鐘高明，趙密福，李永剛，趙興安，鄭天龍，梁　楊

(1.中國石化東北油氣分公司油氣開發(fā)管理部,吉林長春 130062;2.吉林省有色金屬地質(zhì)勘查局)

火山巖致密凝灰?guī)r氣藏開發(fā)潛力分析

——以松南火山巖氣藏為例

鐘高明1，趙密福1，李永剛1，趙興安2，鄭天龍1，梁楊1

(1.中國石化東北油氣分公司油氣開發(fā)管理部,吉林長春 130062;2.吉林省有色金屬地質(zhì)勘查局)

摘要：松南火山巖氣藏是一個高效開發(fā)的火山巖氣藏，已開發(fā)生產(chǎn)6年，目前仍具有年產(chǎn)5億方的生產(chǎn)能力。但是隨著氣藏生產(chǎn)時間的延長，氣藏邊底水推進(jìn)、水氣比快速上升、動態(tài)儲量減少、天然氣市場供不應(yīng)求和冬季保供帶來的峰谷差加大等因素，給氣藏持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)帶來了巨大挑戰(zhàn)。通過分析YD1HF井高含CO2和腰深101井壓裂高產(chǎn)，結(jié)合目前氣藏動態(tài)認(rèn)識，詳細(xì)論述了火山巖致密凝灰?guī)r第一低孔滲帶未動用儲量的范圍和規(guī)模，通過調(diào)研和類比其他氣藏儲層條件和開發(fā)方式，認(rèn)為致密凝灰?guī)r儲層通過水平井開發(fā)，采用分段適度壓裂改造可提高產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效動用，最大限度提高儲量動用率，保持氣田長期穩(wěn)產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：松南氣藏；火山巖；凝灰?guī)r；動態(tài)分析；開發(fā)潛力

在傳統(tǒng)石油地質(zhì)理論看來，火山巖與油氣是冰火不相容的，通常被認(rèn)為是油氣勘探的禁區(qū)[1]?；仡櫸覈鹕綆r油氣勘探歷程 ，2002年以前我國火山巖油氣藏勘探主要是偶遇或兼探，總體屬于勘探的早期階段；2002年以后隨著松遼盆地徐家圍子火山巖氣藏、長深火山巖氣藏和松南火山巖氣藏的相繼發(fā)現(xiàn)，我國火山巖油氣勘探進(jìn)入了一個嶄新的發(fā)展階段，開始了針對火山巖儲層的工業(yè)化開發(fā)。在開發(fā)過程中，對火山機(jī)構(gòu)的識別、火山噴發(fā)期次的劃分、高含CO2氣體的成因、氣水過渡帶的認(rèn)識等氣藏靜態(tài)問題和裂縫對流體的疏導(dǎo)、邊底水發(fā)育的規(guī)模、合理的采氣速度等氣藏動態(tài)問題還有待于進(jìn)一步深化研究和認(rèn)識。

1松南火山巖氣藏基本地質(zhì)特征

松南火山巖氣藏構(gòu)造上位于達(dá)爾罕斷裂上升盤，為近東西向斷鼻構(gòu)造，是由下白堊世火山噴發(fā)的熔巖形成的高含二氧化碳酸性火山巖氣藏[2]，平均CO2含量24%，氣藏類型屬于似層狀不具有統(tǒng)一氣水界面巖性-構(gòu)造氣藏，平面上識別出三個火山機(jī)構(gòu)，縱向上劃分三個噴發(fā)期次，按照儲層物性劃分為兩套高孔滲帶和三套低孔滲帶，2007年提交探明儲量433.6×108m3，2011年完成產(chǎn)能建設(shè)，目前投產(chǎn)井10口，平均日產(chǎn)原料氣200×104m3，具有年產(chǎn)5×108m3工業(yè)氣的生產(chǎn)能力。

2松南火山巖氣藏開發(fā)存在的問題

2.1冬夏峰谷差大影響氣藏穩(wěn)產(chǎn)能力

松南火山巖氣藏從2008年開始投入開發(fā)，目前生產(chǎn)井10口，累產(chǎn)氣20.9×108m3。東北天然氣下游用氣受自然氣候影響較大，冬季為了保供任務(wù)，松南氣田滿負(fù)荷甚至超負(fù)荷生產(chǎn)，井口整體平均油壓從2010年28.9 MPa下降到18.2 MPa，冬季產(chǎn)水量呈現(xiàn)跳躍式升高，氣田產(chǎn)水量和水氣比不斷增加[3]，氣田穩(wěn)產(chǎn)難度大(圖1)。

2.2氣藏邊底水快速推進(jìn)影響氣藏最終采出程度

松南氣田目前生產(chǎn)井10口，從Cl-、礦化度、水氣比綜合分析各井水性(表1)，6口井產(chǎn)地層水，占總井?dāng)?shù)60%；從水侵強(qiáng)度上劃分，腰平7井區(qū)整體呈現(xiàn)強(qiáng)水侵狀態(tài)，腰深1井區(qū)呈現(xiàn)弱水侵狀態(tài)。

氣井產(chǎn)水后，水進(jìn)入孔道，在毛管力作用下以較快的速度進(jìn)入小孔道，封堵孔喉，增加滲流阻力，氣相滲透率大幅下降(按照徐深氣田火山巖巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)論[4]，水鎖前后滲透率降低達(dá)80%以上)，導(dǎo)致氣井無阻流量大幅降低，例如YP7井產(chǎn)地層水較早，水氣比高，通過IPR曲線計(jì)算無阻流量從2009年160×104m3下降到2011年40×104m3，下降幅度達(dá)70%。隨著生產(chǎn)時間的延長，產(chǎn)水量和水氣比不斷上升，水侵強(qiáng)度不斷增加，最終造成單井動態(tài)儲量減少[5]，通過計(jì)算YP11井2013年動態(tài)儲量較2012年減少1.5×108m3，YP7井2013年動態(tài)儲量較2012年減少1.3×108m3。

圖1　松南氣田生產(chǎn)曲線

項(xiàng)目YS1井區(qū)YS1YS101YP1YP3YP10YP8YP6YP9YP7井區(qū)YP7YP11水氣比0.0632.10.730.190.120.130.1310.515Cl-/(mg·L-1)505218052.533686115141888.617717847864963礦化度/(mg·L-1)84703019430618302822491398619724112194132180產(chǎn)水類型凝析水地層水地層水地層水地層水凝析水凝析水凝析水地層水地層水

3松南火山巖氣藏潛力分析

3.1第一低孔滲帶和第二高滲帶儲量是下步開發(fā)研究的主要潛力區(qū)

(1)松南火山巖氣藏平面上劃分三個主要火山機(jī)構(gòu)，縱向上根據(jù)火山噴發(fā)期次主要分為爆發(fā)相和溢流相，其中腰深1井區(qū)火山噴發(fā)規(guī)模最大，地層發(fā)育最厚，根據(jù)儲層物性劃分為兩套高孔滲帶和三套低孔滲帶，機(jī)構(gòu)氣水界面3 780 m，屬于受構(gòu)造影響的似層狀氣藏。第一高孔滲帶儲層連續(xù)，屬于中孔中滲儲層，是松南產(chǎn)建的主要目的層。通過研究壓力波及范圍與各井區(qū)動用狀況，認(rèn)為目前主要動用第一高孔滲帶儲量，低孔滲帶儲量未動用或動用較少。

(2) 腰深1火山機(jī)構(gòu)第一低孔滲帶凝灰?guī)r儲層平面上連續(xù)分布，縱向厚度以YS1井(41 m)為中心向南北兩翼厚度逐漸增加，南翼YS101井和北翼YS102井厚度均達(dá)到80 m，展布面積達(dá)7.5 km2，估算地質(zhì)儲量65×108m3。通過類比松南登婁庫組碎屑巖氣藏、金山基底花崗巖氣藏和大慶徐深火山巖氣藏，儲層物性和含氣飽和度整體略優(yōu)于其他三個氣藏、開發(fā)方式可參照松南碎屑巖和徐深火山巖氣藏通過水平井分段壓裂實(shí)現(xiàn)有效動用[6](圖2)。

(3)腰深1火山機(jī)構(gòu)第二高孔滲帶和第二、第三低孔滲帶流紋巖儲層平面展布范圍主要局限于YS1井附近，縱向厚度以YS1井(116 m)為中心向南北兩翼厚度逐漸減少，受構(gòu)造和氣柱高度限制[7]，南翼YS101井和北翼YS102井儲層處于氣水界面之下，按照不同孔滲帶物性和含氣飽和度對儲量進(jìn)行估算，整體儲量約25×108m3。根據(jù)生產(chǎn)情況分析，氣藏水氣比逐漸升高，部分井產(chǎn)地層水，氣藏呈現(xiàn)出氣水界面整體不均勻抬升現(xiàn)象，同時儲層距離氣水界面近，儲層相對致密后期改造需要大規(guī)模壓裂，縱向縫高不易控制，裂縫發(fā)育易溝通水層形成水淹[8]，造成下部儲量有效動用難度大。

3.2第一低孔滲帶儲層的儲量通過壓裂改造可以有效動用

YS101井2010年7月對營城組火山巖第一高孔滲帶流紋巖儲層3 745.5～3 764.5 m射孔測試，截至2011年11月累產(chǎn)氣1 430×108m3，日產(chǎn)氣0.15×104m3，井口油壓接近外輸壓力，能量供給不足，產(chǎn)量和地層壓力下降快，被迫關(guān)井。2013年10月準(zhǔn)備對營城組3 745.5～3 764.5 m井段進(jìn)行壓裂，原射孔井段(3 745.5～3 764.5 m)由于井筒遇阻位置在3 754 m，射孔厚度減少10 m，口袋不夠，防止壓后出現(xiàn)砂埋，補(bǔ)射上部凝灰?guī)r低孔滲帶儲層3 734.95 m～3 744.95 m，整體大規(guī)模合壓，加砂70 m3，縱向溝通上部第一低孔滲帶凝灰?guī)r儲層和下部第一高孔滲帶流紋巖儲層，壓后恢復(fù)生產(chǎn)穩(wěn)定日產(chǎn)氣8×108m3，穩(wěn)定油壓18.5 MPa，水氣比2.1，壓裂改造效果明顯，初步判斷上部第一低孔滲帶凝灰?guī)r儲層對產(chǎn)量大幅度提升起到重要貢獻(xiàn)作用。

圖2　松南氣田爆發(fā)相凝灰?guī)r與其他氣藏儲層物性對比

3.3碎屑巖氣藏YD1HF井的生產(chǎn)狀況證明壓裂溝通了下部第一低孔滲帶儲層

2012年11月YD1HF井水平段998 m，分11段壓裂，累計(jì)加砂545 m3，平均單段55 m3，是登婁庫水平井壓裂規(guī)模最大的一口井，投產(chǎn)后生產(chǎn)穩(wěn)定，日產(chǎn)氣量14×104m3，油壓基本維持在19 MPa，投產(chǎn)效果好，但是CO2含量高達(dá)13.4%，遠(yuǎn)高于登婁庫氣藏CO2平均水平(2.4%)，通過對比所有井水平段各壓裂點(diǎn)垂深和下部火山巖頂面距離(圖3)，YD1HF井水平段距離下部火山巖頂面距離最小，平均距離44 m，由于壓裂規(guī)模大，存在壓裂溝通營城組火山巖第一低孔滲帶儲層的可能，假設(shè)上下兩套氣藏CO2含量是穩(wěn)定的，按照所含CO2比例計(jì)算下部營城組火山巖儲層對該井產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率，大概要占到51%。

圖3　松南登婁庫各氣井CO2含量、穩(wěn)定氣量與下部火山巖頂面距離之間的關(guān)系

4松南火山巖氣藏下步開發(fā)策略

4.1對第一低孔滲帶未動用儲量，采用兩種方式開發(fā)，最大限度提高儲量動用率

(1)通過開展火山巖氣藏致密儲層潛力評價研究，重點(diǎn)分析優(yōu)質(zhì)儲量未井控區(qū)、小火山機(jī)構(gòu)儲量規(guī)模、層間低滲致密儲層動用狀況等問題。針對第一低孔滲帶凝灰?guī)r儲層，落實(shí)未動用儲量的規(guī)模、儲層平面展布范圍和縱向儲層厚度，結(jié)合上部碎屑巖和下部火山巖水平井平面控制范圍和縱向動用程度，以“少投入、多產(chǎn)出”，提高氣田整體開發(fā)效益為主要部署原則，采用不規(guī)則水平井井網(wǎng)，通過水平井分段適度壓裂改造實(shí)現(xiàn)未動用儲量經(jīng)濟(jì)有效動用。

(2)利用夏季用氣低峰期，對產(chǎn)水井進(jìn)行動態(tài)監(jiān)測，包括采氣剖面測試、井底流壓流溫梯度測試落實(shí)主力產(chǎn)氣層段、產(chǎn)水深度和井底積液狀況，結(jié)合不同火山機(jī)構(gòu)水侵程度和氣藏不同區(qū)塊氣水界面，對腰平7火山機(jī)構(gòu)YP7井和YP11井尾端出水段進(jìn)行封堵，抑制邊底水錐進(jìn)，同時對水平段A靶上部火山巖儲層進(jìn)行壓裂改造提高單井產(chǎn)量；對腰深1火山機(jī)構(gòu)水平井A靶上部鉆遇的第一低孔滲帶凝灰?guī)r儲層進(jìn)行壓裂改造提高單井產(chǎn)量。

4.2通過降低峰谷差，控制含水上升速率，提高最終采出程度

通過松南火山巖氣藏動態(tài)數(shù)值模擬，對比冬夏調(diào)峰生產(chǎn)和平穩(wěn)生產(chǎn)兩種狀態(tài)，從模擬的結(jié)果看，調(diào)峰生產(chǎn)狀態(tài)下穩(wěn)產(chǎn)年限低，由穩(wěn)產(chǎn)6年下降到5年，累積動態(tài)儲量采出程度明顯降低，由平穩(wěn)生產(chǎn)的54.66%下降到48.72%，預(yù)測采出量減少7.24×108m3。

4.3研究和儲備提高氣藏采收率技術(shù)

(1)控水采氣技術(shù)：考慮松南氣田邊底水的影響，根據(jù)不同區(qū)塊邊底水推進(jìn)速度優(yōu)化不同區(qū)塊采氣速度，對同一區(qū)塊不同構(gòu)造部位氣井進(jìn)行差異配產(chǎn)控制水侵對氣井的傷害，提高氣藏采收率。

(2)排水采氣技術(shù)：開展適應(yīng)本區(qū)水平井的排水采氣工藝研究，延長產(chǎn)水氣井穩(wěn)產(chǎn)期，防止氣井過早水淹，提高氣藏采收率。

(3)增壓采氣技術(shù)：氣井井口油壓降至外輸壓力時，通過增壓采氣，降低氣藏廢氣壓力，提高氣藏采收率。

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編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)01-0091-04

收稿日期：2015-10-26

作者簡介：鐘高明，工程師，碩士，1984年生，2009年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作。

中圖分類號：TE313.3

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A