火山岩气藏产能特征

徐永春 王少军

（1.中石化胜利油田分公司地质科学研究院 山东 东营 257015；2.中国石油勘探开发研究院 中国 北京 100083）

1 火山岩气田概况

研究区块为兴城气田徐深A区块，位于松辽盆地北部徐家围子断陷徐中构造带上。区块主要发育了营城组营一段火山岩和营四段砂砾岩两套储层。兴城火山岩气藏为一个低孔低渗、非均质性强、气水关系复杂的火山岩块状气藏[1]。

2 产能特征分析

兴城火山岩气藏在开采过程中表现出以下特征[2,3]：

2.1 单井初始自然产能低，需进行压裂改造

大部分井自然产能未达工业气流，共压裂31口井38层，其中压裂后获得工业气流的井有29口33层。结果表明压裂改造对于大幅度提高火山岩的试气产能效果明显。

2.2 气井产量递减幅度大，稳产能力差

火山岩储层由于其原生或次生形成的孔、洞、缝分布的不均匀性及其连通性较常规的砂砾岩、碳酸盐岩要差，火山岩油气藏通常规模较小，同时这就决定了火山岩油气藏稳定性差、产量衰竭快的特点。根据对现有测试资料进行的分析和统计，徐深A区各井的试采无阻流量约为试气无阻流量的0.6倍[4,5]。

2.3 压力下降速度快，恢复缓慢

试采阶段，徐深b井油压历时95天，下降了8.4MPa。对其进行关井进行压力恢复测试，恢复速度平均为0.02MPa/d。说明压力下降速度快，恢复缓慢，进而说明地层渗透性差，供气能力不足。

2.4 产能分布复杂，单井产能差异大

营城组储层纵向上发育有营四段砂砾岩和营一段火山岩两套储层。火山岩储层的产能比砂砾岩储层的产能高。营四段砂砾岩储层平均米采气指数 0.0037×104m3/d·MPa2·m，平均试气无阻流量33.5×104m3/d；火山岩储层平均米采气指数0.0056×104m3/d·MPa2·m，平均试气无阻流量 66.3×104m3/d。

平面上火山岩油气藏含油气不均匀，造成各油气藏间产能差异很大，而且同一油气藏不同部位，甚至相同部位的生产井产能也相差悬殊。例如，徐深A井区Ⅰ类井占14%（QAOF≥50×104m3/d）； Ⅱ类井占 39%（20≤QAOF<50×104m3/d）×104m3/d）；Ⅲ类井占 47%(QAOF≤20×104m3/d)。

3 产能控制因素分析[6]

3.1 岩性、岩相对产能的影响

岩性岩相是储层发育的主要控制因素之一。获得工业气流井中岩相以爆发相和喷溢相为主，岩性以熔结凝灰岩和流纹岩为主，物性好，产能较高。低产气流井岩相多以火山沉积相为主，岩性以晶屑凝灰岩和熔结角砾岩为主，物性差，产能较低。

3.2 压裂对产能的影响

火山岩储层总体上物性差，自然产能低，一般需要压裂措施后方能获得工业气流。本区块压裂前工业气层2层（占5.3%），压裂后获工业气层33层（占86.8%）。

3.3 构造位置及边底水对产能的影响

构造高部位的徐深A区块储层以爆发相（占73.14%）为主，孔缝发育，物性好，以纯气层为主，产能高；而处于构造低部位的区块储层以溢流相为主，岩性致密，物性相对较差，且存在边底水，压裂过程中，压开水层使气井产水，降低气井产能。

4 结论及认识

4.1 单井初始自然产能较低，普遍需要进行压裂改造；

4.2 火山岩储层由于其原生或次生形成的孔、洞、缝分布的不均匀性及其连通性，气井产量递减幅度大；

4.3 单井的压力下降速度快，恢复缓慢，说明地层渗透性差，供气能力不足；

4.4 纵向上，火山岩储层的产能比砂砾岩的产能高；平面上产能分布复杂，单井产能差异较大。

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