王泉，王彬，閆利恒，汪洋，羅建新，杜果

（1.中國石油 新疆油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.采氣一廠，新疆 克拉瑪依 834000；2.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610500）

呼探1 井獲天然氣勘探重大發(fā)現(xiàn)，最大日產(chǎn)氣量為61×104m3，最大日產(chǎn)油量為106.3 m3，展現(xiàn)了準(zhǔn)噶爾盆地南緣油氣勘探的潛力[1]。呼探1 井產(chǎn)氣目的層為超深層、異常高壓、超高溫、裂縫發(fā)育的白堊系清水河組致密儲集層，地質(zhì)條件復(fù)雜，開發(fā)難度大[2]。該井試采階段井口壓力出現(xiàn)大幅波動，影響安全生產(chǎn)、儲集層參數(shù)確定和產(chǎn)能評價，亟待開展井口壓力波動特征及成因分析，為后期高效開發(fā)提供依據(jù)。

1 呼探1井概況

呼探1井完鉆井深為7 601 m，目的層白堊系清水河組儲集層主要為灰色熒光細(xì)砂巖，儲集空間主要為剩余粒間孔，平均孔隙度為8.3%，平均滲透率為0.046 mD。成像測井顯示，目的層發(fā)育多條斜交裂縫，裂縫開度為0.1～0.5 mm，部分充填。原始地層壓力為146 MPa，地層溫度為158.63 ℃，壓力系數(shù)為2.02，露點(diǎn)壓力為54 MPa，地露壓差達(dá)92 MPa，氣藏類型為超深層異常高壓凝析氣藏[3-4]。2021 年2 月4 日，采用6.5 mm 油嘴試采，為防止生產(chǎn)壓差過大造成出砂，2 月17 日調(diào)整至6.0 mm 油嘴試采，日產(chǎn)氣量約31.7×104m3，井口壓力約70 MPa；試采174 d，累計產(chǎn)氣量為5 458×104m3，累計產(chǎn)油量為8 532 m3，累計產(chǎn)水量為436 m3。試采過程中，井口壓力出現(xiàn)非周期性大幅波動，振幅最大為13 MPa（圖1）。

2 井口壓力波動特征

將壓力變化不超過1 MPa 的波動視為井筒正常壓力波動，統(tǒng)計得出呼探1 井井口壓力波動幅度大于6 MPa的有18次，壓力波動幅度為3～6 MPa的有74次，隨著開發(fā)時間增長，壓力波動幅度逐漸減小，穩(wěn)定在3 MPa左右。每次發(fā)生壓力波動的時長為36～43 min，平均時長為40 min。利用MultiFlash 井筒模擬分析，當(dāng)日產(chǎn)氣量超過32×104m3時，流體從井底流至井口所需時間為46 min[5]，與井口壓力波動時長相近，說明壓力波動主要發(fā)生在近井地帶。

3 井口壓力波動成因分析

3.1 井口壓力波動影響因素分析

呼探1井井筒不積液且未結(jié)垢，目的層不產(chǎn)黑油，且未出骨架砂。累計進(jìn)入目的層的作業(yè)液量為562.3 m3，其中鉆井液230.0 m3，壓井液332.3 m3，試采返排率僅為7.6%，儲集層近井地帶可能存在污染[5-6]，作業(yè)液中固相顆粒在儲集層滲流通道中運(yùn)移和堆積，會造成流體產(chǎn)量和壓力波動。

3.2 井口壓力波動成因機(jī)理分析

呼探1 井井口返出物包括游離砂、膠皮、作業(yè)液中重金石粉等顆粒，成像測井顯示，近井地帶發(fā)育5條斜交裂縫，平均裂縫開度為0.1～0.5 mm。依據(jù)裂縫內(nèi)顆粒三分之一架橋原理[5]，顆粒粒徑不小于裂縫開度的三分之一時，顆粒可以在地層孔喉處架橋，造成堵塞。當(dāng)游離砂、重金石粉等顆粒經(jīng)過狹窄裂縫及喉道時，較大顆粒率先堆疊架橋，阻礙較小顆粒運(yùn)移，加重裂縫內(nèi)堵塞，導(dǎo)致同等產(chǎn)量下生產(chǎn)壓差增大，井口壓力減小。當(dāng)生產(chǎn)壓差增大到一定程度，架橋堵塞顆粒垮塌解堵，同等產(chǎn)量下生產(chǎn)壓差減小，井口壓力增大。因此，裂縫中顆粒的循環(huán)堵塞—解堵，會導(dǎo)致井口壓力波動。

3.3 井口壓力波動動態(tài)表征

（1）產(chǎn)量與壓力 呼探1 井試采前期井口壓力與產(chǎn)量波動幅度大，且呈周期性波動特征，表明前期裂縫循環(huán)堵塞—解堵，其后產(chǎn)量與壓力波動趨緩，表明裂縫堵塞減弱。

（2）表皮系數(shù) 表皮系數(shù)是評價油氣井近井地帶污染程度及儲集層傷害的重要指標(biāo)，污染越嚴(yán)重，表皮系數(shù)越大，反之越小。隨著呼探1 井試采時長增加，表皮系數(shù)整體呈減小趨勢，由試采第50 天的7.2減小至第170 天的4.2，說明裂縫中的顆粒雖處于循環(huán)堵塞—解堵，但整體趨勢是從裂縫中不斷排出，近井地帶滲流能力提高（圖2）。

（3）采氣指數(shù) 采氣指數(shù)是指氣井單位生產(chǎn)壓差的日產(chǎn)氣量，表征氣井生產(chǎn)能力，可根據(jù)產(chǎn)量、地層壓力及折算流壓計算氣井視采氣指數(shù)[7-9]。固相顆粒在儲集層裂縫中循環(huán)堵塞—解堵，造成呼探1 井井底壓力波動，產(chǎn)氣能力不穩(wěn)定。隨著近井地帶顆粒不斷堵塞儲集層，采氣指數(shù)呈減小趨勢；堵塞解除后，采氣指數(shù)增大；其后采氣指數(shù)較為穩(wěn)定，表明裂縫循環(huán)堵塞—解堵趨于穩(wěn)定，氣井整體產(chǎn)氣能力趨于穩(wěn)定（圖2）。

綜上所述，呼探1 井井口壓力波動主要原因是顆粒在裂縫中循環(huán)堵塞—解堵，在生產(chǎn)壓差下裂縫堵塞不斷解除，表皮系數(shù)不斷減小，采氣指數(shù)趨于穩(wěn)定。

4 井口壓力波動數(shù)值模擬

4.1 雙重介質(zhì)滲流機(jī)理模型建立

建立裂縫網(wǎng)絡(luò)流體流動雙重介質(zhì)滲流機(jī)理模型[10]，模擬不同規(guī)模天然裂縫氣藏生產(chǎn)時的壓力響應(yīng)。根據(jù)成像測井解釋結(jié)果，將氣藏中的天然裂縫分為一級裂縫、二級裂縫和三級裂縫3個級別，其開度分別為0.5 mm、0.3 mm 和0.1 mm，采用Roberto Aguilera方法折算裂縫滲透率。模型沿最大主應(yīng)力方向南北向設(shè)置一級裂縫，在一級裂縫上隨機(jī)形成分布于不同位置不同長度的二級裂縫，基于二級裂縫延伸出三級裂縫，重復(fù)以上步驟形成裂縫幾何模型（圖3），將裂縫幾何模型轉(zhuǎn)換為網(wǎng)格內(nèi)裂縫網(wǎng)絡(luò)流體流動雙重介質(zhì)滲流機(jī)理模型[11-12]。

4.2 壓力擬合分析

依據(jù)分形系統(tǒng)自相似性原理，認(rèn)為不同級別裂縫的滲透率應(yīng)具有一定比例關(guān)系[13-17]。通過設(shè)置裂縫開度、滲透率等參數(shù)，模擬儲集層中裂縫的堵塞—解堵過程，根據(jù)試采動態(tài)資料進(jìn)行參數(shù)反演，研究裂縫堵塞—解堵機(jī)理。首先，設(shè)定各級裂縫占比，根據(jù)呼探1井試采產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)，為各級裂縫的開度和滲透率賦值，采用定產(chǎn)降壓的方式模擬生產(chǎn)，反復(fù)迭代，修正各級裂縫的滲透率和占比，最終得到呼探1 井裂縫網(wǎng)絡(luò)井底流壓擬合曲線。通過壓力歷史擬合分析可知，當(dāng)一級裂縫、二級裂縫和三級裂縫占比分別為55%、30%和15%，滲透率分別為18 000 mD、6 000 mD 和3 600 mD時，壓力擬合度超87.7%（圖4）。

4.3 裂縫參數(shù)對壓力波動影響

由于儲集層和井筒內(nèi)均未出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，且氣井未產(chǎn)出地層水，同時井口壓力與井底流壓的變化規(guī)律基本一致，因此，采用數(shù)值模擬分析近井地帶的滲流規(guī)律及井底流壓降幅，以研究井口壓力波動情況。假設(shè)各級裂縫與井筒距離一致，均為300 m，一級裂縫、二級裂縫和三級裂縫發(fā)生堵塞時，井底流壓降幅依次減小，即開度較大的裂縫堵塞—解堵過程中，易導(dǎo)致壓力較大幅度波動，裂縫開度越小，對壓力影響越?。▓D5）。

在滲透率相同的條件下，通過調(diào)整同級裂縫堵塞位置，對比分析井底流壓變化幅度。選取開度均為0.3 mm 的二級裂縫，遠(yuǎn)端裂縫（距離井筒500 m）、中端裂縫（距離井筒300 m）和近端裂縫（距離井筒100 m）堵塞后，井底流壓下降幅度依次增大，即近井地帶裂縫的堵塞—解堵，更易導(dǎo)致壓力大幅波動（圖6）。

綜上所述，在裂縫循環(huán)堵塞—解堵過程中，裂縫開度越大，井底流壓波動幅度越大；同一裂縫開度，堵塞和解堵位置距離井筒越近，壓力波動幅度越大。呼探1 井試采過程中，顆粒在不同位置、不同級別裂縫中循環(huán)堵塞—解堵，井底流壓差異性波動，導(dǎo)致井口壓力持續(xù)波動。隨著顆粒不斷排出，壓力波動幅度逐漸減小。

5 結(jié)論

（1）呼探1 井壓力波動主要成因是顆粒在裂縫中循環(huán)堵塞—解堵，隨著在生產(chǎn)壓差作用下裂縫堵塞不斷解除，表皮系數(shù)不斷減小，采氣指數(shù)趨于穩(wěn)定。

（2）在循環(huán)堵塞—解堵的過程中，同一位置裂縫，開度越大，壓力波動幅度越大；同一級別裂縫，堵塞和解堵位置距離井越近，壓力波動幅度越大，可見近井大開度裂縫堵塞是造成壓力大幅波動的主要原因。