王曉薔

（中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院, 黑龍江大慶 163712）

火山巖氣藏受構(gòu)造與巖性雙重因素控制成藏，無(wú)統(tǒng)一的氣水界面，多具有邊水、底水，為沿火山頭分布的一系列構(gòu)造-巖性、巖性-構(gòu)造復(fù)合氣藏?？梢岳脦r心分析、測(cè)井解釋、地質(zhì)和地震等方面的測(cè)試資料進(jìn)行產(chǎn)能試井、壓力與深度關(guān)系分析、儲(chǔ)量計(jì)算等，因此，測(cè)試資料分析在火山巖氣藏勘探開(kāi)發(fā)的各階段發(fā)揮著重要作用。

1 測(cè)試資料應(yīng)用效果

1.1 氣藏（井）動(dòng)態(tài)描述

松遼盆地北部深層儲(chǔ)層是以火山巖為主體的中低孔、低滲儲(chǔ)層，80%以上的井需要壓裂改造。氣井產(chǎn)能特征復(fù)雜，區(qū)塊間及區(qū)塊內(nèi)各井產(chǎn)能高低不等，試采井動(dòng)態(tài)特征差異大，產(chǎn)量與壓力穩(wěn)定性各不相同，試采井總體上以中低產(chǎn)井居多。主要受到裂縫勾通的影響，部分井在試采中見(jiàn)地層水。

利用不穩(wěn)定試井技術(shù)可以分析井控范圍內(nèi)相關(guān)參數(shù)，如壓裂縫特征（半長(zhǎng)、導(dǎo)流能力）、地層物性、邊界距離。動(dòng)靜結(jié)合描述井控區(qū)域儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)特征，搞清氣井產(chǎn)能及動(dòng)態(tài)特征的主要影響因素。井控區(qū)域儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)技術(shù)流程包括儲(chǔ)集空間類(lèi)型與分布、各類(lèi)儲(chǔ)集空間產(chǎn)能特征、井控區(qū)域儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)形式。徐深氣田火山巖氣藏儲(chǔ)層有效儲(chǔ)集空間具有典型三元結(jié)構(gòu)特征，即基質(zhì)（低孔滲）、高孔滲和天然裂縫，要在三元結(jié)構(gòu)特征的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步深化儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)特征的認(rèn)識(shí)（圖1）。

氣井開(kāi)采效果評(píng)價(jià)與預(yù)測(cè)需要建立滿(mǎn)意的試井解釋模型，開(kāi)展長(zhǎng)期生產(chǎn)歷史追蹤，分析開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，預(yù)測(cè)未來(lái)走勢(shì)。其中，需要進(jìn)行壓力預(yù)測(cè)、產(chǎn)量預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)不同產(chǎn)量下的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度，預(yù)測(cè)開(kāi)采末期的可采儲(chǔ)量與廢棄地層壓力等。

氣井儲(chǔ)層連通性評(píng)價(jià)需要判斷原始?jí)毫ο到y(tǒng)及儲(chǔ)層開(kāi)采過(guò)程中壓降單元，例如區(qū)塊地層壓力和深度的關(guān)系、區(qū)塊 CO2含量和深度的關(guān)系、區(qū)塊靜壓測(cè)試和時(shí)間的關(guān)系。隨著開(kāi)發(fā)深入，平面上初步確定了多個(gè)壓降區(qū)域，例如，徐深氣田A區(qū)塊構(gòu)造高部位剩余地層壓力低，構(gòu)造低部位剩余地層壓力高，同一區(qū)域內(nèi)，井間壓力差異依然明顯。試井解釋表明，部分井探測(cè)半徑之和大于對(duì)應(yīng)井距，井間存在連通性。在500 m井距密井網(wǎng)進(jìn)行了試驗(yàn)，壓裂改造后，存在井間干擾現(xiàn)象；關(guān)井測(cè)壓時(shí)，由于受鄰井生產(chǎn)的影響，部分井監(jiān)測(cè)到地層壓力下降。例如A3井投產(chǎn)前關(guān)井地層壓力連續(xù)下降，A1、A2井開(kāi)井后A3井壓力變緩；A4井投產(chǎn)前進(jìn)行2次井底靜壓力測(cè)試，第一次測(cè)試A1井開(kāi)井生產(chǎn)，井底壓力基本穩(wěn)定；第二次測(cè)試A5井投產(chǎn)后，井底靜壓力下降。

1.2 出水特征分析

1.2.1 應(yīng)用水性分析資料判斷氣井是否出水

圖1 徐深氣田火山巖儲(chǔ)層不同儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)概念模型

根據(jù)獲取的水分析樣品，分析礦化度和氯離子含量變化，選擇對(duì)出水反應(yīng)比較敏感的礦化度和氯離子，通過(guò)與區(qū)域地層水對(duì)比，確定出水井的礦化度和氯離子含量界限，判斷氣井是否出地層水。徐深氣田出水井礦化度含量多數(shù)為8 200～22 000 mg/L，氯離子含量為400～2 000 mg/L，4口未出水井礦化度含量為880～ 8 800 mg/L，氯離子含量為19～107 mg/L（圖2）。通過(guò)對(duì)比徐深氣田18口出水井和4口未出水井礦化度和氯離子含量可知，當(dāng)產(chǎn)出液體礦化度大于8 000 mg/L、氯離子含量大于800 mg/L時(shí)，多數(shù)氣井出水，而且，出水井的礦化度含量總體比較穩(wěn)定，但對(duì)應(yīng)的氯離子含量波動(dòng)較大。

圖2 徐深氣田18口出水井與4口未出水井水性統(tǒng)計(jì)

1.2.2 應(yīng)用靜壓力測(cè)試資料確定氣水界面深度

通過(guò)氣藏整體關(guān)井測(cè)壓資料及歷年單井測(cè)壓資料分析，根據(jù)氣層和水層壓力與深度交會(huì)點(diǎn)，繪制各自的梯度線(xiàn)，交點(diǎn)即為氣水界面。B區(qū)塊氣層和水層壓力梯度線(xiàn)交會(huì)點(diǎn)深度-2 840 m，與其它方法得到的氣水界面深度一致（圖3）。

1.2.3 應(yīng)用靜壓力測(cè)試資料分析氣井出水對(duì)生產(chǎn)壓差、產(chǎn)能影響情況

氣井出水對(duì)氣井的影響主要表現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是生產(chǎn)壓差增大，二是降低了氣井產(chǎn)能。B區(qū)塊出水井出水前和出水后以及未出水井投產(chǎn)初期和目前的生產(chǎn)壓差變化對(duì)比表明（圖4），出水井出水前后生產(chǎn)壓差增大2.4 MPa～10.8 MPa，未出水井目前生產(chǎn)壓差與初期相比只增加了 0.2 MPa～1.2 MPa。氣井出水對(duì)氣井產(chǎn)能的影響可以通過(guò)該區(qū)塊出水井和未出水井無(wú)阻流量變化的對(duì)比來(lái)說(shuō)明（圖5），出水井無(wú)阻流量降幅高達(dá) 24%～85%，未出水井無(wú)阻流量降幅為5%～20%。

圖3 B區(qū)塊原始?jí)毫?深度關(guān)系

圖4 B區(qū)塊出水井與未出水井生產(chǎn)壓差變化對(duì)比

圖5 B區(qū)塊出水井與未出水井無(wú)阻流量變化對(duì)比

圖6 B區(qū)塊壓降曲線(xiàn)

1.2.4 應(yīng)用關(guān)井測(cè)壓資料判斷氣藏水侵

B區(qū)塊隨著開(kāi)采時(shí)間延長(zhǎng)，氣藏壓降曲線(xiàn)已經(jīng)開(kāi)始偏離線(xiàn)性關(guān)系, 出現(xiàn)“上翹”現(xiàn)象（圖6），考慮地質(zhì)上該氣藏存在大面積底水的情況, 即可定性識(shí)別該氣藏存在水侵。

1.2.5 應(yīng)用壓力恢復(fù)試井資料判斷氣藏水侵和產(chǎn)能影響[1-5]

對(duì)C1和C2井出水前后的2次關(guān)井壓力恢復(fù)試井解釋結(jié)果表明，氣井出水可使井周?chē)鷥?chǔ)層形成氣水兩相流，導(dǎo)致氣相滲透率下降，儲(chǔ)層滲流能力變差。其中，C1井在短期試采未出水前，進(jìn)行了一次壓力恢復(fù)測(cè)試，解釋地層系數(shù)為176×10-3μm2·m；短期試采出水后，又進(jìn)行了一次壓力恢復(fù)測(cè)試，解釋地層系數(shù)為36×10-3μm2·m；2007年，對(duì)C2井未出水前進(jìn)行了一次壓力恢復(fù)測(cè)試，解釋地層系數(shù)為855×10-3μm2·m，2008年出水后又進(jìn)行了一次壓力恢復(fù)測(cè)試，解釋地層系數(shù)為298×10-3μm2· m。

1.2.6 應(yīng)用壓力梯度和油套壓資料判斷氣井積液

試采前靜壓梯度測(cè)試曲線(xiàn)一般為一條，如果有明顯的轉(zhuǎn)折點(diǎn)，則在該轉(zhuǎn)折點(diǎn)以下氣井存在井筒積液。如果氣井油套壓差高于8 MPa，且氣井產(chǎn)量低于臨界攜液產(chǎn)量，表明開(kāi)井生產(chǎn)過(guò)程中井底存在積液。

2 水平井測(cè)試資料分析

根據(jù)產(chǎn)能試井測(cè)試資料，落實(shí)了氣井初始產(chǎn)能，為確定氣井合理工作制度提供了依據(jù)。目前，徐深氣田火山巖氣藏已完成10口水平井試氣，主要采用回壓試井的方法，壓力計(jì)全部位于直井段，產(chǎn)能計(jì)算所用的流壓及地層壓力均為折算值。地層壓力對(duì)水平氣井產(chǎn)能的影響較大，初始地層壓力越高，水平井的產(chǎn)能越大，且隨著地層壓力的降低，氣井產(chǎn)能降低程度越來(lái)越緩，當(dāng)?shù)貙訅毫抵? MPa左右時(shí)，氣井幾乎停產(chǎn)。

徐深氣田火山巖氣藏鉆遇Ⅰ類(lèi)水平井儲(chǔ)層的鉆遇率高，物性相對(duì)較好，初期可保持較高產(chǎn)量下壓力穩(wěn)定；鉆遇Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層水平井，經(jīng)壓裂可獲高產(chǎn)。9口水平井獲得工業(yè)氣流，無(wú)阻流量為（13.9～278.5）×104m3/d。

根據(jù)不穩(wěn)定試井測(cè)試資料，初步落實(shí)了儲(chǔ)層地層系數(shù)等參數(shù)，從動(dòng)態(tài)方面評(píng)價(jià)儲(chǔ)層特征。分別采用均質(zhì)儲(chǔ)層模型以及多裂縫水平井模型，初步確定了各井的地層系數(shù)、表皮系數(shù)以及裂縫長(zhǎng)度等參數(shù)。由于某些參數(shù)存在多解性，尤其是裂縫參數(shù)需要進(jìn)行裂縫監(jiān)測(cè)來(lái)互相驗(yàn)證，以確定裂縫長(zhǎng)度等參數(shù)。對(duì)于無(wú)限大地層，表皮系數(shù)的大小僅對(duì)水平井生產(chǎn)前期產(chǎn)能存在影響，表皮系數(shù)S越大，流量越低，而對(duì)生產(chǎn)中后期影響較??；對(duì)于封閉儲(chǔ)層，表皮系數(shù)同樣僅對(duì)水平井生產(chǎn)前期產(chǎn)能的影響較大，表皮系數(shù)S越大，流量越低，對(duì)生產(chǎn)中后期的氣井產(chǎn)量影響較?。划?dāng)氣井進(jìn)入邊界反映階段后，表皮系數(shù)對(duì)氣井產(chǎn)量幾乎沒(méi)有影響。對(duì)于無(wú)限大地層，裂縫半長(zhǎng)越長(zhǎng)，壓裂水平井的產(chǎn)能越大，但在生產(chǎn)后期，氣體流動(dòng)進(jìn)入擬徑向流階段，裂縫半長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)能的影響不大。針對(duì)封閉儲(chǔ)層，裂縫半長(zhǎng)同樣對(duì)生產(chǎn)早期及中期產(chǎn)能影響較大，壓裂水平井產(chǎn)能隨著裂縫半長(zhǎng)增大而越大，而當(dāng)氣井進(jìn)入邊界反應(yīng)階段，裂縫半長(zhǎng)越長(zhǎng)，壓力波越容易傳播到邊界[6-12]。

通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)測(cè)試資料分析，確定氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，給出水平井合理工作制度。通過(guò)采用采氣指示曲線(xiàn)法等確定合理產(chǎn)量, 按照試采井測(cè)試結(jié)果評(píng)價(jià)，單井初期穩(wěn)定產(chǎn)量與試氣瞬時(shí)的無(wú)阻流量對(duì)比，壓裂井初期穩(wěn)定產(chǎn)量為試氣無(wú)阻流量的1/6～1/10；自然產(chǎn)能試采井初期穩(wěn)定產(chǎn)量為試氣無(wú)阻流量的1/4～1/2，依此概算單井合理產(chǎn)量。為了避免計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量以及地層壓力產(chǎn)生誤差，需要分析水性資料數(shù)據(jù)波動(dòng)變化，進(jìn)行關(guān)井測(cè)壓，判斷壓力計(jì)是否能下到水平段[13]。

3 結(jié)論及建議

（1）井筒內(nèi)、地層中流體分布復(fù)雜，多只壓力計(jì)形成的壓力曲線(xiàn)形態(tài)各異、出現(xiàn)駝峰、明顯拐點(diǎn)等問(wèn)題，需要判斷測(cè)試過(guò)程中工藝、儀器的影響；除了試氣階段壓力測(cè)試外，生產(chǎn)過(guò)程中也要進(jìn)行不穩(wěn)定試井等壓力測(cè)試，確定不同生產(chǎn)階段儲(chǔ)層物性變化以及邊界等情況，為水平井的動(dòng)態(tài)分析奠定基礎(chǔ)。建議開(kāi)展水平井壓裂裂縫監(jiān)測(cè)，通過(guò)開(kāi)展水平井壓力裂縫監(jiān)測(cè)，可以較為精確掌握壓裂裂縫的方位、長(zhǎng)度、高度等參數(shù)，為水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)、動(dòng)態(tài)分析等工作提供依據(jù)。

（2）水性分析是判斷氣井出水最有力的證據(jù)，但其有一定的波動(dòng)范圍，水層壓力測(cè)試資料少，無(wú)法連續(xù)跟蹤水層壓力變化情況。建議適當(dāng)開(kāi)展一些水層壓力的測(cè)試，針對(duì)油套壓差比較大、且有積液可能的氣井，建議多開(kāi)展流壓梯度測(cè)試，及早判明氣井是否存在積液；選擇定點(diǎn)井開(kāi)展連續(xù)液面探測(cè)測(cè)試，掌握井底積液與地層水侵入情況；開(kāi)展水平井生產(chǎn)剖面測(cè)試，清楚了解水平井是否積液以及實(shí)際液面深度；對(duì)于出水井，可以判斷出水的具體位置，以利于開(kāi)展水平井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)、出水治理以及開(kāi)發(fā)調(diào)整。

（3）新鉆井建議下入永置式壓力計(jì)或者光纖，在試氣和生產(chǎn)階段進(jìn)行壓力測(cè)試；老井采用硬電纜將壓力計(jì)盡量下入造斜段，通過(guò)在水平段位置下入高精度永置式壓力計(jì)或者光纖，可以連續(xù)不斷地全程監(jiān)測(cè)并錄取井底壓力資料，包括試氣以及生產(chǎn)階段流壓和靜壓，避免由于折算等帶來(lái)的誤差。

[1] 劉蜀知，孫艾茵，黃炳光，等．水侵氣藏水侵量與地層壓力預(yù)測(cè)方法研究[J]．石油勘探與開(kāi)發(fā)，1999，26（2）：79–81．

[2] 王怒濤，黃炳光，張崇軍，等．水驅(qū)氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量及水侵量計(jì)算新方法[J]．西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2000，22（4）：26–27．

[3] 楊琨，王怒濤，張建民．水驅(qū)氣藏水侵量及水體參數(shù)計(jì)算方法研究[J]．大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)[J]，2005，24（5）：48–50．

[4] 莊惠農(nóng)．氣藏動(dòng)態(tài)描述和試井[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2004：50–70．

[5] 劉能強(qiáng)．實(shí)用現(xiàn)代試井解釋方法[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2003：120–170．

[6] 李曉平，劉啟國(guó)，趙必榮. 水平氣井產(chǎn)能影響因素分析[J]. 天然氣工業(yè)，1998，18（2）：63–66.

[7] 李曉平，龔偉，唐庚，等. 氣藏水平井生產(chǎn)系統(tǒng)動(dòng)態(tài)分析模型[J]. 天然氣工業(yè)，2006，26（5）：96–98.

[8] 任勇，郭建春，趙金洲，等. 壓裂井裂縫導(dǎo)流能力研究[J]．石油地質(zhì)與工程，2005，19（1）：46–48.

[9] 郎兆新，張麗華，程林松. 壓裂水平井產(chǎn)能研究[J]. 石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），1994，28（2）：43–46.

[10] 張學(xué)文，方宏長(zhǎng)，裘懌楠. 低滲透油藏水平井整體注水開(kāi)發(fā)數(shù)值模擬研究[J]. 石油地質(zhì)與工程，1999，13（1）：19–22.

[11] 馬新仿，樊鳳玲，張守良．低滲氣藏水平井壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化[J]．天然氣工業(yè)，2005，25（9）：61–63.

[12] 雷征東，李相方，鄭紅軍．基于不穩(wěn)定滲流壓裂水平氣井產(chǎn)能研究[J]．天然氣工業(yè)，2006，26（4）：102–104.

[13] 王少軍，何順利，龐彥明，等．火山巖氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量新方法[J]．特種油氣藏，2008，15：298–302.