王 韜，宋元林，李 婷，朱清澄，陸 璐

（1. 中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中石油新疆油田分公司采氣一廠，新疆 克拉瑪依 834000）

K82井區(qū)佳木河組氣藏1999年上報探明儲量，2005年投入開發(fā)，歷經(jīng)十余年滾動勘探與開發(fā)，仍具豐富的剩余儲量。現(xiàn)今，井間生產(chǎn)差異大、產(chǎn)能主控因素不明成為制約氣藏穩(wěn)產(chǎn)和新井部署的主要問題，分析其生產(chǎn)特征及影響因素，有利于豐富規(guī)律性認識進而對氣藏今后的平穩(wěn)生產(chǎn)和有效開發(fā)產(chǎn)生積極作用。

1 地質背景

準噶爾盆地西北緣斷裂帶下盤斜坡區(qū)下二疊統(tǒng)佳木河組天然氣整體資源量較大[1-2]。K82井區(qū)距克拉瑪依市約37 km，位于克—百斷裂帶西段主斷裂下盤、中拐凸起東翼，周緣以斷裂為界或以斜坡形式向凹陷區(qū)過渡，總體呈向南東傾伏的單斜，面積約30 km2（圖1）。氣藏產(chǎn)氣層主要分布在佳木河組中上段，屬扇三角洲沉積，并受火山作用影響，物性較差，為典型的低孔低滲氣藏[3]。

2 生產(chǎn)特征

1998年K82井獲工業(yè)氣流標志氣藏發(fā)現(xiàn)，2005年氣藏正式投入開發(fā)，2012年底隨著新井陸續(xù)投產(chǎn)氣藏開始規(guī)模開發(fā)。

2.1 氣藏整體生產(chǎn)特征

根據(jù)開發(fā)程度和生產(chǎn)井數(shù)，劃分單井生產(chǎn)階段（2005.12 ～2012.11）和多井生產(chǎn)階段（2012.11-至今，以2016.5.31代表現(xiàn)今）。

單井生產(chǎn)階段，完鉆井4口，由于鉆遇水層或產(chǎn)量甚微，僅K82一口井投產(chǎn)。階段初，氣藏日產(chǎn)氣水平超過5.0×104m3，單井平均油壓超過9.0 MPa；階段末，氣藏日產(chǎn)氣水平降至1.0×104m3，單井平均油壓降至1.0 MPa，階段累產(chǎn)氣0.29×108m3、累產(chǎn)水19.4 m3。

圖1 K82井區(qū)佳木河組氣藏構造位置圖

多井生產(chǎn)階段，完鉆井7口，老井側鉆1口，投產(chǎn)6口。2014年新井集中投產(chǎn)時，氣藏日產(chǎn)氣水平超過15.0×104m3，單井平均油壓超過35.0 MPa；現(xiàn)今，氣藏日產(chǎn)氣水平降至6.0×104m3，單井平均油壓降至5.0 MPa，階段累產(chǎn)氣0.63×108m3、累產(chǎn)水 2 717 m3。

氣藏開發(fā)至今，總累產(chǎn)氣0.92×108m3、總累產(chǎn)水2 736.4 m3，整體生產(chǎn)特征為：新井投產(chǎn)初期高產(chǎn)、高壓、無水采氣，但產(chǎn)量、壓力下降快；低產(chǎn)、低壓時攜液采氣，但產(chǎn)量、壓力較為平穩(wěn)（圖2）。

圖2 K82井區(qū)佳木河組氣藏月度生產(chǎn)曲線圖

2.2 單井生產(chǎn)特征

氣藏開發(fā)至今，相繼有6口直井、1口側鉆井投入生產(chǎn)，2014年K82井、k82008側鉆井為配合新井投產(chǎn)關停，現(xiàn)今尚有4口井常開、1口井間開。

2.2.1 產(chǎn)氣量變化特征

生產(chǎn)初期（開井后 1個月），單井日均產(chǎn)氣（1.4～8）×104m3，5口井超過 5.0×104m3；生產(chǎn)末期（關停前 1個月）或現(xiàn)今，單井日均產(chǎn)氣降至（0.2～1.5）×104m3，6 口井不高于 1.0×104m3。

2.2.2 產(chǎn)水量變化特征

生產(chǎn)初期，k82008側鉆井、k82010井連續(xù)攜液日均產(chǎn)水分別為3.74 m3和7.4 m3，其余井均無水采氣；生產(chǎn)中，除K82井，其余井陸續(xù)見水，初期（見水后1個月）連續(xù)攜液日均產(chǎn)水2.66～4.03 m3；生產(chǎn)末期，K82井仍未見水，k82008側鉆井、k82010井日均產(chǎn)水分別降至0.77 m3和2.24 m3，現(xiàn)今，其余井由連續(xù)攜液轉為間斷攜液日均產(chǎn)水降至0.96～3.54 m3。

2.2.3 油壓變化特征

生產(chǎn)初期，單井平均油壓2.5～40.0 MPa，2014年后投產(chǎn)的5口井均超過10.0 MPa，其中4口井超過25.0 MPa；生產(chǎn)末期，K82井、k82008側鉆井平均油壓分別降至1 MPa和0.76 MPa，現(xiàn)今，5口井油壓降至4.5～5.0 MPa。

2.2.4 產(chǎn)量遞減規(guī)律

以中石油《天然氣開發(fā)管理綱要》規(guī)定產(chǎn)量下降20%為限，各井穩(wěn)產(chǎn)時間僅24～47天；單井產(chǎn)氣量符合指數(shù)遞減規(guī)律，月遞減率5.96%～15.83%，折算年遞減率高達52.16%～87.36%；產(chǎn)水量、油壓與產(chǎn)氣量變化趨勢一致；與同為低孔低滲條件的蘇里格氣田Ⅰ類井初期日配產(chǎn)（3.0～6.0）×104m3，穩(wěn)產(chǎn)1.2年；Ⅱ類井初期日配產(chǎn)（1.0～3.0）×104m3，穩(wěn)產(chǎn) 0.5～1.1年[4-5]相比，本氣藏單井初期產(chǎn)量較高、遞減過快、高產(chǎn)能力差、低產(chǎn)較穩(wěn)定。

3 生產(chǎn)影響因素

3.1 構造條件對生產(chǎn)不具顯著影響

由于重力分異作用，通常構造高部位利于油氣產(chǎn)出。但實踐表明，高部位k82003井（氣層底界海拔-3 662.7 m）產(chǎn)量甚微，k82005井（氣層底界海拔-3 757.37 m）構造位置優(yōu)于K82井（氣層底界海拔-3 806.4 m）但產(chǎn)量遞減高于后者，加之氣藏構造簡單、斷裂不發(fā)育，所以構造條件不是影響生產(chǎn)的主要因素。

3.2 儲層條件與生產(chǎn)密切相關

相比之下，表征儲層條件的巖心、孔隙結構、厚度、孔隙度、滲透率等與生產(chǎn)的關系更加密切。

3.2.1 巖性影響天然氣賦存

由于二疊紀中拐地區(qū)火山作用強烈，佳木河組中上部是由正常碎屑巖體系和火山—火山碎屑巖體系構成的復合體系[6-7]，火山噴發(fā)形成的原地火山巖破碎后經(jīng)過搬運二次沉積形成火山沉積巖，孔隙空間更加發(fā)育、儲集性能更加優(yōu)越，因而受火山作用影響的凝灰質砂礫巖和正常陸源碎屑沉積的砂礫巖成為主要的含氣巖性。

3.2.2 孔隙結構影響天然氣生產(chǎn)趨勢

準噶爾盆地西北緣佳木河組沉積相、巖相變化快，成巖作用多樣，儲層孔隙結構中差異大，儲層級別多樣[8]。根據(jù) K82井佳木河組鑄體薄片觀察，儲層主要孔隙類型為微裂縫、粒內溶孔、粒間溶孔，孔隙類型較差，壓汞曲線坡度高、斜率大，反映孔喉分選較差，非均質程度較高，細小孔喉比例高（圖4）。

研究表明，這類儲層結構中，孔隙連通性差，有效孔隙度低，烴類缺少高滲通道，生產(chǎn)中地層條件的變化極易引發(fā)烴水分布狀態(tài)變化，從而導致高配產(chǎn)高生產(chǎn)壓差下穩(wěn)產(chǎn)能力差，但小產(chǎn)量生產(chǎn)時卻能長期穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)現(xiàn)象[9-10]。

圖4 K82井佳木河組儲層孔隙類型與壓汞曲線圖

3.2.3 厚度與物性影響井間生產(chǎn)差異

儲層厚度與反映儲層物性的孔隙度、滲透率與體現(xiàn)井間生產(chǎn)差異的單井初期產(chǎn)氣量、產(chǎn)量月遞減率具有良好相關性（圖5）。井周圍天然氣的富集程度和其向井筒的流動能力是影響生產(chǎn)的兩大根本要素[11]。天然氣富集程度取決于儲層可容空間，由孔隙度、面積、厚度決定；氣體流動能力依賴于儲層孔滲性，控制著氣井某一時期的影響半徑進而控制真實汲氣面積；井間生產(chǎn)特征差異較大又反映氣藏儲層均質性較差；因此儲層條件成為影響生產(chǎn)的主要因素。

圖5 K82井區(qū)佳木河組氣藏儲層條件與生產(chǎn)特征關系圖

3.3 低產(chǎn)時攜液困難不利于平穩(wěn)生產(chǎn)

一定地質條件和管柱條件下，氣井具有某一臨界攜液流量，當氣層含水，若產(chǎn)氣量高于臨界攜液流量，氣水同出，當產(chǎn)氣量下降時單井攜液能力下降產(chǎn)水量降低，若產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量，氣層中水無法完全排除造成井底積液。K82氣藏氣層具層間水，現(xiàn)今，積液成為困擾生產(chǎn)的現(xiàn)實問題，以k82004井為例（圖6），產(chǎn)氣量較高時，連續(xù)攜液，氣水波動幅度相似；

圖6 k82004井日度生產(chǎn)曲線圖

產(chǎn)氣量降低后，斷續(xù)攜液，水量波動幅度加大；產(chǎn)氣量更低時，攜液困難，間隔較長時間后突然出水，出水時產(chǎn)氣量短時間巨幅上升?？梢?，低產(chǎn)時積液加重，突然出水引起氣量強烈波動，氣量下降后又產(chǎn)生積液，惡性循環(huán)，最終可能導致氣井停產(chǎn)。

4 結論與建議

（1）K82井區(qū)佳木河組氣藏具有以下生產(chǎn)特征：初期高壓高產(chǎn)，但遞減迅速；產(chǎn)量降低后，攜液生產(chǎn)；至低壓低產(chǎn)時生產(chǎn)較穩(wěn)定，但攜液困難。

（2）構造條件對生產(chǎn)影響不大，儲層條件是影響生產(chǎn)的主要因素：天然氣主要賦存于儲集性能相對較好的凝灰質砂礫巖和砂礫巖中；缺乏大孔隙、大裂縫的孔隙結構決定了天然氣高產(chǎn)能力差、低產(chǎn)較穩(wěn)定的生產(chǎn)趨勢；厚度與物性是引起井間生產(chǎn)差異的主要原因。建議若部署新井，應加強精細地層對比、沉積微相、單砂體識別、儲層非均質性、儲層物性等方面的研究。

（3）低產(chǎn)期攜液能力差，導致積液與積液突然產(chǎn)出，引發(fā)產(chǎn)氣量劇烈波動不利于穩(wěn)產(chǎn)。建議進行連續(xù)油管作業(yè)提高攜液能力[12-13]，減輕積液程度；加密監(jiān)測，摸清出水規(guī)律，提前布置外排，緩解產(chǎn)量劇烈波動；老井中考慮將“水多氣少”井轉為排水井[14]，“控排結合”綜合治水；新井中可試驗井下節(jié)流等新工藝[15-16]，降低初期生產(chǎn)壓差，減緩壓降，延長無水采氣時間。

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