松辽盆地徐深气田火山岩气藏储量动用及开采特征

毕 晓 明

中国石油大庆油田勘探开发研究院

0 引言

自2007年以来，大庆徐深气田先后投入开发4个区块，陆续投产110口气井，其中火山岩天然气储量占到已开发地质储量的90.8%，是大庆气区最主要的供气保障。经过11年的火山岩气藏开发，已对其产能与动态储量取得了较为一致的认识：①火山岩气井需要压裂改造获得工业气流；②气井的初期产能主要受到储层物性的控制，储层非均质性强导致气井间产能差异大；③压裂井虽然初期产能较高，但下降也较快；④气井井控动态储量差异大［1-6］。随着气藏开发的深入，火山岩产能与动态储量都出现了新的问题，即火山岩气井的井控动态储量在逐步增加，但增加的原因与物质基础是什么，如何进一步提高储量动用程度，火山岩气藏采收率大小，与储量动用相关的渗流特征如何，长期生产后气井的产能如何变化等问题直接关系到气藏以后的挖潜与开发方案的制定。据此，从储层特征着手，结合气藏开发实践及多方法综合运用，阐述了徐深气田火山岩气藏井控动态储量特点、增储的方向、采收率特征、气井渗流以及产能特征。

1 储层特征

徐深气田火山岩储层在火山喷发期和后喷发期的一系列成岩作用的影响下，形成了基质、孔隙、天然裂缝等各类储集空间类型，各类储集空间类型相互组合，形成不同的储渗结构体。储层中既有致密基质（渗透率≤0.1 mD，孔隙度≤4%）、低孔渗体（0.1 mD＜渗透率＜1.0 mD，4%＜孔隙度＜8%），又存在高孔渗体（渗透率≥1.0 mD，孔隙度≥8%）和天然裂缝。徐深气田火山岩储层有8口井进行了长井段取心，取心总长度1 600 m，在长井段取心中（表1）, 致密基质的样品数占总样品数近80%，这种以致密基质为主，其间分布高、低孔渗的储渗结构形式，使得火山岩储层有较复杂的储量动用与产能特征。

表1 取心井渗透率与孔隙度分布表

2 开发井特征

气田2007年投入开发，井距700～1000 m，开发井射孔段平均海拔深度3 350 m，平均原始压力系数1.08，采用压裂完井（压裂规模：平均每口井使用600 m3压裂液，平均每口井加砂60 m3）。气井间初期产能差异大，初期稳定产量≥10.0×104m3/d的井占34.5%，稳定产量≤5.0×104m3/d的井占41.6%，5.0×104～10.0×104m3/d的井占23.9%。气井普遍采用定产降压的方式开井生产，设计外输压力6.4 MPa，开发后期考虑增压开采。受到季节性用气量差异的影响，气井采用间歇性开采。2018年已经投产气井110口，日产气量750.0×104m3，年产气量18.0×108m3，累产气量128.0×108m3。

3 储量动用特征

3.1 井控动态储量

火山岩中低渗—致密储层占到了95%，这类储层中的气井射孔后几乎都只能产低产气流，气井需要压裂改造才能获得工业气流。压裂裂缝沟通了周围的孔、洞和天然裂缝，在近井筒周围形成了连通性好，相对高渗的区域，定义为主流区［7-8］。开发中气井的压降曲线下降减缓（图1），显示气井有能量缓慢补给，因此，在主流区的周围存在着以致密基质为主的补给区，同时区内部分发育有高低孔渗体。综合地质、试井与气藏工程技术分析［9-15］，气井的主流区近似矩形，长轴方向与压裂主裂缝的延伸方向有关。

图1 气井压降曲线图

气井投产后，与井筒直接相连的主流区内的储量先动用，随着主流区内地层压力的下降，补给区内的气体逐步向主流区流动，补给区内的储量逐步动用，气井的井控动态储量逐步增加（图2）。动态储量的增加呈现2段式斜率特点，初期增加较快，然后减缓，逐步接近气井实际控制储量。动态储量初期增加较快，表明主流区内的储量相对较低，综合评价主流区动态储量占总井控动态储量20.0%左右，剩余的储量来自于补给区域，补给区是气井长期供气的保障。

3.2 增储方向

图2 井控动态储量变化图

图3 不同渗透率级别的合理井距展示图

主流区内气体无启动压力阻力影响，主流区与补给区间因物性差异存在着阻流边界，补给区内气体需要克服启动压力阻力后进入主流区内。综合启动压力梯度岩心试验结果分析（图3），随着主流区范围的扩大，分布于各井间的补给区范围相对缩小，气体受到启动压力阻力影响的范围减小，渗透率更低的气体参与流动，可动用储量规模增大，因此通过加大压裂规模扩大主流区范围，可提高储量动用程度。按照主流区宽度250 m考虑，渗透率0.1 mD的气体进入主流区，需要550 m左右的井距。因此，可依据补给区中致密基质的多少缩小井距，提高储量动用程度。

3.3 采收率特征

采用数值试井模拟废弃井底流压7.95 MPa时，不同废弃经济极限产量下采收率[16-17]随渗透率变化（图4）。补给区渗透率≤0.1 mD时，采收率受废弃经济极限产量影响大，随着废弃经济极限产量的增加，采收率下降幅度大。而废弃经济极限产量一定时，提高渗透率，采收率增加幅度明显；补给区渗透率＞0.1 mD时（特别是渗透率≥0.5 mD时），提高渗透率后，采收率增加幅度变小，此时主要提高采气速度。

图4 采收率与渗透率关系图

4 产能特征

4.1 渗流特征

气井压裂完井，在双对数试井曲线中，过井筒储集阶段后，曲线反映的是压裂裂缝本身的线性流动特征。压裂裂缝线性流动后，主流区中的气体向压裂裂缝流动，受到压裂裂缝延展性影响，主流区呈近似矩形形态，主流区中气体以线性流动的形式流向压裂裂缝。主流区中压力下降后，补给区开始向主流区中供气，由于补给区与主流区之间存在阻流边界，且补给区内气体受到启动压力阻力影响，压力扩散缓慢，气体流动受阻，双对数曲线持续上翘，使得不稳定试井测试中拟径向流动不易出现（图5）。

图5 双对数试井曲线图

4.2 产能特征

气井虽然钻遇了高孔渗体和天然裂缝，但由于高孔渗体和天然裂缝规模小，彼此间连通性差，因此气井射孔后产能很低。压裂改造以后，压裂裂缝长度在百米以上，形成主流区域，气井投产后，初供气以主流区为主，初期产能高，但主流区规模小，产能很快下降（图6）。随着主流区压力下降，补给区发挥作用，补给量逐步增加，达到最大补给能力后，又逐步下降，初期下降快，然后逐渐减缓（图7）。气井的产能表现为初期递减快，后期递减逐步减缓，呈现双曲-调和的递减规律。

图6 无阻流量变化曲线图

图7 补给能力变化曲线图

5 结论

1）火山岩储层压裂改造后形成双区供气的结构，与气井直接相连的是主流区，主流区外是补给区，补给区中的气体首先进入主流区，经主流区沿压裂裂缝进入气井。

2）气井投产后，最先动用主流区储量，随着主流区压力下降，补给区逐步补给，气井的井控动态储量逐步增加，补给区是气井长期供气的保障。

3）压裂改造以后，形成主流区域，提高了气井的早期产能。但气井长期的物质保障主要存在于以致密基质为主的补给区中，改善致密基质渗透性有提高产能和增加采收率作用。