安岳气田高石梯区块上震旦统灯四段气藏动态监测及认识

严 鸿 商绍芬 张 铭 季晓靖

（中国石油西南油气田公司蜀南气矿，四川 泸州 646000）

0 引言

四川盆地安岳特大型气田高石梯区块高石1井区上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制，为构造背景下的高温常压大型岩性—地层复合圈闭气藏。储层岩性以藻凝块云岩、藻叠层云岩、藻砂屑云岩为主。储集空间以中小溶洞和各类溶蚀孔隙为主，其次为粒间（溶）孔，孔洞间连通性差。全直径岩心平均孔隙度为3.97%，水平方向、垂直方向平均渗透率分别为2.89 mD、0.48 mD，其中裂缝—孔洞型储层和孔隙溶洞型储层溶洞发育，孔隙度大于3%，渗透率大于0.1 mD。孔隙型储层孔隙度多为2%～3%，渗透率多小于0.01 mD，储渗性较差，总体表现为低孔隙度、低渗透率，局部表现为高孔隙度、高渗透率，非均质性较强。储层类型为裂缝— 孔洞型、孔隙— 溶洞型和孔隙型。储层纵向多层，单层厚度介于2～15 m。受丘滩相沉积与岩溶作用的控制，储层叠置连片分布，缝洞型储层和孔洞型储层是优质储层，其中台缘带优质储层最发育，且向东侧逐渐减薄。气藏动态监测［1-4］是气藏评价及认识气藏开发［5-6］动态规律的重要手段。应用成熟的设计技术和解释方法录取大量的动态监测资料，对于深化气藏特征认识，指导下步勘探开发、储量计算、开发方案编制以及科学开采、实现高水平效益开发意义极为重要。开展常规动态监测，通过对气井生产过程中气、水产量，井口压力、井底压力及流体性质的监测，为气井生产动态分析和生产管理录取必要的基础资料。开展专项试井，通过气井压力恢复或压降试井分析储层渗流模型、渗流特征和气井完善程度，求取有效渗透率、储容比和窜流系数等储层参数，同时利用试井资料了解气井产能、储量、水侵影响状况。开展生产测井，定量了解产出流体在储层纵向上的分布［7］和各类储层对产出流体的贡献能力，为建立气井产出图剖面、研究气藏气水关系、制定气藏开发对策奠定基础［8-9］。

1 气藏动态监测计划实施情况

由于气藏缝洞发育非均质性强，储层基质低孔隙度低渗透率，完井测试压力恢复时间短，不能完全反映气井渗流特征。在试采及正式开发期间，围绕尽早获得气藏动态描述参数，掌握气藏地质特征、动态特征。同时，针对复杂气藏特征，进一步明确优化气田开发技术措施，研究气藏连通性和开发井距，实现分层与合采产能分析及水平井产能评价。加强气水关系分析，针对气藏的非均质性，进一步研究单井的经济极限产量与单井可动储量，为气藏开发调整方案提供依据。

对有条件的井进行生产测井、压力恢复测试、产能试井、测产出剖面及井间干扰测试，动态监测井覆盖全气藏，早期部署部分计划见表1，气藏动态监测部署根据气井生产动态变化后期可作出相应调整。针对高石梯区块灯四段气藏的复杂性，自2012年9 月高石1 井投产以来，气藏先后开展了气分析615 井次、产出液分析1 105 井次、压力恢复试井19井次、产能试井7井次、生产测井2井次、点测静压49井次、8口井示踪剂产气剖面监测。由于气藏动态监测涉及内容广泛，笔者重点对生产测井、气藏流体监测以及试井等典型动态监测事例进行了分析，进一步深化对气藏特征及开发动态规律的认识。

表1 气藏动态监测安排表

2 气藏动态监测成果认识

通过对高石梯区块灯四段气藏多方位、多时段、多维度地开展动态监测，进一步明确了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式、流体产出剖面特征，为制定气井合理工作制度及掌握开发动态规律奠定了基础。

2.1 高石1井生产测井表明产出液体来自于灯二段

针对高产气井及不同构造位置、纵向多产层的有条件气井进行生产测井，进一步认识流体性质在纵向上的变化。选取高石1井进行分析，高石1井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起高石梯构造震顶构造高部位上的一口预探井，先后进行了灯二段、灯四下亚段、灯四上亚段试油，获得工业气流，于2012年9月23日投入试采，灯二段气藏—灯四段气藏合层开采，以定产5×104m3／d生产，同年9月25日开始带出井底积液，最大液量达25 m3／d，经化验分析为含钡离子的地层水。生产测井资料显示，产出液体来自于灯二段。

2.2 对气藏流体监测表明，气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏

气井在生产期间H2S 和其他组分含量变化不明显。监测全气藏完钻井共665 井次，CO2含量主要在80～120 g／m3（图1），井间H2S 含量主要在10～25 g／m（3图2）。H2S 含量区域差异较大，H2S 含量相对较高的气井位于高石3井储渗单元，其次位于高石2井储渗单元，含量相对较低的气井位于高石9井储渗单元（图3）。组分差异为进一步深化气藏总体连通性认识提供了依据，油气藏相互连通时，流体混合作用可部分或完全消除油气在运移成藏过程中造成的组分差异，研究区内H2S含量区域差异较大，说明气藏区域间总体连通性较差［10］，但局部井区存在连通可能。

图1 监测气藏CO2含量图

图2 监测气藏H2S含量图

图3 高石梯区块气井H2S含量分布图

以储层预测、断层、井控范围、渗流特征将气藏划分为高石3、高石2 和高石9 这3 个储渗单元［11］（图4）。流体分布特征进一步检验了储渗单元划分的合理性，气质分析也表明3个储渗单元在平面上不具有统一连通的地质基础。

图4 高石1井区灯四段气藏储渗单元划分示意图

2.3 水性监测表明气藏未见明显的边水底水

高石1井区块灯四段气藏完钻井完井测试均不产水，气藏已投产31 口井的产出液均为工作液和凝析水的混合液或者凝析水，气藏未见明显的边水底水。高石1井区发育有3条断层，重点针对断层附近的井进行水性监测，目前断层附近的投产井为高石10井、高石12井等。

针对性水性监测表明，气藏断层附近的井在生产过程中未产地层水。临近高石10 井时间偏移剖面寒武系底部发育一条断层，仅切割寒武系底部，断距小，同相轴连续，波形完整，能量强。过高石10井时间偏移剖面寒武系底部断层尖灭，无地震异常特征，沟通灯四与灯二段气藏的可能性小（图5a）。流体监测表明高石10 井产出液不是地层水（图6a），高石10 井开采及配产不用考虑灯二段地层水的水侵影响。过高石12 井时间偏移剖面灯影组内部同相轴杂乱，距离井口约400 m的断层断距大，向下断穿多个层位，具有连通灯四段、灯二段地层的可能性（图5b）。因此重点持续监测高石12井的流体性质，流体监测表明高石12井产出液不是地层水（图6b）。

图5 高石12井、高石10井时间偏移剖面图

图6 高石12井、高石10井水分析曲线图

2.4 试井表明气藏存在不同的储渗模式

选取气藏不同位置、不同开发时段的典型井开展试井，通过不同井区的气井压力恢复试井解释表明，灯四段气藏储层非均质性强，储渗性能存在差异，刻画了孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型等不同储渗模式气井的试井响应特征（表2）。从平面展布看，多数建产井未发生先期压降，气藏连通性总体较差。结合开发动态表明，处于储渗单元内中部气井的中产高产稳产能力强，边部气井稳产能力差，处于相对低渗透率区的高石1 井和高石10 井的稳产性较差。

表2 高石梯区块震旦系灯四段气藏气井试井解释统计表

2.4.1 孔隙型

孔隙型缝洞都欠发育，缝洞直接搭配关系差，这类气井的主要渗流通道是孔隙喉道，试井曲线低渗透率特征明显，总体表现为压力恢复速度缓慢，储层总体以孔隙型为主，测试产能和生产稳定产量较低（图7a），典型井为高石1井、高石10井。

2.4.2 孔洞型

孔洞型溶蚀孔洞发育，分布相对均一，裂缝欠发育，主要渗流通道是溶洞和孔喉，储层总体渗透性较好，远井区物性有变好的趋势。典型井有高石8井、高石001-H2 井、高石001-X3 井、高石001-X1井（图7b）。

2.4.3 裂缝孔洞型

缝洞型缝洞交错发育，缝洞搭配好。主要渗流通道是裂缝以及缝洞系统，初期测试产量均较高。缝洞型（外区物性变好气井）裂缝沟通远井区的缝洞体（图7c），气井高产稳产能力较强，单井控制储量较大，如高石3 井、高石2 井。缝洞型（外区物性变差气井），虽然直接钻遇大型缝洞体，测试获得高产，但由于外区物性差，气井补给能力较差，试井解释单井控制范围有限（图7d），生产直观地表现为井口压力下降较快，稳产能力较弱，典型井为高石7井、高石001-X4井等。

2.5 试井解释部分气井存在井底污染

图7 高石1井、高石001-H2井、高石3井和高石7井压力恢复试井双对数曲线图

试井解释及生产表明部分气井井底污染有待进一步改善，如高石3 井、高石9 井、高石7 井、高石001-X4井。高石梯区块气井在生产过程中普遍产出固体颗粒及粘稠状污物，多次造成油管堵塞、井下作业遇卡、地面集输系统堵塞等异常情况。高石001-X4 井于2017 年3 月4 日投产，初期日产气量为38×104m3，产量、油压递减较快。该井相对邻井生产效果差，2018年4月对该井开展了二次酸化解堵试验，从试井解释对比来看，酸化改造效果不明显，近井区渗透率为9.97 mD，远井区改造效果较差，储层渗透率仍然较低，为0.081 mD。远井区流体供给不充分，产量、压力递减快。表皮系数为2.05，证明近井筒地带污染未被解除。

2.6 按生产压差、无阻流量比值、井控动态储量采气速度综合评价气井合理配产工作制度

高石 001-H11 井于 2018 年 11 月 23 日以日产气量30 × 104m3投入生产，投产后产量稳定，油压下降较快。截至2019 年5 月25 日试井，高石001-H11井油压41 MPa↓24.7 MPa，油压递减速度为0.9 MPa／mon，平均日产气量为24×104m3，日产液量为4.2 m3，累计产气量为0.49 × 108m3，累计产液量为1 653 m3，水气比为0.18 m3／104m3。在稳定产气量24.32×104m3／d 下井底流压为34.39 MPa，生产压差为17.52 MPa。利用二项式产能方程计算气井无阻流量为91.41×104m3／d。压降法计算井控动态储量为9.54×108m3，采气速度为8.3%。从试井解释结果来看，近井区溶洞发育，储层物性较好，而外井区储层物性较差，远端供气能力相对不足，该井具有一定的稳产能力，但不适合大幅度提产，该井配产应考虑控制生产压差、采气速度。

3 结论

1）高石梯区块灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏，通过流体监测进一步验证了气藏划分为3个储渗单元的合理性。气藏未见明显的边水底水，高石1井产出液体来自于灯二段。

2）气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3 种不同的储渗模式，部分气井存在井底污染。利用动态监测调整气井配产工作制度合理可行。

3）多维度进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段，形成的动态监测分析方法可为类似气藏的开发提供借鉴和参考。