徐深气田火山岩气藏气井产能的影响因素

摘 要

摘要：松辽盆地徐深气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索，已经试采的井表明火山岩气藏的气井产能特征复杂，搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试采、试井
摘要：松辽盆地徐深气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索，已经试采的井表明火山岩气藏的气井产能特征复杂，搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试采、试井及室内岩心实验等资料，从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论：宏观上，火山机构的分布范围，构造位置及储层类型对气井的产能有控制作用，火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差；微观上，受到井控可流动区域形态、规模、物性的影响，较窄的流动区域加上较低的地层系数，使得许多井：采气指数下降较快，而气井的表皮系数、特殊的渗流特性(启动压力梯度和压力敏感性)、出地层水等都不同程度地影响了气井的产能。此外生产测试中存在的各种情况(如压裂液返排、气井清井期、测试时间等)也可导致对产能认识的偏差。
关键词：松辽盆地；徐深气田；火山岩；气藏；气井；生产能力；影响因素
0 引言
    松辽盆地北部古中央隆起带以东的徐家围子断陷中生代火山岩异常发育。2002年5月位于升平构造向南延伸部分的“凹中隆”鼻状构造上的徐深1井，在营城组的火山岩获得了高产工业气流，发现了火山岩气藏。火山岩气藏为构造-岩性气藏，储层属于中孔、低渗储层，孔隙度在0.6%～20.7%，平均6.57%，渗透率在0.002×10-3～13.6×10-3μm2，平均0.47×10-3μm2。
　　大部分火山岩储层需要压裂改造后才能获得工业气流。2004年，以徐深A井投入试采为标志，徐深气田开始了火山岩气藏的产能评价工作。随着试采规模的扩大，火山岩气藏产能的复杂性也逐渐显现出来：①试采井间动态特征差异显著，产能差异大，横向变化快，可对比性差；②大部分井试采中采气指数下降快，关井压力恢复缓慢，恢复程度差异大；③部分井试井解释的储层流动区域存在由小到大的变化特征等。针对试采中表现的上述特征，采用地质、试采、试井及室内岩心分析资料，对火山岩气藏气井产能相关的影响因素进行了评价。
1 气井产能的宏观控制因素
1.1 火山机构及构造与产能关系
    火山机构是指一定时间范围内的、来自于同喷发源的火山物质围绕源区堆积所构成的、具有一定形态和共生组合关系的各种火山作用产物的总和。徐家围子断陷营城组火山岩极为发育，火山机构数目众多[1]。从总体上看，火山岩气藏中的工业气流井是沿着火山机构分布的，在火山机构“高部位”一般可以获得相对较高的初期产能，机构外无产能井。从具体的区块看，构造总体上对产能有一定的控制作用，在构造高的部位一般以产纯气为主，具有相对较高的初期产能，随着构造的增高气井的产能有增大的趋势；低构造及气藏边部位置的水层发育，开采中易受到地层水的影响。但相同构造位置的井产能差别依然很大，有些井产能高低相差有3～5倍，即使井距减小到1.0km以下，差距依然存在。
1.2 储层对产能的影响
    徐深气田的火山岩储层可以分为3类[2]，Ⅰ类储层有效厚度大于30m，有效孔隙度大于10%，渗透率大于5×10-3μm2；Ⅱ类储层有效厚度10～30m，有效孔隙度5%～10%，渗透率1×10-3～5×10-3μm2；Ⅲ类储层有效厚度小于10m，有效孔隙度小于5%，渗透率小于1×10-3μm2。Ⅰ类储层仅在局部出现，总体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主。
    试采表明，这三类储层试采井的动态特征差异很大。从30d的连续监测看，试采工类储层的S-Ⅰ井射孔后获工业气流，试采中采气指数稳定在600m3/(d·MPa2)左右；试采Ⅱ类储层的X-Ⅰ井需要压裂改造，试采中采气指数由365m3/(d·MPa2)降到216m3/(d·MPa2)，下降了40.8%；试采Ⅲ类储层的X-Ⅱ井压裂改造，采气指数由试采初期的156m3/(d·MPa2)降到61.0m3/(d·MPa2)，下降了60.9%。
    从试采后关井60d的末点压力与试采初期地层压力对比看，Ⅰ类储层试采井恢复程度可以超98%，Ⅱ类储层试采井恢复程度在90%～98%之间，Ⅲ类储层的恢复程度一般小于90%。目前，Ⅱ、Ⅲ类储层的井占试采井总数的80%以上。
    研究表明，火山岩岩相横向延伸距离在200～800m，纵向在6～60m[3]，不同相带连通差，物性变化快，这样导致了气井间产能变化快，在1口获得了50×104～100×104m3无阻流量井的周围500～1000m的距离内，其他井的无阻流量均低，这种情况常常出现。
2 气井产能的微观影响因素
    除了火山机构、构造、储层类型等宏观控制因素外，深层气藏中气体从储层到井底的流动中还受到可流动区域形态、规模、物性、启动压力梯度、压力敏感性、近井表皮系数、出地层水等多方面的影响[4～6]。
2.1 可流动区域物性、规模、形态对气井产能的影响
    试井研究表明，火山岩储层可流动区域存在3种形态：连续型、条带型、封闭(或半封闭)型。连续型主要是指在短期试采期间试井解释表明储层存在非均质性，但未探测到明显的边界反映；条带型是指探测到储层两侧存在着边界反映，主要流动带为条带状分布；封闭(或半封闭)型主要是指已探测到四面边界或三面边界。Ⅰ类储层以连续型分布为主，地层系数一般在100×10-3μm2·m以上，Ⅱ、Ⅲ类储层以条带型及封闭(或半封闭)型为主，流动区域宽度一般在100m左右，地层系数多在1×10-3～10×10-3μm2·m。
试采表明，气井产能与可流动区域的地层系数具有一定的相关性，气井的无阻流量随着地层系数的增加而增大(图1)。同样储层有效流动区域的过膜也影响到气井的产能，规模越大，单位压降下的采气量也就越高。
 
为了研究储层形态对产能的影响，采用Saphir试井软件对相同控制储量下不同形态储层的井下压力变化进行了模拟。储层形态分为3种：一是径向分布，半径160m；二是宽条带型分布，长×宽为500×160m；三是窄条带型分布，长×宽为1000×80m。其余各项参数为：有效厚度50m、地层系数20×10-3μm2·m、孔隙度4%、原始压力35MPa、地层温度135℃、表皮系数0、气体相对密度0.7、日产量10×104m3、开井时间30d、关井恢复60d。
    从模拟看，储层的形态对气井产能的影响是比较大的，生产30d，径向分布储层井井底压力为23.85MPa，宽条带型储层井井底压力为23.20MPa，窄条带型储层井井底压力为18.75MPa。从关井后的恢复速度看，处于径向形态储层中的井明显好于条带型储层中的井，宽条带储层中的井又明显好于窄条带储层中的井。
    由于储层具有较低的地层系数加上较窄的流动范围，使得许多气井在试采中采气指数下降，在较长的时间内难以达到稳定。
2.2 表皮系数对气井产能的影响
    从试井解释结果看，射孔完井的井表皮系数一般在2～40，平均20；压裂井的表皮系数主要为0，部分具有表皮影响的压裂井其解释的表皮系数一般在0.01～0.83，平均0.29。射孔完井的井表皮系数较高除与储层污染有关外[7]，也与储层打开不完善、在井底附近形成集流有关。
    为了描述表皮系数对产能的影响，以表皮系数为0作参照，分别模拟了自然产能井与压裂井在不同表皮系数下采气指数的变化。压裂井模拟采用压裂井+均质条带型储层模型，储层宽度为200m，裂缝半长为30m；自然产能井，模型为连续型储层，日产量8×104m3、开井时间30d。
    从模拟看(图2)，压裂井表皮系数在0.3时，采气指数与零表皮对比下降幅度在10%左右，由于压裂井表皮系数普遍较低，因此表皮系数对压裂井产能影响较小。射孔完井的井表皮系数一般较高，因此表皮系数对产能的影响较大，如果表皮系数达到20，则采气指数与表皮系数为0时的对比下降幅度达到68%。有些射孔完井的井在试采中产量与压力保持稳定，关井后压力恢复程度高，恢复速度快，但采气指数并不高，与表皮系数的影响有很大关系。
 
2.3 启动压力梯度[8]对气井产能的影响
    徐深气田火山岩为亲水岩石，束缚水饱和度高。西南石油学院应用徐深气田中的火山岩全直径岩样进行了启动压力梯度的实验，从实验结果看，在平均束缚水含量47%的条件下，火山岩储层不同程度的存在着启动压力梯度的影响。
    由于启动压力梯度的影响，许多井试井解释出的边界可能就是这种由于存在着启动压力梯度现象而导致的高低渗透层之间的不流动边界。在实际的开发中，随着时间的延续，流动区域地层压力的下降，原来未动用的低渗区域可以得到动用。从试采时间较长的X-Ⅲ井的一年半时间内的先后两次关井压力恢复试井解释看，存在着流动区域扩大的趋势，解释的流动区域的范围扩大了40m左右。
2.4 储层压力敏感性[8～9]对产能影响
    岩心实验表明，火山岩储层具有很强的压力敏感性。以实验数据为基础数据，假定储层有效厚度50m，流动半径700m，未考虑压裂改造影响，采用拟稳态气井产能公式，分别计算了无压敏影响和有压敏影响下的气井产能变化情况，从计算结果看(图3)，在考虑压敏影响下随着地层压力的下降，气井产能与无压敏影响下的产能有较大的差距，最高损失达到70%。
2.5 地层出水对产能的影响
    火山岩气藏边底水普遍发育，受裂缝水窜的影响部分气井出水，出水严重的导致气层中气相渗透率的下降，井筒中压力梯度增加，影响气井产能。
    徐深气田中的X-Ⅳ井投入试采后，日产量15.0×104m3保持稳定，但产水量由初期的6.28m3逐渐上升到98.28m3以后保持稳定，稳定过程中水气比基本保持在6.0～7.0m3/104m3，之后连续两次改变工作制度，但水气比基本保持不变。在试采初期及末期分别进行了关井压力恢复测试与井筒内压力梯度测试。
    从前后两次压力恢复试井解释看，气层出水后大大降低了气相的有效渗透率，产水后的气相渗透率只有产水前的1/4左右(图4)。
 
    同时，井筒流压梯度有所增大(由平均0.33MPa/100m到0.37MPa/100m)，表明井筒中气水两相流动引起了额外的压力损失增加。
3 气井产能分析中应注意的问题
    在测试中，受到排液期、清井时间、开井时间的影响，会使得气井产能评价结果不确定性增大，应引起评价人员的注意。
    1) 部分压裂井受到返排压裂液时间短的影响，气井产能评价结果不确定性增大。其原因主要为气井尚处于返排期，压裂液注入造成的局部应力聚集及气井产液，不但对井底流压、产气量的高低产生了很大的影响，而且改变了它们的变化趋势。例如，S-Ⅱ井压裂试气，返排压裂液过程中求产，产气约10×104m3/d。通过一定的试采返排期后，在产量接近的条件下，试采时的井底流压比试气时高约4.8MPa。因此，利用压裂返排期求产数据评价气井的产能存在较大的不确定性。
    2) 部分井由于射孔后清井时间短，测试曲线均不同程度地表现出气井产量与井底流压同时上升的趋势，反映气井产能具有进一步提高的潜力。也就是说，由于各井试气中清井不彻底，影响了气井的生产能力。在徐深气田升平开发区中自然产能井存在上述现象。
    3) 受到测试时间不足的影响，部分井短期(20～40h)内表现出稳定的特征，但测试时间延长后，各工作制度下的产量和压力均难在达到稳定，直至关井。这主要是由于储层供气范围有限，地层压力快速衰竭造成的。这类井对建立产能的影响是不利的。
4 结论及认识
    1) 火山岩气藏属于低渗气藏，其产能的影响因素具有多样性与复杂性。火山机构分布、构造位置、储层类型等都对产能有控制作用，但这种作用是相互依存的，不是独立的。
2) 火山岩气藏开发中可流动区域的形态、规模、物性等都对气井的产能大小有影响。处于较窄的条带型流动区域加上较低的地层系数的井采气指数下降较快。
3) 实验测得的启动压力梯度、压力敏感性等因素在短期内对气井产能的影响不宜直接体现，但也应得到重视。同样的表皮系数、出地层水等因素也不可忽略。
参考文献
[1] 黄玉龙，王璞瑁，郭振华，等.松辽盆地改造残留的古火山机构与现代火山机构的类比[J].吉林大学学报：地球科学版，2007，37(1)：65-37.
[2] 徐正顺，王渝明，庞彦明，等.大庆徐深气田火山岩气藏储集层识别与评价[J].石油勘探与开发，2006，33(5)：521-531.
[3] 舒萍，庞彦明，丁日新，等.如何提高火山岩气藏有利储层地震预测精度[J].天然气工业，2007，27(增刊B)：48-53.
[4] 杨知盛，王小祥，张军，等.徐深气田气井合理产量模式建立[J].大庆石油地质与开发，2008，27(2)：84-87.
[5] 于士泉，罗琳，李伟，等.徐深气田升平开发区火山岩气藏几个开发技术经济界限探讨[J].大庆石油地质与开发，2007，26(4)：73-76.
[6] 李汝勇，李中锋，何顺利，等.气井产能的影响参数敏感性分析[J].大庆石油地质与开发，2006，25(2)：34-36.
[7] 郑伟，周静，易澜.渡口河、罗家寨气田飞仙关组气藏已获气井产能分析[J].天然气工业，2003，23(6)：160-161.
[8] 郭平，徐永高，陈召佐，等.对低渗气藏渗流机理实验研究的新认识[J].天然气工业，2007，27(7)：86-88.
[9] 杨满平，李允.低渗透油气储层的应力敏感性表皮系数研究[J].天然气工业，2005，25(3)：141-143.
 
(本文作者：毕晓明 邵锐 高涛 唐亚会 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院)