致密火山岩凝析气藏生产动态特征与影响因素研究——以龙凤山气藏B213井区为例

邱一新

(中国石化东北油气分公司 勘探开发研究院,长春130062)

0 引言

由于反凝析现象的存在,凝析气藏中的凝析油难以采出。一方面,由于在实际生产过程中,随着地层压力的下降及凝析液的析出,气藏中烃类组分发生变化,阻止了凝析液的再次蒸发;另一方面,凝析油饱和度较低时不能流动,会形成“油膜”,滞留在孔隙中,而凝析油在地层中的沉积将增加气流阻力,改变气藏渗流特征,降低气井产能[1-4]。

龙凤山凝析气藏与国内其他凝析气藏相比,储层致密,含油量高,地露压差小,反凝析控制更加困难。B213井区当前处于产能扩建阶段,可参考资料少,开发难度大,已投产气井存在动态规律复杂、递减快、气油比上升快的问题,因此,系统地研究生产动态特征,分析产能影响因素,对井区下一步开发部署和生产调整具有重要意义。

1 B213井区概况

龙凤山气藏B213井区位于松辽盆地中部、长岭断陷南部龙凤山构造带,目的层系火石岭组具有二元结构特征,上部为碎屑岩,下部为火山岩,火山岩纵向上划分为5个期次,其中期次5、期次4和期次3是主力含气期次,不同期次物性差异大。孔隙度为0.3%～8.9%,平均为5.36%,渗透率为0.016～57.000 mD,平均为6.17 mD,储层致密,非均质性强;气油比为618～2 913 m3/m3,凝析油含量为256～1 034 g/m3,属于高等-特高含凝析油凝析气藏。

B213井区当前处于产建阶段,生产曲线如图1所示。已投产气井14口(水平井12口、直井2口),日产气13.77×104m3,日产油36.82t,日产水105.95 m3,平均气油比2 920 m3/m3。

图1 B213井区生产曲线Fig.1 Production curve of B213 well area

2 生产动态特征及影响因素

B213井区生产动态规律复杂,纵向上不同期次岩性、物性差异大,油、气、水产量差异较大;平面上,同一期次不同构造部位产量差异较大。由于受致密凝析气藏的气藏特性影响,井区整体递减较快,气油比上升较快,反凝析控制困难,因此研究不同期次气井生产动态特征和规律,分析造成产能差异和反凝析现象的影响因素很有必要。

2.1 产能差异及影响因素

2.1.1 不同期次气井产能差异分析

B213井区的一个明显生产特征是各个期次气井产能差异大。各期次已投产气井分布如表1所示。

表1 各期次气井分布Table 1 Gas well distribution in each period

为了对比分析各个期次气井产能差异,分别绘制8口井初产气、平均日产气、平均日产油、日产水量的对比图和初始气油比与当前气油比的对比表。

在产气量方面,不同期次的气井表现出明显差异。从图2和图3所示平均日产气和初产气来看,期次4气井B213-7 HF和B213-8 HF初产气高于期次5和期次3气井,期次5气井平均日产气普遍高于期次4和期次3。

图2 B213井区初产气Fig.2 Initial gas production of B213 well area

图3 B213井区平均日产气Fig.3 Average gas production of B213 well area

在产油量方面,如图4所示,期次5的平均日产油量明显高于期次4和期次3,期次4几乎不产油。气油比方面,如表2所示,期次5的气井初始气油比普遍偏低,但当前气油比上升较快,B213-2 HF,B213-3 HF井当前气油比均已超过5 000 m3/m3,表明当前受反凝析影响,产油量下降较快。

图4 B213井区平均日产油Fig.4 Average oil production of B213 well area

表2 各期次气井气油比Table 2 Gas oil ratio of gas wells in each period

在产水量方面,如图5所示,期次3气井的产水量明显高于另外2个期次。生产200 天时,期次5的气井产水量普遍在50 m3/d以下,而期次3的气井产水量最高能达到100 m3/d以上。

图5 各期次产水量Fig.5 Water production in each period

2.1.2 影响因素分析

根据对各个期次产气量、产油量、产水量的分析,可以发现期次5产气量较高,期次4产油量较低,期次3产水量较高。由于气藏复杂性高,造成这种产能差异的因素也很复杂,文中从火山机构含气性、有利相带占比、储层电性物性、气井所处构造部位这4个方面,对比分析各气井产能差异的影响因素。

1)火山机构

B213井区共包括3个火山机构,期次5、期次3的已投产井属于B213火山机构,期次4 的已投产井属于B203火山机构。如表3所示,B203火山机构全烃值和储层厚度更高,火山机构控制含气丰度,因此B203火山机构的气井B213-7 HF和B213-8 HF初产气明显高于其他井。

表3 不同火山机构含气性对比Table 3 Comparison of gas bearing properties of different volcanic bodies

2)有利相带

岩相岩性差异是影响产能的又一根本因素。气藏中喷溢相上部亚相、爆发相热碎屑流亚相、空落亚相为有利相带,有效厚度占比、全烃、孔隙度和渗透率高。如图6所示,从相带看,期次5储层中有利相带占比更高,表现为期次5 的气井产气量更高。

图6 有利岩相占比Fig.6 Pr oportion of favorable facies

3)电性物性

如图7所示,根据测井解释结果来看,期次5的物性明显好于期次4和期次3,储集空间大、充满度高是期次5气井产能高的主要因素;期次3渗透率高、中子高,含水量较大;期次4中子较低,渗透率较小,几乎不含水,所以各个期次气井产水量存在明显差异。

图7 电性物性解释结果Fig.7 Interpretation results of well logging

4)构造部位

由图4可以看出,期次5的气井产油量明显高于期次4和期次3,从构造部位角度看,期次5的井主要分布在构造高部位,凝析油含量高,气油比低;期次4和期次3的井主要分布在构造较低部位,凝析油含量低,气油比高。

同一期次中,构造部位是产油量的主控因素。期次4 的气井中,B213-7 HF 井位于较低部位,产油量低于B213-8 HF 井;期次3 的气井中,B213-10 HF井位于较低部位,产油量低于B213-11 HF井。

2.2 反凝析现象及其影响因素研究

2.2.1 致密凝析气藏反凝析特征

B213井区的第2个生产特征是产气量和凝析油产量递减快,气油比上升快。以期次5两口高产井B213-2 HF和B213-3 HF为例,分别对比不同时间两口气井生产参数变化,如表4所示,两口井产气量、产油量递减和气油比上升的现象明显。从对比结果看,生产1年后,B213-2 HF,B213-3 HF产气量递减率均超过45%,凝析油递减率均超过76%,气油比上升快,当前气油比均已超过5 000 m3/m3。

表4 生产1年后指标对比Table 4 Comparison of indicators after one year of production

根据B213-12 HF井相图(如图8所示),原始地层压力为33.751 MPa,露点压力为30.546 MPa,地露压差仅为3.205 MPa,在开采过程中,随着地层压力的下降,很快会达到露点压力并开始反凝析。如表5所示,通过与国内其他凝析气藏的物性进行对比,发现龙凤山凝析气藏储层更致密、含油量高、地露压差很小,可见致密凝析气藏物性的特点决定了反凝析控制更加困难。

表5 凝析气藏物性对比Table 5 Physical property comparison of condensate gas reservoirs

图8 B213-12 HF井相图Fig.8 Phase diagram of B213-12 HF well

2.2.2 工作制度影响

气井初期配产过高会导致压力快速下降,产量快速递减,在凝析气藏中会加速反凝析的影响。图9和图10分别绘制出B213-2 HF 井和B213-3 HF 井投产后前300天的生产曲线,发现两口井初期平均配产4.5×104m3/d,是方案设计配产的1.5倍。由于初期配产较高,气井实际递减率高于方案设计的2.4倍,分别是43.8%和42.2%。

图9 B213-2 HF井产气量曲线Fig.9 Gas production curve of B213-2 HF well

图10 B213-3 HF井产气量曲线Fig.10 Gas production curve of B213-3 HF well

为了直观分析期高配产工作制度的影响,分别绘制B213-2 HF井和B213-3 HF井两口井初期压降速率和平均汽油比变化曲线,如图11和图12所示,两口井油压下降较快,最高超过0.04 MPa/d,气油比均呈明显上升趋势。

图11 B213-2 HF井压降速率及气油比曲线Fig.11 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-2 HF well

图12 B213-3 HF井压降速率及气油比曲线Fig.12 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-3 HF well

从地层静压压降速率看,借鉴表6 所示邻区B201井区的开发经验,当年均压降达到10 MPa时,动态储量损失达到40%,采收率大幅下降。根据表7所示B213-3 HF 井静压测试结果,压降速率超过了每年10 MPa,说明初期配产过高是导致压降过快,进而导致反凝析速度加快的原因之一。

表6 B201井区反凝析试验结果Table 6 Test results of retrograde condensation of B201 well area

表7 B213-3 HF井静压测试结果Table 7 Static pressure test results of B213-3HF well

3 结论

1)龙凤山凝析气藏储层致密,含油量高,地露压差小,与国内其他凝析气藏相比,生产规律更加复杂,反凝析控制更加困难。

2)B213井区各个期次气井产能差异大,其中期次5平均产气量和产油量最高,期次3产水量最高,期次4几乎不产油;影响产能差异的主要因素有火山机构、相带、电性物性和构造部位。

3)致密凝析气藏的自身物性是导致生产中递减快、压降快、反凝析现象明显的根本原因,工作制度初期配产过高会加剧反凝析的影响。