賈 英 黃 磊 石志良 李 健 成亞斌 郭艷東

(1. 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083；2. 中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院， 北京 100083；3. 中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院， 天津 300280)

試井解釋在高含CO2火山巖氣藏中的應用

賈 英1黃 磊2石志良1李 健3成亞斌3郭艷東1

(1. 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083；2. 中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院， 北京 100083；3. 中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院， 天津 300280)

針對松南火山巖氣藏儲層巖性巖相變化快、非均質性強，數(shù)據(jù)測試不規(guī)范，前期地質認識與動態(tài)跟蹤存在出入等問題，分析了壓力卡片原始數(shù)據(jù)，剖出雜點及干擾點，尋找真實反映火山巖儲層的壓力響應；多種方法結合，確定了合理的儲層解釋；測試與地質、動態(tài)相結合，從多角度驗證試井模型的可靠性，為火山巖氣層識別提供評價依據(jù)。

試井解釋； 火山巖氣藏； 高含CO2

試井解釋在勘探開發(fā)的初期及開發(fā)中期都是重要的認識手段，特別在儲層特征及滲流機理認識方面起到了重要的作用[1]。松南火山巖氣藏通過近幾年持續(xù)勘探開發(fā)，獲得了較好的開發(fā)前景[2]。但在最近幾年的動態(tài)跟蹤中，發(fā)現(xiàn)部分井動態(tài)特征與前期的地質認識存在差異，僅依靠前期的地質分析難于得出合理的解釋。此次研究結合地質認識、動態(tài)跟蹤，以試井分析和解釋作為主要手段，對重點井進行了深入的剖析，旨在得出合理的認識和結論，指導實際生產(chǎn)。

1 火山巖試井解釋面臨的主要問題

1.1難以尋求統(tǒng)一的解釋模式以判斷儲層類型及驅動方式

火山巖儲層是不同成分巖漿在高溫條件下的產(chǎn)物，巖性、巖相變化復雜，難以尋求統(tǒng)一的模型進行解釋。如果儲層判斷是彈性驅氣藏，主要考慮采氣速度與穩(wěn)產(chǎn)期關系，在合適的條件下可以適當提高采氣速度；如果是裂縫型儲層，則可沿裂縫發(fā)育方向不均勻布井；如果是裂縫底水氣藏，則需充分考慮裂縫 — 底水匹配關系，延緩底水上升速度。因此，儲層特征和判別氣藏驅動類型是動態(tài)跟蹤方案調整的關鍵。

1.2測試不規(guī)范，雙對數(shù)曲線出現(xiàn)異常

該氣田5口井測試資料較差，部分井壓力恢復前期測試數(shù)據(jù)不標準，壓力恢復前為流壓梯度測試，測點位置不固定，壓力呈現(xiàn)不斷上升趨勢。

1.3前期地質認識與動態(tài)跟蹤存在出入，難以得出合理解釋

以YS101井為例，該井位于火山口附近，井區(qū)無邊底水。YS101井巖心觀察成像測井見圖1。巖心分析認為該井發(fā)育氣孔熔結凝灰角礫巖(浮巖)。成像測井透視了巖石內部結構，表明巖石內部孔隙發(fā)育，團塊狀、條帶狀組分經(jīng)冷凝后保留了較多孔隙空間。YS101井發(fā)育的浮巖為最好儲層。YS101井產(chǎn)氣曲線見圖2。該井產(chǎn)量遞減迅速，日產(chǎn)氣量及壓力均難以穩(wěn)定。產(chǎn)氣規(guī)律與地質認識相悖。

2 試井解釋火山巖氣藏思路

針對上述問題，通過試井解釋方法探索，開展火山巖氣藏測試參數(shù)解釋：(1)分析測試原始數(shù)據(jù)，剖出雜點及干擾點，尋找真實反映火山巖儲層的壓力響應；(2)重新審視儲層試井解釋原理的本質含義，從原理出發(fā)，多種方法結合，確定合理的儲層解釋；(3)研究測試與地質、動態(tài)之間的內在關系，從多角度驗證試井模型的正確性，分析儲層物性，為火山巖氣層識別提供評價依據(jù)。

圖1 YS101井巖心觀察成像測井

圖2 YS101井產(chǎn)氣曲線

2.1整理篩選原始數(shù)據(jù)，確保數(shù)據(jù)真實可靠

(1) 針對測試方法不規(guī)范，探索嘗試錄入生產(chǎn)段壓力數(shù)據(jù)，對不能解釋的資料重新進行解釋。以YS101井為例，該井開展2次測試，第1次測試后關井壓力恢復119 h。第2次測試為該井生產(chǎn)9個月后開展的壓力恢復試井。第2次壓力恢復前期僅做了4 h流壓測試，時間非常短。如果只加載流壓數(shù)據(jù)，YS101井第2次壓恢曲線(僅流壓測試數(shù)據(jù))如圖3所示。常規(guī)觀點認為，該測試資料不可用，不能解釋。

通過分析測試及生產(chǎn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，第2次壓恢之前，該井生產(chǎn)了9個月。載入恢復前生產(chǎn)數(shù)據(jù)，并根據(jù)井口壓力測算井底流壓，重新錄入流量史。YS101井第2次壓恢曲線(重新載入生產(chǎn)數(shù)據(jù))如圖4所示。

(2) 結合PPD方法進行診斷，排除測試干擾。松南火山巖氣藏測試數(shù)據(jù)獲得的雙對數(shù)曲線部分點比較雜亂，需要尋求新方法篩出雜點，確保數(shù)據(jù)真實可靠。

圖3 YS101井第2次壓恢曲線(僅流壓測試數(shù)據(jù))

圖4 YS101井第2次壓恢曲線(重新載入生產(chǎn)數(shù)據(jù))

如YP7井，該井鉆遇氣水界面，井筒中存在氣水兩相流動。其雙對數(shù)曲線見圖5。從測試壓力史圖(圖6)可以看出，測試恢復段有明顯駝峰，認為井筒中氣液相重新分布，井底壓力增加，形成駝峰。因此，應用Mattar提出的PPD方法分辨數(shù)據(jù)點。PPD方法認為計算壓力導數(shù)隨時間增加單調遞減的數(shù)值為反應儲層物性的數(shù)據(jù)。應用PPD診斷，認為YP7井前期及后期出現(xiàn)雜亂數(shù)據(jù)點，隨時間增加而增加，該段數(shù)據(jù)并非反映儲層特征。

2.2分析變井儲特征及井中積液問題

(1) 原始測試卡片分析。在氣井生產(chǎn)過程中，如果井底積液未能及時發(fā)現(xiàn)，液體會在井筒或近井地帶積聚，可能會對氣井造成傷害。從測試的原始數(shù)據(jù)分析入手，結合試井分析，判斷井底積液情況。

圖6 YP7井第二次壓力恢復歷史曲線

以YS101井為例，第1次測試井放置了3個壓力計，上、中、下壓力計的位置分別為3 797.5、3 800.5、3 801.0 m。YS101井壓力計卡片分析對比圖(第1次測試)見圖7。初期測靜壓時井筒內流體為氣、水混合物，3個壓力計測得壓力差為氣、水混合物的重力。關井后流體產(chǎn)生重力分離，重質的液體成分向井筒下部滑落，產(chǎn)生積水。開井后，隨著井筒中液體的排出，井流物的密度隨開井時間不斷延長而增加，上部壓力計測得的壓力下降增加，上、下壓力計壓差不斷增加。關井后液體回落，積液。開井時井底積液被氣流攜帶向上運移，并帶出井口。漏失到地層中的工作液隨開井時間的延長而不斷排出。因此認為該井第1次測試時存在積液影響。

圖7 YS101井壓力計卡片分析對比圖(第1次測試)

YS101井第2次測試時放置了2個壓力計，2個壓力計相距2 m。從壓力計壓力記錄數(shù)據(jù)對比分析可以看出，開井及關井過程中無明顯的氣液相分離現(xiàn)象。表明該井生產(chǎn)后，井底不存在積液。

(2) YS101井雙對數(shù)曲線診斷。從測試的雙對數(shù)曲線可以看出，第1次壓力恢復測試前期30 min反映的變井儲特征，呈現(xiàn)“駝峰”型曲線，第2次壓力恢復呈現(xiàn)“臺階”型。第2次壓力恢復測試的井儲比第1次測試時更大。

根據(jù)Fair模型，F(xiàn)air變井儲指數(shù)式方程如下[3-4]：

式中：pφD—— 無因次相變壓力(表示井筒積液引起的最大壓力變化)；

tD—— 無因次時間；

CD—— 無因次井儲系數(shù)；

CφD—— 無因次井筒積液井儲系數(shù)；

t—— 時間，h；

αD—— 無因次井筒積液引起的最大壓力變化時間；

K—— 地層滲透率，μm2；

α—— 井筒積液引起的最大壓力降為原來的63%時的時間，h；

φ—— 地層孔隙度；

μ—— 流體黏度，mPa·s；

Ct—— 地層及其中流體綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

rw—— 井徑，m。

利用該模型可以較好地擬合類似“駝峰”現(xiàn)象的實測數(shù)據(jù)壓力和壓力導數(shù)曲線。由于井儲反映井筒內流體的壓縮性，因此，相對于第1次測試，第2次井筒內流體壓縮性增大，也就意味著井筒內的液體(水)的含量減小。

(3) 礦化度及產(chǎn)水曲線分析。不同階段水樣礦化度分析表明，初期礦化度較高(40 000 mg/L)，后期逐漸降低。通過參考該區(qū)采集地層水樣的礦化度(地層水總礦化度在32 693～39 367 mg/L)認為，YS101井礦化度前期較高，后期逐漸降低。排除后期產(chǎn)地層水的可能性。

結合YS101原始測試卡片分析、雙對數(shù)曲線診斷及動態(tài)分析認為，YS101井第2次測試積液不明顯，排除該井生產(chǎn)過程中積液導致產(chǎn)量遞減。

2.3產(chǎn)能、動態(tài)驗證模型的合理性

(1) 試井解釋結果與產(chǎn)能相匹配。繪制5口井13口井次的無阻流量、地層系數(shù)柱狀圖(見圖8)，可見地層系數(shù)與無阻流量呈對應關系，表明儲層物性解釋結果與產(chǎn)能相匹配。

(2) 試井解釋結果與動態(tài)相匹配。應用Saphir軟件對YS101井開展不穩(wěn)定試井解釋，2次測試均采用“井儲+表皮+河道邊界”模型，雙對數(shù)曲線擬合較好，YS101井不穩(wěn)定試井解釋結果見表1。

圖8 無阻流量、地層系數(shù)柱狀圖

井儲∕(m3·MPa-1)壓力∕MPa滲透率∕(10-3μm2)高滲帶∕m不穩(wěn)定邊界∕m第1次測試0.71342.231.25S:72.29N:147.09E:180.00W:15.57第2次測試10.80035.800.23S:76.50N:142.00E:164.00W:30.00

2次解釋結果表明，第2次測試井井儲較大。同一口井不同井儲表明井筒內流體不同。第2次測試井儲較大，說明第2次測試中井筒內以氣相為主，進一步證實第2次測試中井筒內無井底積液。對比滲透率發(fā)現(xiàn)，該井第2次測試滲透率較大，為1.25×10-3μm2，第2次解釋滲透率下降至0.23×10-3μm2，滲透率嚴重降低。

解釋均選用“井儲+表皮+河道邊界”模型，從解釋結果看YS101井處于不到200 m寬的河道中，井控范圍小，井控儲量有限。因此，通過試井解釋認為井控范圍有限是該井壓力產(chǎn)量遞減迅速的主導原因。

(3) 產(chǎn)能及動態(tài)分析。YS101井生產(chǎn)1年來產(chǎn)量、壓力下降迅速，生產(chǎn)動態(tài)分析見圖9。產(chǎn)量從14.25×104m3/d降到0.20×104m3/d；無阻流量由初期的31.00×104m3/d降到2.00×104m3/d。應用 Topaze軟件分析，解釋選用“井儲+表皮+河道邊界”模型，擬合測試產(chǎn)量歷史、雙對數(shù)曲線、Blasingame模版等[5-8]。擬合結果表明：隨著生產(chǎn)的開展，YS101井物性逐漸變差(滲透率由1.25×10-3μm2降到0.20×10-3μm2)，可能是受儲層中壓敏效應的影響，氣相有效滲透率嚴重降低。該結論與試井解釋結果一致。

圖9 YS101井生產(chǎn)動態(tài)分析圖

3 結 語

對松南火山巖氣藏試井，采用“定性診斷與定量解釋相互結合、生產(chǎn)地質相互驗證”的評價原則，完成了松南火山巖氣藏8口井16井次試井分析。在此主要用阻流邊界/復合、雙重介質和窄條帶3種模型進行解釋，反應出儲層存在裂縫及平面非均質性強的特點。8口井中，有2口井試井解釋外圍物性變化，反映出儲層非均質性強；儲層部分區(qū)域裂縫發(fā)育，4口井試井解釋表現(xiàn)出雙孔介質特征。下一步研究時應從以下幾個方面考慮：

(1) 規(guī)范測試方法，氣井關井測試前應保持連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，產(chǎn)量變化幅度不超過10%。測試從關井時刻開始，記錄關井時間以及關井前流動狀態(tài)和關井后的壓力、溫度變化數(shù)據(jù)。根據(jù)試井設計方案和試井實時診斷圖判定是否結束壓力恢復試井。

(2) 氣井(尤其含酸性氣井)試井時，工作制度的選擇和井筒水合物的防治非常關鍵，是試井順利進行和資料合格的重要保證。實際現(xiàn)場應用時要相互兼顧，統(tǒng)一考慮，才能確保測試成功。

(3) 通過對YS101井2次測試解釋分析，YS101井處于不到200 m的窄條帶中，井控范圍小，井控儲量??；壓力下降幅度較大，儲層壓力下降了6.4 MPa；第2次壓力恢復解釋滲透率下降，可能是儲層中壓敏效應等的影響，使氣相有效滲透率嚴重降低，但具體原因有待進一步研究。建議該井開展壓裂改造以提高產(chǎn)能。

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[8] AGARWAL R G, GARDNER D C, KLEINSTEIBER S W, et al. Analyzing Well Production Data Using Combined Type Curve and Decline Curve Concepts[G]. SPE 49222, 1998.

Abstract:Songnan volcanic gas reservoir is characterized by quick change lithology and lithofacies, and strong heterogeneity; the pressure transient data were not tested with standard; reasonable explanations were hard drawn because of differences between geological understanding and dynamic analysis. The original test data were analyzed and noise points were moved in order to find the true pressure response of volcanic reservoir. Then, the reasonable reservoir interpretations were determined from the principle and the combination of various methods. Finally, the correctness of well test models was verified from analyzing the relationships among tests, geology and dynamics systematically, which laid the foundation for the identification of volcanic gas reservoir.

Keywords:well test; volcanic gas reservoir; high CO2content

ApplicationofWellTestintheAnalysisofHighCO2ContentVolcanicGasReservoir

JIA Ying1HUANG Lei2SHI Zhiliang1LI Jian3CHENG Yabin3GUO Yandong1

(1.Petroleum Exploitation & Production Research Institute, Sinopec, Beijing 100083, China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China;3.Exploration and Development Research Institute, Dagang Oil Field, Tianjin 300280, China)

TE353

A

1673-1980(2017)05-0040-05

2017-04-20

國家科技重大專項“鄂北致密氣藏注氣開發(fā)優(yōu)化設計技術研究”(2016ZX05048003-004)；中國石油化工股份有限公司科技部項目“注CO2提高凝析氣藏采收率機理研究”(P15031)；中國石油化工股份有限公司科技部基礎前瞻項目“大牛地氣田CO2驅提高采收率可行性評價”(G5800-14-ZS-KJB033-5)

賈英(1980 — )，女，博士，高級工程師，研究方向為特殊氣田開發(fā)及注氣提高采收率。