徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

王晓蔷

(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712)

徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

王晓蔷

(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712)

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的一个新热点领域,低渗透储层气藏的动态特征认识是火山岩气藏开发领域的一个难点。A区块是徐深气田储量规模较大的井区,储层非均质强,整体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,是比较有代表性的低渗透火山岩气藏。从对A区块地质特征分析入手,重点结合井区内试气和短期试采测试资料分析,开展气藏早期动态评价,初步认为井区内由于储层非均质导致单井产能差异大,低渗储层的低产气井稳产能力有限,压力恢复速度慢,不同采出程度和压力恢复时间测算的井控动态储量变化大。为此提出了高产井定产降压生产,低产井周期轮流开井,井间接替等区块稳产的新模式。

火山岩气藏;气井产能;动态储量;徐深气田

2004年在徐深气田x1井火山岩储层压后获工业气流后,为加快该井区气藏评价,部署了2口评价井,完钻后对火山岩储层进行了压裂求产,均获得工业气流。为加快该井区开发节奏,2006年在相继部署4口开发控制井的同时,对其中2口开展了短期试采,短期试采特征表现为产量、压力下降快,测算的动态储量低,稳产期短。

为进一步深化该井区动态认识和开发规律,2007～2008年在4口开发控制井相继试气并获得工业气流后,选择了产能相对高的井开展短期试采,同时安排产能相对低的井开展长周期试采。随着新井资料的增加,对气藏的认识进一步深化,并根据对气藏动态特征的认识,提出了有效开发该类气藏的新模式。

1 气藏基本地质特征

A区块位于徐中构造带南部及丰乐低隆起,具有火山活动与构造运动双重成因机制,圈闭表现为轴部沿北北西向展布的断背斜,东部平缓,西南部和南部高陡,西部受宋西断裂控制,为构造岩性气藏。

岩性以流纹岩为主,火山碎屑岩次之,整体为近源溢流相,以Ⅱ类储层为主,Ⅲ类储层次之,Ⅰ类储层不发育。整体上该区块火山岩储层为低孔、低渗、裂缝较为发育的储层,各井间物性、产能差异大,各井均需要压后获得工业气流,天然气性质比较稳定。

2 试气阶段动态特征

A区块探明含气面积内7口井自然产能均为低产气层,试气自然产能低是由于储层物性差,均为Ⅱ、Ⅲ类储层,其中射孔井段为Ⅱ类储层的x101和x1-3井自然产能高于其他Ⅲ类储层气井(见表1)。

各井压裂后均获得工业气流,表明压裂改造是保证本区气井增产的有效措施。由于储层物性、横向连通性、裂缝类型和发育程度不同,其产量、压力动态特征存在较大的差异,压后排液求产曲线见图1、图2。依据试气过程气井产量和压力表现,结合近井地带储层特征,可将该区块内的7口井分为三类:

第Ⅰ类为以x101和x1-3井为代表的相对高产气井,压裂后试气产量达到30×104m3/d以上,生产压差小,测试时产量、压力稳定,计算无阻流量为50×104m3/d以上;求产后关井压力快速恢复,表明压裂气层的渗透性和连通性较好,气层供气能力强。

第Ⅱ类为以x1和x102井为代表的相对中产气井,压裂后试气最高产量达 20×104m3/d,瞬时无阻流量低于30×104m3/d,生产压差大,测试时,产量压力缓慢递减;求产后关井压力恢复速度较慢,表明压裂产气层的渗透性和连通性较差,外围供给能量较小。

第Ⅲ类为以x1-1井、x1-2井和 x1-4井为代表的低产气井,压裂后达到工业气流,试气瞬时无阻流量低于15×104m3/d,生产压差大,流动压力下降较快;求产后关井压力恢复速度较慢,表明压裂产气层的渗透性和连通性极差,外围供给能量小[1-3]。

表1 A井区火山岩气藏主产层试气成果

图1 x1-3井压后排液求产曲线

3 试采阶段动态特征

针对该区块试气产能差异大的特点,结合单井情况,按照短周期和长周期模式,分三批开展了试采测试。测试过程中单井的连续开井时间和采后关井压力恢复时间有所差别,动态表现也各不相同。

第一批井为采用短周期试采模式的x1和x102等中产气井,试采采用修正等时试井、延时开井30天、关井压力恢复60天的试采模式(表2)。

图2 x1-1井压后排液求产曲线

由于x1井延时开井期间产量控制较低,表现出产量稳定、压力快速递减的特征,而x102井延时开井期间产量控制较高,表现出产量、压力均快速下降的特征。x1井以4×104m3/d的稳定产量连续开井30 d,流压从36.23 M Pa下降到30.52 M Pa,试采后关井压力恢复速度缓慢,关井74 d,井底压力由30.52 M Pa上升至36.81 M Pa,恢复程度为92%。末期仍在以0.05 M Pa/d的速度恢复。x102井以6 mm油嘴连续开井24天,产量由12.37×104m3/d降为8.47×104m3/d,流压由25.84下降为20.66 M Pa,试采后关井压力恢复速度缓慢,关井54 d,井底压力由20.65 M Pa上升至33.36 M Pa,恢复程度为82.5%。关井末期压力恢复尚未稳定,仍在以0.062 M Pa/d的速度恢复。x9和x902井试采特征表明说明低渗储层压力恢复慢,外围供给能力不足。

表2 A井区火山岩气藏主产层试采成果

第二批井为x1-3相对高产气井,试采也采用修正等时试井、延时开井30天、关井压力恢复60 d的短周期试采模式。

x1-3井短期试采期间延时试采采用5 mm油嘴及针阀控制,连续开井36天,产气量稳定在10.17×104m3/d,流压稳定在34.74 M Pa,达到了测试要求。短期试采期间累计采气437.0×104m3,采气指数为291.72 m3/d.M Pa2,试采无阻流量为40.03×104m3/d,试采后关井压力恢复速度较快,关井63天,井底压力由34.747 M Pa上升至39.44 M Pa,恢复程度为97.8%。关井末期压力仍在在以0.04 M Pa/d的速度恢复,外围供给能力充足。

第三批井为x1-1、x1-4等低产气井,试采采用修正等时试井、延时开井90天、关井压力恢复180 d的试采模式。为了充分认识该区块产气能力,探索低渗低产井开发方式,对这两口井进行了连续开井90 d,关井压力恢复180 d的试采测试[3-6]。

x1-1和x1-4井短期试采定产6×104m3/d连续开井生产,井口油压降至6.4 M Pa,改为定井口油压6.4 M Pa生产,无论是定产降压还是定压降产,均难以保持长期连续开井生产。试采后关井压力恢复速度极其缓慢,分别关井188和186天,井底压恢复程度为93.9%～97.8%。关井末期压力恢复尚未稳定,仍在以0.02～0.03 M Pa/d的速度恢复。说明低渗储层外围供给能力不足,难以长期连续开井生产,虽然关井后压力恢复速度缓慢,但只要时间足够长,压力仍能恢复到较高水平。

4 试采动态评价

4.1 试采与试气产能对比

试采期间进行了多流量试井,进一步核实了气井产量。表3对比了5口井试气和试采期间的测试动态和无阻流量大小。各井试采阶段的无阻流量比试气阶段测试的无阻流量都有不同程度的下降,基本为试气的57.71%～70.19%,平均为65.12%。其主要原因一是压裂气井试气阶段流体在压裂改造有效范围内渗流,储层渗透率相对高;而试采阶段由于采出量增加,压降范围扩大,部分改造范围以外的储层也参与渗流,试井解释的试气阶段和试采阶段渗透率对比,试采阶段总体低于试气阶段,因此压裂井产能普遍具有初期较大,下降较快的特点。二是试气测试油嘴过大、时间短,产量和压力均未达到稳定,以及压裂液的影响,用稳定试井方法整理的结果导致无阻流量偏大;三是储层的连通范围有限,随着试采地层压力的下降,无阻流量也逐渐降低。

表3 试气、试采产量压力和无阻流量对比

4.2 产量稳定性评价

从5口试采井延时开井的产量压力动态数据来看(表4),高产气井x1-3井产量稳定,压力降低缓慢,每采出百万方天然气流压下降0.45 M Pa,具有较强的稳产能力。中产井每采出百万方天然气流压下降1.73～4.70 M Pa,井控范围小,供给能力差,稳产能力差,稳定产量低。低产井每采出百万方天然气流压下降4.34～7.74 M Pa,不具备长期开井生产的储层条件。

4.3 关井压力恢复程度分析

通过对5口试采井压力恢复数据统计(表5)表明,该区块低渗火山岩储层单井压力恢复程度除与储层物性、采出程度有关外,还与压力恢复时间密切相关。压力恢复2个月时,高产气井x1-3井压力恢复程度为97.84%,说明该井外围物性好,供给能力强,连通性好。采气量较小的中产气井x1井压力恢复程度为92.63%,其他井的压力恢复程度均在90%以下,说明这些井储层物性差,供给能力弱。而测试x1-1井和x1-4井关井6个月的压力恢复程度均比关井2个月时大幅提高,x1-1井压力恢复程度由73.06%提高到93.9%,x1-4井压力恢复程度由87.48%提高到95.08%,这反映出低渗压裂井的典型特征,压力恢复速度极其缓慢,但只要时间足够长,仍有可能恢复到较高水平[7-9]。

表4 试采井稳产能力评价

表5 试采井不同恢复时间压力恢复程度、单位压降采气量及井控动态储量统计

4.4 单位压降采气量及井控动态储量

5口试采井中,高产气井x1-3井关井压力恢复2个月时,单位压降采气量为502.3×104m3/M Pa,压降法测算井控动态储量为2.25×108m3。其他井采用关井压力恢复2个月时的静压数据,计算单位压降采气量为(45.11～111.33)×104m3/M Pa,压降法测算井控动态储量为(0.26～0.58)×108m3。其中低产气井x1-1井和x1-4井测试了关井压力恢复6个月时的静压数据,采用给数据计算单位压降采气量为分别为162.37×104m3/M Pa和283.27×104 m3/M Pa,压降法测算 x1-1井井控动态储量为0.82×108m3。可见关井压力恢复6个月时测试的静压数据计算的单位压降采气量和井控动态储量均比利用关井压力恢复两个月时的静压数据计算的结果高得多。反映出对于该区块火山岩低渗储层,关井早期压力尚处于缓慢恢复阶段,此时测算的动态储量偏于保守。

5 初步认识及开发建议

(1)该区块火山岩非均质强,储层物性总体较差,射孔测试自然产能很低,压裂后产量可大幅提高,大型压裂是保障该类气藏有效开发的必要手段。

(2)压裂气井产能都具有初期较大,下降较快的特点,短期试采可基本落实气井早期稳定产能。

(3)低渗火山岩储层压力恢复周期长,短期试采对测算气井动态储量有局限性,建议加强中、低产气井长期试采监测,深化区块井控动态储量的整体认识。

(4)部分井产能较高,井控动态储量较大,稳产能力强,可以按合理产量定产降压生产,保持长期稳产。但产能低的气井达不到长期稳产要求,可采用定压降产的方式开采一段时间后,关井压力恢复一段时间,考虑探索交替开井,周期生产,延长压力恢复期的新模式,通过井间接替,从而实现区块稳产。

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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

王晓蔷,1985年生,2007年毕业于中国石油大学(华东)信息与计算科学专业,现从事天然气开发规划、SEC储量评估等工作。

编辑:吴官生