徐深气田汪深1区块火山岩气藏地质动态特征及开发技术对策研究

奚琦 （中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂地质大队，黑龙江 大庆163114）

1 汪深1区块气藏地质动态特征

汪深1区块主要目的层为营城组三段（K1y3）火山岩储层，纵向上火山岩储层为中基性火山岩段与酸性火山岩段叠置发育，上部为一套酸性火山碎屑岩地层，下部为一套中基性火山熔岩地层，2套火山岩顶部均夹火山沉积岩。酸性岩与中基性岩分别细分为4个小层，其中酸性岩段中的1号层（K1y3Ⅰ1）与中基性岩段的2号层（K1y3Ⅱ2）为主产层。平面上酸性火山岩分布局限，中基性火山岩全区广泛分布。

1.1 岩性、岩相特征

该区K1y3火山岩主要分为火山熔岩和火山碎屑岩2大类。火山熔岩上部主要为呈酸性的流纹岩，下部主要为呈基性和中基性的玄武岩和安山岩类等；火山碎屑岩包括火山角砾岩、熔结凝灰岩和凝灰岩等。其中中基性火山岩占51.25%，酸性火山岩48.75%，主要发育9种岩石类型，分别是：玄武岩、安山岩、英安质火山角砾岩、安山质角砾凝灰岩、粗面岩、英安岩、流纹岩、流纹质角砾熔岩、流纹质熔结凝灰岩。取心段的岩心统计表明以玄武岩、流纹岩和粗面岩为主。

将该区火成岩划分为5个相和15个亚相，以溢流相和爆发相为主（溢流相54.73%、爆发相24.93%、火山通道相9.72%）；火山喷发多为裂隙－中心式为主，中心式为辅的模式，纵向成层分布，横向由近及远依此为通道－侵出相、爆发相、溢流相、火山沉积相。

1.2 储层裂缝特征

构造缝是该区的主要裂缝类型，构造缝以高角度缝最多（所占比例达到67%），其次为直立缝，低角度和水平缝很少。从裂缝密度、长度、宽度和面孔率4个参数来看，中基性火山岩裂缝发育程度优于酸性火山岩。不同岩性裂缝发育程度不同，玄武岩、安山岩裂缝发育强度（裂缝发育段厚度与测试井段长度之比）最大（43.25%），其次为流纹岩（36.15%），熔岩裂缝发育强度比火山碎屑岩大。

1.3 储集空间类型

K1y3火山岩储层储集发育类型包含有孔隙型、裂缝－孔隙型、孔隙－裂缝型和裂缝型，其中主要类型为裂缝－孔隙型和孔隙型；流纹岩发育主要为气孔型和气孔＋裂缝型孔缝组合；玄武岩主要发育气孔型和气孔＋溶蚀孔＋裂缝型孔缝组合；熔结凝灰岩和晶屑凝灰岩主要发育微孔＋裂缝型和粒间溶孔＋微孔＋裂缝型孔缝组合；火山角砾岩主要发育的孔缝组合类型为裂缝－孔隙型。

1.4 储层物性特征

储层非均质性较强，物性属于中－低孔、低渗，平均孔隙度7.54%，平均渗透率0.62mD，酸性火山岩物性好于中基性火山岩。

1.5 气藏类型及特征

多期火山喷发形成的多个火山岩体，相互之间基本不连通，存在多个不同的气水系统。气藏受“构造－岩性”双重控制，具有气水关系复杂、气水界面不统一的特点，整体表现为上气下水，工业气流层主要分布于火山岩顶部。气藏类型属于弱水驱干气构造－岩性气藏。

1.6 气藏动态特征

试气自然产能普遍较低，压裂井占84%，工业气流井中82%以上井的无阻流量低于徐深气田试气平均值33×104m3／d，酸性岩产能高于中基性岩。气井投产后产能、压力下降较快，反映单井控制储层范围普遍较小；气井普遍产水，但水量不大，水体发育规模有限。试采井稳定产量在（1～4）×104m3／d，采气指数为23～42m3／（d·MPa），远低于徐深气田其他区块，影响产能的因素主要有储层分布、岩性岩相、岩石变形、气井压裂和气井出水等。

2 开发技术对策

2.1 开发模式确定

汪深1区块开发难点主要体现为：①多个火山岩体相互叠置，连通性差；②火山岩储层Ⅱ类（14.67% ）发育较少，以Ⅲ1类（59.31% ）为主，Ⅲ2类（26.02%）次之；③储集空间复杂，低孔低渗、启动压力梯度高；④构造－岩性气藏存在底水，气水关系复杂；⑤井控储量小，单井自然产能低、差异大。

采用水平井开发具有如下优势：①增加泄气范围，提高单井产量；②抑制水体脊进，提高采收率；③多个火山岩体扩大连通范围，增加控制可动用储量。采用直井开发可作为水平井的必要补充，使整个区块充分动用。

通过对该区火山岩气藏开展储层适应性评价发现，气藏类型为特低渗透、发育底水，气藏顶部深度为2962.4～3332m，气层单层有效厚度为11～113m，气层渗透率各向异性系数0.73，汪深1区块火山岩气藏具备钻水平井的地质条件，可优选有利部位实施水平井。

徐深气田水平井开发先导性试验证明，在火山岩气藏开发中应用水平井技术增产效果较为明显，已完钻的8口井平均储层钻遇率达到75.8%，单井产量达到直井的3.4～7.6倍。

针对火山岩地质复杂性和单井产能低，底水发育、开发风险大、难度大的特点，通过借鉴国内外气田开发经验及水平井储层适应性评价，优选适合气藏特点和合理开发部署的开发技术对策，综合确定该区采用“边评价、边开发”、水平井和直井组合方式开发火山岩气藏，既提高单井产能、抑制水体锥进，又能保证区块充分动用。

2.2 开发方式优选

汪深1区块火山岩储层中天然气的主要成分为CH4，含量大于90%，为干气气藏，主要表现为不含凝析油、不含H2S、地层压力高以及水体不活跃等。针对该气藏特点，对比分析多种开发方式，最终确定为衰竭式开发方式，即在开发早期，完全依靠气藏自身的弹性膨胀能力，实现自喷开采；在开发后期，考虑利用压缩机增压开采，提高气藏采收率。

2.3 开发层系划分

开发区由2个井区组成，汪深1井区产气层段集中在K1y3Ⅰ中，达深3井区产气层段集中在K1y3Ⅱ中；产层平面与纵向上不存在交互，不具备划分开发层系的物质基础，采用一套开发层系开采。

2.4 合理井网井距

就目前国内外气田开发井网实践来看，气藏井网开发形式主要有均匀、环状、线状以及不均匀等4种井网［1］。基于不同类型气藏的特点，不均匀井网绝大多数应用于断块、透镜状、裂缝性气藏，并且在多套层系气藏中也应用不均匀井网方式。如日本吉井－东柏崎等几个火山岩气藏以及四川气田，多数采用不均匀井网开采。

汪深1区块火山岩储层平面上由多个火山岩体相互叠置连片：有效储层分布差异大，非均质性强；裂缝多期次、多方向发育，平面发育程度差异大；开发井应部署在构造相对高部位。针对汪深1区块火山岩气藏的复杂地质条件，结合国内外气田开发实践，总体上采用不规则井网。

目前国内外对火山岩气藏的开发研究十分有限，可借鉴的具有参考价值的开发部署方法和经验几乎没有，并且资料零碎无法形成完善体系。通过对松辽盆地周遍营城组露头进行的野外勘测结果来看，营城组野外剖面火山体分布范围一般小于10km2。依据亚相发育规模来看，同一岩性岩相带的厚度范围在10～50m，侧向分布范围在30～200m，结合该区块火山岩体分布范围小的特点，火山岩气藏的井距不宜过大。

结合国内外气藏开发经验，采用类比法、经济极限井距和试井分析井距3种方法及通过解剖徐深气田已开发区块井距的合理性，综合确定该区合理井距600～1000m左右。徐深气田升深2－1区块储层以Ⅰ＋Ⅱ类为主，井距800～1750m，832m井距井间地震显示：火山岩储层内部具有非均质性极强，岩性岩相横向变化快、储层连续性差、变化快等特征；徐深1区块储层以Ⅱ＋Ⅲ类为主，井距600～1200m，500m井距密井网解剖（见图1）研究表明，岩相横向范围200～800m，火山岩储层内部非均质性极强，连通性差。井间干扰测试，仅一对井组初步见到显示。

图1 徐深1区块密井网岩相分布剖面图

2.5 合理工作制度的确定

在开发气藏的过程中，制定气井合理工作制度是首要问题。从严格意义上讲，气井投入生产，产量开始逐渐递减。应根据气田实际情况确定不同的生产参数以及合理产量。经验配产法、节点分析法、采气曲线配产法和数值模拟法等，均是目前应用比较多的气井配产方法。

根据储层钻遇情况、试气试采动态特征，确定直井合理产量（2～4）×104m3／d，水平井合理产量（5～8）×104m3／d。

2.6 合理采气速度的确定

综合徐深气田汪深1区块气层渗透率低、裂缝较发育等特点，该区块为特低渗透性、致密气藏，采气速度应该控制在2%以内。

通过运用单井模型对6种采气速度（分别为0.5%、1%、1.5%、2%、2.5%和3%）下的稳产年限和采出程度进行了模拟计算，计算结果如图2所示。

经分析认为，汪深1区块火山岩气藏的采气速度控制在1.5%～2%左右比较合理。

图2 采气速度与预测期末采出程度关系曲线

3 汪深1区块方案优选及实施办法

通过对开发方式的多方论证，合理开发层系的划分、合理井距及气藏开发模式以及对采气速度等开发技术的研究，制定了汪深1区块火山岩气藏的初步开发方案。汪深1区块初步开发方案采用“水平井与直井”组合方式开采，设计总井数20口，井距在600～1000m，平均900m，采气速度1.57%，稳产期为5年，方案稳产期末及预测开采20年末采出程度高；方案经济评价结果表明财务净现值较高、投资回收期较短，经济效益较好。上述研究成果表明，所制定的气藏开发技术政策在气藏产能综合评价方面，为火山岩气藏的开发奠定了基础，并且对开发方案的编制，起到了一定的指导性作用：①方案总体原则为整体部署、分批实施及井网多次成型的方式部署井网。②实时跟踪调整研究。在基础井网部署的研究基础上，强化实时跟踪研究，根据实施结果，进行完善性调整部署。并在实施过程中，进一步地开展地质储量核实工作，对地质模型实时修正，不断地完善开发方案，为正式的开发方案打下坚实基础。

4 结论

1）该区营城组火山岩包括熔岩类和火山碎屑岩类，火山岩从基性、中性到酸性均有分布，主要岩性酸性岩为流纹岩，中基性岩为玄武岩。火山岩岩相包括5种岩相和14种亚相类型。其中溢流相（54.73%）和爆发相（24.93%）为主要类型。

2）营城组三段火山岩孔隙类型主要为气孔、溶孔和裂缝3种；储集类型多为裂缝－孔隙型和孔隙型。裂缝以构造缝为主，裂缝走向以北北西向及近南北向为主。酸性火山岩物性好于中基性火山岩；中基性岩的裂缝比酸性岩发育。该区储层整体上都属于中－低孔、低－特低渗储层。

3）由于火山岩气藏地质条件复杂，开发难度大，因此选择采用衰竭式开采。为了有效降低井网部署中的风险，采用多次成型的方式，对区块进行不规则布井，形成不规则井网，合理井距为600～1000m。优化的合理采气速度为1.5%～2%，稳产年限为5年，预测期末采出程度高。实施实时跟踪调整，不断地改善方案，降低开发方案的风险。

4）该研究形成的方法和技术对与之相类似的火山岩气藏开发具有良好的推广和应用前景。

［1］ 刘小平 .我国大中型气田主要气藏类型与分布 ［J］.天然气工业，2002，22（1）：1－5.