楊懷成，劉兆躍

松南氣田火成巖氣藏試井工藝應(yīng)用與分析

闡述了松遼長(zhǎng)嶺斷陷松南氣田火成巖氣藏的特點(diǎn)，分析了松南氣田火成巖氣藏試井測(cè)試難點(diǎn)，提出了針對(duì)性措施：測(cè)氣合理工作制度的選?。环乐顾衔锏男纬?；建立產(chǎn)能方程、確定無(wú)阻流量，并在YS1井進(jìn)行了完井測(cè)試、試采和第2次復(fù)試等相關(guān)工作。完井測(cè)試中采用常規(guī)回壓試井，在第2次復(fù)試中采用修正等時(shí)試井，2種產(chǎn)能試井工藝在該井均得到了很好的應(yīng)用，計(jì)算的無(wú)阻流量基本相同，試井資料解釋結(jié)果基本一致，求取的儲(chǔ)層參數(shù)可信，為該構(gòu)造的下1步勘探開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。

松南氣田；火成巖氣藏；常規(guī)回壓試井；修正等時(shí)試井

1 基本概況

松遼盆地南部長(zhǎng)嶺斷陷松南氣田是一大型基底隆起的完整背斜構(gòu)造，該構(gòu)造主要含氣層組營(yíng)城組的含氣面積為14.45km2，儲(chǔ)層巖性為火成巖。天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量448.57×108m3，天然氣可采儲(chǔ)量224.28×108m3，可采儲(chǔ)量總豐度13.32×108m3/km2，屬深層、大型、高豐度、中～高產(chǎn)、水驅(qū)塊狀巖性～構(gòu)造氣藏。主要目的層營(yíng)城組天然氣為干氣，天然氣以CH4為主，N2、CO2含量偏高，為酸性氣藏，不含硫。

1.1儲(chǔ)集層物性

由松南氣田營(yíng)城組的儲(chǔ)集層巖心物性分析結(jié)果可知，巖心孔隙度普遍在15%以下，大多數(shù)分布在6%～13%區(qū)間范圍內(nèi)，平均值為10.45%，滲透率小于0.01×10-3μm2；孔喉半徑主要分布在0.025～0.63μm，其中半徑為0.16～0.40μm的孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)最大。由此可見(jiàn)，該構(gòu)造巖心具有滲透率低、孔隙度低、孔喉半徑小的特點(diǎn)。

1.2地層流體性質(zhì)

1.3儲(chǔ)層巖石特性

營(yíng)城組火成巖段巖屑錄井為灰白色流紋巖、紫灰色、深灰色、灰色凝灰?guī)r。動(dòng)態(tài)泊松比主要分布在0.15～0.30，動(dòng)態(tài)楊氏模量主要分布在35～75GPa，地層強(qiáng)度大，不易形變；井壁坍塌壓力梯度主要分布在0.003～0.0115MPa/m；井壁破裂壓力梯度主要分布在0.018～0.028MPa/m；地層孔隙壓力梯度約為0.011MPa/m；天然裂縫漏失壓力梯度主要分布在0.016～0.021MPa/m。鉆井和測(cè)井時(shí)的泥漿密度小于漏失壓力梯度，不會(huì)發(fā)生井漏。

2 試井難點(diǎn)分析

松南氣田主要目的層為營(yíng)城組，儲(chǔ)層巖性為火成巖，目的層井段大致為3600～4300m，具有埋藏深、儲(chǔ)層巖性特殊、測(cè)試井段長(zhǎng)的特點(diǎn)，測(cè)試的難點(diǎn)主要以下幾個(gè)方面：①松南氣田氣井完井方式存在多樣性。松南氣田氣井完井方式有裸眼、襯管和套管射孔3種，由于水平井增加了鉆井時(shí)間，所以水平井實(shí)際要比直井在近井區(qū)域污染更大些，同時(shí)由于不同水平井段的泥漿浸泡時(shí)間不同，也導(dǎo)致了一個(gè)錐形污染帶。一般來(lái)講，為了消除近井地帶污染，追求產(chǎn)能最大化，要求測(cè)試壓差適當(dāng)放開(kāi)，同時(shí)要保證一定測(cè)試時(shí)間。②試井時(shí)測(cè)氣合理工作制度的選取。測(cè)試壓差一要符合試氣規(guī)范，二要各工作制度下生產(chǎn)壓差及所求取的氣產(chǎn)量分散均勻，三要防止井筒形成天然氣水合物。③試井產(chǎn)能方程的建立及無(wú)阻流量的確定。本井試氣層裸眼井段長(zhǎng)，縱向儲(chǔ)層物性差異大且具有多重孔隙結(jié)構(gòu)特征，一點(diǎn)法測(cè)試不能滿足測(cè)試評(píng)價(jià)，必須尋求多種試井方法，建立產(chǎn)能方程、確定無(wú)阻流量，并相互驗(yàn)證，達(dá)到正確測(cè)試評(píng)價(jià)儲(chǔ)層目的。④特殊巖性儲(chǔ)層試井資料的解釋處理。儲(chǔ)層巖性為火成巖，尋求儲(chǔ)層流體達(dá)西流與非達(dá)西流界點(diǎn)，必須要獲得可靠的多重孔隙儲(chǔ)層特征參數(shù)。

3 解決方法

3.1測(cè)氣合理工作制度的選取

根據(jù)試油氣技術(shù)規(guī)范，試氣求產(chǎn)時(shí)井口壓力控制在最大關(guān)井壓力的75%～90%，誤差波動(dòng)不大于5%。進(jìn)行系統(tǒng)測(cè)試，選擇合理的工作制度是取全取準(zhǔn)資料和測(cè)試順利完成的重要保證。具體方法如下：誘噴成功后，在井筒積液即將排凈的放噴后期，先后用2～4個(gè)直徑差別較大的油嘴輔助放噴，初步錄取井口壓力(套壓Pwh)，利用油嘴直徑d的對(duì)數(shù)和井口壓力Pwh呈直線關(guān)系的特征，通過(guò)繪制lgd～Pwh曲線，進(jìn)行線性回歸設(shè)計(jì)出符合技術(shù)規(guī)范的油嘴參數(shù)，以保證測(cè)試求產(chǎn)的合理工作制度。當(dāng)然在測(cè)試過(guò)程中根據(jù)實(shí)際情況對(duì)油嘴直徑可作適當(dāng)修正。

3.2防止水合物的形成

水合物的形成需要具備2個(gè)主要條件：一是氣體必須處于水汽過(guò)飽和狀態(tài)或者有水存在，二是系統(tǒng)必須具有足夠高的壓力和足夠低的溫度。在給定壓力下，對(duì)于任何組分的天然氣都存在水合物形成溫度，低于這個(gè)溫度將形成水合物，若高于這個(gè)溫度則不形成水合物或已形成的水合物將發(fā)生分解；當(dāng)壓力升高時(shí)，形成水合物的溫度也隨之升高。目前預(yù)測(cè)水合物的問(wèn)題可分為2類，一類是給定體系的壓力，計(jì)算水合物生成溫度，另一類是給定溫度計(jì)算水合物的生成壓力。采用給定溫度計(jì)算水合物的生成壓力，主要方法有波諾馬列夫公式和不同相對(duì)密度下的P-T回歸圖公式。根據(jù)得出的水合物預(yù)測(cè)圖，當(dāng)井筒和地面測(cè)試流程中溫度和壓力位于圖中曲線以上時(shí)，就可能形成水合物，位于圖中曲線以下時(shí)，不會(huì)形成水合物。

3.3建立產(chǎn)能方程、確定無(wú)阻流量

松南氣田試氣層井段長(zhǎng)，縱向儲(chǔ)層物性差異大且具有多重孔隙結(jié)構(gòu)特征，一種試井方法獲取的產(chǎn)能方程和無(wú)阻流量可能存在一定的局限性，所得到的合理生產(chǎn)工作制度不能肯定確定其準(zhǔn)確程度，必須尋求多種試井方法，對(duì)結(jié)果相互驗(yàn)證，達(dá)到正確測(cè)試評(píng)價(jià)儲(chǔ)層目的。建議采用回壓法試井和修正等時(shí)試井2種方法。

4 YS1井試井

4.1工作制度選擇

圖1 lgd～Pwh關(guān)系曲線

該井為裸眼完井，清水頂替井筒泥漿誘噴成功后，采用井口針型閥控制放噴排泥漿和頂替水。待井筒積液基本排凈后，先后用?8mm和?4.76mm 2個(gè)油嘴放噴，錄取井口壓力(套壓)分別為19.2MPa和26.5MPa，并通過(guò)電子流量計(jì)實(shí)測(cè)瞬時(shí)產(chǎn)氣量，折算日產(chǎn)天然氣分別為18.43×104m3和4.76×104m3。根據(jù)油嘴直徑d的對(duì)數(shù)和井口壓力Pwh呈直線關(guān)系，故繪制lgd～Pwh曲線(見(jiàn)圖1)。由圖1可得到油嘴大小和井口壓力關(guān)系方程Pwh=-32.444lgd+48.497。

表1 油嘴控制的井口壓力預(yù)測(cè)值和實(shí)際值關(guān)系表

根據(jù)試油氣技術(shù)規(guī)范，試氣求產(chǎn)時(shí)井口壓力控制在最大關(guān)井壓力的75%～95%，誤差波動(dòng)不大于5%。該井井口最大關(guān)井壓力為31.5MPa，依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)油嘴的準(zhǔn)備情況，選定了5個(gè)油嘴，并按得出的關(guān)系方程進(jìn)行了井口壓力預(yù)測(cè)(見(jiàn)表1)。按照預(yù)測(cè)的結(jié)果，試氣求產(chǎn)時(shí)用選定的5個(gè)油嘴按由小到大順序，使用?20.5mm孔板，采用回壓法試井，獲得了不同工作制度下的產(chǎn)量和壓力資料，整個(gè)求產(chǎn)的壓降過(guò)程和流壓、流溫均連續(xù)記錄在同一張卡片上?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，各項(xiàng)資料錄取均符合試油氣技術(shù)規(guī)范，預(yù)測(cè)的工作制度與實(shí)際吻合程度較好。由表1可以看出，實(shí)際井口壓力均較預(yù)測(cè)壓力偏大1MPa左右，誤差不超過(guò)5%。究其原因，應(yīng)與試氣求產(chǎn)管線較放噴時(shí)增加了測(cè)氣孔板形成節(jié)流所致。

4.2水合物防治

圖2 2種預(yù)測(cè)水合物形成條件的臨界曲線

該井采用P-T回歸圖和波諾馬列夫2種方法預(yù)測(cè)(見(jiàn)圖2)。水合物是高壓低溫下形成的，因此曲線應(yīng)為形成水合物的臨界線，曲線的左邊應(yīng)為水合物形成區(qū)域，曲線的右邊為非形成水合物區(qū)域。2種方法計(jì)算的臨界曲線存在一定差距，且隨著溫度壓力的升高，差距愈來(lái)愈大。分析認(rèn)為波諾馬列夫方法跨度較大，較為嚴(yán)格，當(dāng)井口控制回壓較高、氣產(chǎn)量較小時(shí)，井口溫度亦較低，采用波諾列夫方法預(yù)測(cè)可能形成水合物，而P-T回歸圖預(yù)測(cè)尚未形成水合物，因此采用2種方法預(yù)測(cè)能形成水合物的最小產(chǎn)量不一樣，波諾列夫方法預(yù)測(cè)的產(chǎn)量要低于P-T圖回歸方法。采用P-T回歸圖時(shí)相對(duì)而言較為精確，波馬列夫方法設(shè)計(jì)測(cè)試參數(shù)，確保測(cè)試或生產(chǎn)時(shí)井筒不發(fā)生水合物堵塞。該井幾個(gè)工作制度下的壓力和溫度均在不可形成水合物區(qū)，無(wú)水合物形成。

4.3現(xiàn)場(chǎng)試氣、試采工藝技術(shù)

1)回壓法試井 進(jìn)行完井測(cè)試，采用常規(guī)回壓試井工藝和壓力恢復(fù)不穩(wěn)定試井,獲得地層產(chǎn)能方程與地層特征參數(shù)，測(cè)試地層壓力42.039MPa，地層溫度134.54℃，計(jì)算無(wú)阻流量為29.66×104m3。

圖3 修正等時(shí)試井測(cè)試原始卡片

2) 試采 歷時(shí)166d進(jìn)行試采，采用5.3mm油嘴、20.5mm孔板工作制度，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量10.2×104m3，井口油壓26.8MPa，套壓27.6MPa, 日產(chǎn)水1.0～1.3m3,水樣氯根18～404mg/L，為凝析水,試采階段累計(jì)產(chǎn)氣1144×104m3。

3)不穩(wěn)定試井和修正等時(shí)試井 為進(jìn)一步確定YS1井營(yíng)城組火成巖氣藏的穩(wěn)定產(chǎn)量和無(wú)阻流量，修正原產(chǎn)能方程，進(jìn)一步求取儲(chǔ)層參數(shù)，歷時(shí)21d進(jìn)行了第2次復(fù)試，采用壓力恢復(fù)不穩(wěn)定試井和修正等時(shí)試井工藝(見(jiàn)圖3)獲得地層產(chǎn)能方程與地層特征參數(shù)，測(cè)試地層壓力42.015MPa，地層溫度135.78℃，計(jì)算無(wú)阻流量為30.02×104m3。

4)2次壓力恢復(fù)資料解釋結(jié)果對(duì)比與分析 完井測(cè)試在常規(guī)回壓試井3d后關(guān)井測(cè)試壓力恢復(fù)，以及第1次試采166d后2次關(guān)井測(cè)壓力恢復(fù)，均運(yùn)用Saphir試井解釋軟件進(jìn)行處理解釋，2次壓力恢復(fù)資料解釋結(jié)果如表2所示。通過(guò)對(duì)比，地層滲透率等基本相同；表皮系數(shù)由5.49降至1.47，表明盡管近井地帶地層存在一定程度的污染，但與完井測(cè)試相比，近井地層污染程度明顯降低。

表2 2次壓力恢復(fù)資料解釋結(jié)果對(duì)比表

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1)常規(guī)回壓試井與修正等時(shí)試井2種不同的產(chǎn)能試井工藝在松南氣田試氣中都得到了很好的應(yīng)用，從應(yīng)用情況來(lái)看，這2種產(chǎn)能試井工藝的測(cè)試結(jié)果基本一致。

2)氣井(尤其高產(chǎn)氣井)試井時(shí)，工作制度的選擇和井筒水合物的防治非常關(guān)鍵，是試井順利進(jìn)行和資料合格的重要保證。實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)要相互兼顧，統(tǒng)一考慮，才能確保測(cè)試成功。

3)試采工作是松南氣田試氣工藝的重要組成部分，對(duì)于驗(yàn)證測(cè)試成果的準(zhǔn)確性和為下1步配產(chǎn)提供依據(jù)起著重要作用。

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[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409.2012.01.025

TE373

A

1673-1409(2012)01-N077-03