層試采井恢復程度在90%～98%之間，Ⅲ類儲層的恢復程度一般小于90%。目前，Ⅱ、Ⅲ類儲層的井占試采井總數的80%以上。
    研究表明，火山巖巖相橫向延伸距離在200～800m，縱向在6～60m[3]，不同相帶連通差，物性變化快，這樣導致了氣井間產能變化快，在1口獲得了50×104～100×104m3無阻流量井的周圍500～1000m的距離內，其他井的無阻流量均低，這種情況常常出現。
2 氣井產能的微觀影響因素
    除了火山機構、構造、儲層類型等宏觀控制因素外，深層氣藏中氣體從儲層到井底的流動中還受到可流動區域形態、規模、物性、啟動壓力梯度、壓力敏感性、近井表皮系數、出地層水等多方面的影響[4～6]。
2.1 可流動區域物性、規模、形態對氣井產能的影響
    試井研究表明，火山巖儲層可流動區域存在3種形態：連續型、條帶型、封閉(或半封閉)型。連續型主要是指在短期試采期間試井解釋表明儲層存在非均質性，但未探測到明顯的邊界反映；條帶型是指探測到儲層兩側存在著邊界反映，主要流動帶為條帶狀分布；封閉(或半封閉)型主要是指已探測到四面邊界或三面邊界。Ⅰ類儲層以連續型分布為主，地層系數一般在100×10-3μm2·m以上，Ⅱ、Ⅲ類儲層以條帶型及封閉(或半封閉)型為主，流動區域寬度一般在100m左右，地層系數多在1×10-3～10×10-3μm2·m。
試采表明，氣井產能與可流動區域的地層系數具有一定的相關性，氣井的無阻流量隨著地層系數的增加而增大(圖1)。同樣儲層有效流動區域的過膜也影響到氣井的產能，規模越大，單位壓降下的采氣量也就越高。
 
為了研究儲層形態對產能的影響，采用Saphir試井軟件對相同控制儲量下不同形態儲層的井下壓力變化進行了模擬。儲層形態分為3種：一是徑向分布，半徑160m；二是寬條帶型分布，長×寬為500×160m；三是窄條帶型分布，長×寬為1000×80m。其余各項參數為：有效厚度50m、地層系數20×10-3μm2·m、孔隙度4%、原始壓力35MPa、地層溫度135℃、表皮系數0、氣體相對密度0.7、日產量10×104m3、開井時間30d、關井恢復60d。
    從模擬看，儲層的形態對氣井產能的影響是比較大的，生產30d，徑向分布儲層井井底壓力為23.85MPa，寬條帶型儲層井井底壓力為23.20MPa，窄條帶型儲層井井底壓力為18.75MPa。從關井后的恢復速度看，處于徑向形態儲層中的井明顯好于條帶型儲層中的井，寬條帶儲層中的井又明顯好于窄條帶儲層中的井。
    由于儲層具有較低的地層系數加上較窄的流動范圍，使得許多氣井在試采中采氣指數下降，在較長的時間內難以達到穩定。
2.2 表皮系數對氣井產能的影響
    從試井解釋結果看，射孔完井的井表皮系數一般在2～40，平均20；壓裂井的表皮系數主要為0，部分具有表皮影響的壓裂井其解釋的表皮系數一般在0.01～0.83，平均0.29。射孔完井的井表皮系數較高除與儲層污染有關外[7]，也與儲層打開不完善、在井底附近形成集流有關。
    為了描述表皮系數對產能的影響，以表皮系數為0作參照，分別模擬了自然產能井與壓裂井在不同表皮系數下采氣指數的變化。壓裂井模擬采用壓裂井+均質條帶型儲層模型，儲層寬度為200m，裂縫半長為30m；自然產能井，模型為連續型儲層，日產量8×104m3、開井時間30d。
    從模擬看(圖2)，壓裂井表皮系數在0.3時，采氣指數與零表皮對比下降幅度在10%左右，由于壓裂井表皮系數普遍較低，因此表皮系數對壓裂井產能影響較小。射孔完井的井表皮系數一般較高，因此表皮系數對產能的影響較大，如果表皮系數達到20，則采氣指數與表皮系數為0時的對比下降幅度達到68%。有些射孔完井的井在試采中產量與壓力保持穩定，關井后壓力恢復程度高，恢復速度快，但采氣指數并不高，與表皮系數的影響有很大關系。
 
2.3 啟動壓力梯度[8]對氣井產能的影響
    徐深氣田火山巖為親水巖石，束縛水飽和度高。西南石油學院應用徐深氣田中的火山巖全直徑巖樣進行了啟動壓力梯度的實驗，從實驗結果看，在平均束縛水含量47%的條件下，火山巖儲層不同程度的存在著啟動壓力梯度的影響。
    由于啟動壓力梯度的影響，許多井試井解釋出的邊界可能就是這種由于存在著啟動壓力梯度現象而導致的高低滲透層之間的不流動邊界。在實際的開發中，隨著時間的延續，流動區域地層壓力的下降，原來未動用的低滲區域可以得到動用。從試采時間較長的X-Ⅲ井的一年半時間內的先后兩次關井壓力恢復試井解釋看，存在著流動區域擴大的趨勢，解釋的流動區域的范圍擴大了40m左右。
2.4 儲層壓力敏感性[8～9]對產能影響
    巖心實驗表明，火山巖儲層具有很強的壓力敏感性。以實驗數據為基礎數據，假定儲層有效厚度50m，流動半徑700m，未考慮壓裂改造影響，采用擬穩態氣井產能公式，分別計算了無壓敏影響和有壓敏影響下的氣井產能變化情況，從計算結果看(圖3)，在考慮壓敏影響下隨著地層壓力的下降，氣井產能與無壓敏影響下的產能有較大的差距，最高損失達到70%。
2.5 地層出水對產能的影響
    火山巖氣藏邊底水普遍發育，受裂縫水竄的影響部分氣井出水，出水嚴重的導致氣層中氣相滲透率的下降，井筒中壓力梯度增加，影響氣井產能。
    徐深氣田中的X-Ⅳ井投入試采后，日產量15.0×104m3保持穩定，但產水量由初期的6.28m3逐漸上升到98.28m3以后保持穩定，穩定過程中水氣比基本保持在6.0～7.0m3/104m3，之后連續兩次改變工作制度，但水氣比基本保持不變。在試采初期及末期分別進行了關井壓力恢復測試與井筒內壓力梯度測試。
    從前后兩次壓力恢復試井解釋看，氣層出水后大大降低了氣相的有效滲透率，產水后的氣相滲透率只有產水前的1/4左右(圖4)。
 
    同時，井筒流壓梯度有所增大(由平均0.33MPa/100m到0.37MPa/100m)，表明井筒中氣水兩相流動引起了額外的壓力損失增加。
3 氣井產能分析中應注意的問題
    在測試中，受到排液期、清井時間、開井時間的影響，會使得氣井產能評價結果不確定性增大，應引起評價人員的注意。
    1) 部分壓裂井受到返排壓裂液時間短的影響，氣井產能評價結果不確定性增大。其原因主要為氣井尚處于返排期，壓裂液注入造成的局部應力聚集及氣井產液，不但對井底流壓、產氣量的高低產生了很大的影響，而且改變了它們的變化趨勢。例如，S-Ⅱ井壓裂試氣，返排壓裂液過程中求產，產氣約10×104m3/d。通過一定的試采返排期后，在產量接近的條件下，試采時的井底流壓比試氣時高約4.8MPa。因此，利用壓裂返排期求產數據評價氣井的產能存在較大的不確定性。
    2) 部分井由于射孔后清井時間短，測試曲線均不同程度地表現出氣井產量與井底流壓同時上升的趨勢，反映氣井產能具有進一步提高的潛力。也就是說，由于各井試氣中清井不徹底，影響了氣井的生產能力。在徐深氣田升平開發區中自然產能井存在上述現象。
    3) 受到測試時間不足的影響，部分井短期(20～40h)內表現出穩定的特征，但測試時間延長后，各工作制度下的產量和壓力均難在達到穩定，直至關井。這主要是由于儲層供氣范圍有限，地層壓力快速衰竭造成的。這類井對建立產能的影響是不利的。
4 結論及認識
    1) 火山巖氣藏屬于低滲氣藏，其產能的影響因素具有多樣性與復雜性。火山機構分布、構造位置、儲層類型等都對產能有控制作用，但這種作用是相互依存的，不是獨立的。
2) 火山巖氣藏開發中可流動區域的形態、規模、物性等都對氣井的產能大小有影響。處于較窄的條帶型流動區域加上較低的地層系數的井采氣指數下降較快。
3) 實驗測得的啟動壓力梯度、壓力敏感性等因素在短期內對氣井產能的影響不宜直接體現，但也應得到重視。同樣的表皮系數、出地層水等因素也不可忽略。
參考文獻
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(本文作者：畢曉明 邵銳 高濤 唐亞會 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院)