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        徐深氣田壓力恢復試井資料解釋技術及認識

        2014-10-25 06:44:04劉春枚
        石油地質與工程 2014年1期
        關鍵詞:試井氣井物性

        劉春枚

        (中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江大慶 163712)

        徐深氣田營城組火山巖氣藏巖性特殊,儲層基質巖性致密,含水飽和度高,為低孔特低孔、低滲特低滲致密儲層。由于基質巖性致密,流體傳導性差,80% 的井自然產(chǎn)能較低,達不到工業(yè)氣流。采用大型壓裂改造后,人工裂縫將井筒附近的火山巖基質與裂縫帶充分溝通,氣井獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流[1]。

        1 氣井試井解釋分析

        應用Saphir試井解釋軟件,對徐深氣田各井區(qū)的氣井進行壓力恢復試井解釋。結果表明,徐深氣田氣藏模型主要有封閉(或半封閉)型、復合型、條帶形氣藏,說明了徐深氣田儲層特征復雜,具有多樣性的特點[2-4]。

        1.1 定容小區(qū)塊呈封閉或者半封閉特征

        徐深氣田WS1區(qū)塊部分試采井試井解釋雙對數(shù)壓力恢復曲線的中晚期導數(shù)曲線下掉或迅速上翹,開井試采期間壓力、產(chǎn)量迅速下降,關井后壓力恢復迅速。WS101井解釋目前處于三面封閉儲層中,解釋邊界距井點距離180 m、180 m、215 m。WS1井也處在封閉的儲層中,邊界距離為195 m。從試井解釋成果中可以看出,大部分試采井均處于封閉或半封閉的地層中,表明這些井的的供氣能力有限,盡管解釋的近井處儲層物性較好,初期產(chǎn)量較高,但由于受到儲層規(guī)模的限制,不能維持較長期的生產(chǎn)(見表1)。

        1.2 儲層物性好、供氣范圍廣,呈復合地層特征

        表1 試井解釋參數(shù)表

        這類地層主要集中在SS2-1區(qū)塊內(nèi),該區(qū)塊總體分布較連續(xù),儲層物性好,大部分井在試井解釋中未見明顯的阻流邊界反映。開發(fā)區(qū)內(nèi)試采井的壓力恢復雙對數(shù)曲線的主要特征為壓力導數(shù)曲線下掉,大部分氣井出現(xiàn)了復合地層的特征,并且從壓力導數(shù)曲線中可以看出,氣井向外的物性逐漸變好,即外區(qū)的物性要好于內(nèi)區(qū)的物性(見圖1~圖3)。

        從試井解釋雙對數(shù)曲線中可以看出,開發(fā)區(qū)塊內(nèi)壓裂井在試采中壓裂效果不明顯,SS2-25、SS2-19井壓裂裂縫特征并不明顯。SS2-19井的壓力恢復雙對數(shù)試井曲線表現(xiàn)出了典型的多重復合特征,表明儲層雖然存在非均質性,但連續(xù)性較好。從對地層系數(shù)的解釋結果看,SS2-1區(qū)塊流動區(qū)域的地層系數(shù)(69.1 ~151.0)× 10-3μm2·m,平均67.6×10-3μm2·m,解釋滲透率(1.4~8.62)×10-3μm2,反映出該開發(fā)區(qū)火山巖儲層的物性相對較好。

        圖1 SS2-21試井解釋曲線

        圖2 SS2-17試井解釋曲線

        圖3 SS2-19試井解釋曲線

        1.3 巖性邊界、高低滲薄層等因素導致的條帶形特征

        從試采井的壓力恢復曲線形態(tài)看(圖4、圖5),曲線具有明顯的邊界反映,其中以條帶型邊界反映為主。由于這類井主要以壓裂井為主,因此早期的線性流動特征是由于壓裂裂縫的影響而產(chǎn)生的,但中后期的線性流動特征是由于可流動區(qū)的形態(tài)影響而形成的。從目前解釋結果看(表2),條帶寬度不等。由于儲層非均質性及各向異性的影響,高低滲透儲層的滲流條件差別較大,邊界可能是由于高低滲透儲層間的不流動邊界,或斷層、巖性尖滅等形成的,形成了流體滲流的屏障,導致了條帶形地層的形成。

        圖4 XS1試井解釋曲線

        圖5 XS6-2試井解釋曲線

        2 出水井的試井解釋探討

        2.1 國內(nèi)外出水氣井試井解釋的發(fā)展

        隨著氣田開發(fā)程度的深入,傳統(tǒng)試井分析技術面臨不斷出現(xiàn)的開發(fā)問題的挑戰(zhàn),尤其是井筒及地層的多相流動問題的不斷出現(xiàn),已經(jīng)成為氣田開發(fā)中的難點。自20世紀90年代起,為解決多相流、復雜邊界和儲層的非均質問題,數(shù)值試井分析方法應運而生。近年來,國內(nèi)外的很多油田都已進入了中后期開發(fā)階段,多相流試井是促進數(shù)值試井理論發(fā)展的主要源動力。對于復雜、多變的非均質油氣藏以及多相流的試井問題,由于滲流方程高度非線性,只能采用數(shù)值解法,故稱其為數(shù)值試井[5]。

        2.2 徐深氣田氣井出水概況

        徐深氣田目前處于產(chǎn)能建設階段,投產(chǎn)井數(shù)相對較少,且投產(chǎn)井生產(chǎn)時間較短,目前氣井出水屬于試氣試采的早期階段。截至到目前,徐深氣田儲量面積內(nèi)出水井數(shù)為28口,占試氣總井數(shù)40%。

        表2 試井解釋參數(shù)

        2.3 出水井試井解釋探討

        通過提取出水井的壓力恢復數(shù)據(jù)和相關的流量產(chǎn)量數(shù)據(jù),獲得較為全面的數(shù)據(jù)有XS7、XS14等6口井,試井解釋數(shù)據(jù)見表3。

        表3 出水井數(shù)值試井解釋與不考慮出水解釋成果對比

        從表3中可以看出,考慮出水與不考慮出水的試井解釋模型基本一致,但是地層系數(shù)和滲透率變化比較大。XS14井的地層系數(shù)從3.43×10-3下降到了0.32×10-3μm2·m,滲透率從0.49×10-3μm2下降到了0.01×10-3μm2。XS106井的地層系數(shù)從5.63×10-3μm2·m下降到了5.07×10-3μm2·m,滲透率從0.704×10-3μm2下降到了0.634×10-3μm2。雖然該井試采后期的日產(chǎn)水量不高,但是對該井的影響卻很大,主要原因可能是由于產(chǎn)水對該井的巖石物性、流體的分布產(chǎn)生了很大影響,進而導致了地層系數(shù)變化很大。

        從出水井雙對數(shù)曲線、壓力和氣水產(chǎn)量擬合情況看,產(chǎn)水氣井的擬合效果都比較好。分析這些氣井出水后地層系數(shù)、滲透率變小的主要原因是由于從單相流到多相流,水的流動抑制了氣體的流動,造成氣體流體渠道的變化而引起的,因此在氣井生產(chǎn)過程要密切注意氣井出水,以防止出水對氣井產(chǎn)生破壞性影響。

        3 結論與認識

        (1)徐深氣田儲層特征復雜,具有多樣性的特點類型,主要有封閉(或半封閉)型、復合型、條帶形3種類型。

        (2)應用數(shù)值試井對出水氣井進行了解釋,認為氣井出水后,氣層的物性受到影響,滲透率普遍降低。

        (3)應加大對出水氣井的研究,尋求較好的出水治理方案。

        [1]于金珠,唐亞會.復雜低滲氣藏氣井試井評價方法探討[J].大慶石油地質與開發(fā),2008,27(4):82-85.

        [2]施里宇.壓力恢復試井解釋技術在Y128井區(qū)的應用[J].油氣井測試,2011,20(3):20-21.

        [3]陳元千,閆為格.壓降曲線在定容氣藏上的應用[J].新疆石油地質,2003,(6):555-558.

        [4]劉鵬超,唐海,呂棟梁,等.利用壓力恢復曲線求取油井控制儲量的新方法[J].巖性油氣藏,2010,22(3):106-108.

        [5]劉立明,陳欽雷.試井理論發(fā)展的新方向——數(shù)值試井[J].油氣井測試,2010,10(1,2):77-81.

        [6]唐雪清,宋雪蓮.產(chǎn)水氣井壓力恢復特征的新認識[J].油氣井測試,1999,8(3):83-85.

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