火山岩致密凝灰岩气藏开发潜力分析——以松南火山岩气藏为例

钟高明，赵密福，李永刚，赵兴安，郑天龙，梁　杨

(1.中国石化东北油气分公司油气开发管理部,吉林长春 130062;2.吉林省有色金属地质勘查局)

火山岩致密凝灰岩气藏开发潜力分析

——以松南火山岩气藏为例

钟高明1，赵密福1，李永刚1，赵兴安2，郑天龙1，梁杨1

(1.中国石化东北油气分公司油气开发管理部,吉林长春 130062;2.吉林省有色金属地质勘查局)

摘要：松南火山岩气藏是一个高效开发的火山岩气藏，已开发生产6年，目前仍具有年产5亿方的生产能力。但是随着气藏生产时间的延长，气藏边底水推进、水气比快速上升、动态储量减少、天然气市场供不应求和冬季保供带来的峰谷差加大等因素，给气藏持续稳产带来了巨大挑战。通过分析YD1HF井高含CO2和腰深101井压裂高产，结合目前气藏动态认识，详细论述了火山岩致密凝灰岩第一低孔渗带未动用储量的范围和规模，通过调研和类比其他气藏储层条件和开发方式，认为致密凝灰岩储层通过水平井开发，采用分段适度压裂改造可提高产能，实现经济有效动用，最大限度提高储量动用率，保持气田长期稳产。

关键词：松南气藏；火山岩；凝灰岩；动态分析；开发潜力

在传统石油地质理论看来，火山岩与油气是冰火不相容的，通常被认为是油气勘探的禁区[1]。回顾我国火山岩油气勘探历程 ，2002年以前我国火山岩油气藏勘探主要是偶遇或兼探，总体属于勘探的早期阶段；2002年以后随着松辽盆地徐家围子火山岩气藏、长深火山岩气藏和松南火山岩气藏的相继发现，我国火山岩油气勘探进入了一个崭新的发展阶段，开始了针对火山岩储层的工业化开发。在开发过程中，对火山机构的识别、火山喷发期次的划分、高含CO2气体的成因、气水过渡带的认识等气藏静态问题和裂缝对流体的疏导、边底水发育的规模、合理的采气速度等气藏动态问题还有待于进一步深化研究和认识。

1松南火山岩气藏基本地质特征

松南火山岩气藏构造上位于达尔罕断裂上升盘，为近东西向断鼻构造，是由下白垩世火山喷发的熔岩形成的高含二氧化碳酸性火山岩气藏[2]，平均CO2含量24%，气藏类型属于似层状不具有统一气水界面岩性-构造气藏，平面上识别出三个火山机构，纵向上划分三个喷发期次，按照储层物性划分为两套高孔渗带和三套低孔渗带，2007年提交探明储量433.6×108m3，2011年完成产能建设，目前投产井10口，平均日产原料气200×104m3，具有年产5×108m3工业气的生产能力。

2松南火山岩气藏开发存在的问题

2.1冬夏峰谷差大影响气藏稳产能力

松南火山岩气藏从2008年开始投入开发，目前生产井10口，累产气20.9×108m3。东北天然气下游用气受自然气候影响较大，冬季为了保供任务，松南气田满负荷甚至超负荷生产，井口整体平均油压从2010年28.9 MPa下降到18.2 MPa，冬季产水量呈现跳跃式升高，气田产水量和水气比不断增加[3]，气田稳产难度大(图1)。

2.2气藏边底水快速推进影响气藏最终采出程度

松南气田目前生产井10口，从Cl-、矿化度、水气比综合分析各井水性(表1)，6口井产地层水，占总井数60%；从水侵强度上划分，腰平7井区整体呈现强水侵状态，腰深1井区呈现弱水侵状态。

气井产水后，水进入孔道，在毛管力作用下以较快的速度进入小孔道，封堵孔喉，增加渗流阻力，气相渗透率大幅下降(按照徐深气田火山岩岩心实验结论[4]，水锁前后渗透率降低达80%以上)，导致气井无阻流量大幅降低，例如YP7井产地层水较早，水气比高，通过IPR曲线计算无阻流量从2009年160×104m3下降到2011年40×104m3，下降幅度达70%。随着生产时间的延长，产水量和水气比不断上升，水侵强度不断增加，最终造成单井动态储量减少[5]，通过计算YP11井2013年动态储量较2012年减少1.5×108m3，YP7井2013年动态储量较2012年减少1.3×108m3。

图1　松南气田生产曲线

项目YS1井区YS1YS101YP1YP3YP10YP8YP6YP9YP7井区YP7YP11水气比0.0632.10.730.190.120.130.1310.515Cl-/(mg·L-1)505218052.533686115141888.617717847864963矿化度/(mg·L-1)84703019430618302822491398619724112194132180产水类型凝析水地层水地层水地层水地层水凝析水凝析水凝析水地层水地层水

3松南火山岩气藏潜力分析

3.1第一低孔渗带和第二高渗带储量是下步开发研究的主要潜力区

(1)松南火山岩气藏平面上划分三个主要火山机构，纵向上根据火山喷发期次主要分为爆发相和溢流相，其中腰深1井区火山喷发规模最大，地层发育最厚，根据储层物性划分为两套高孔渗带和三套低孔渗带，机构气水界面3 780 m，属于受构造影响的似层状气藏。第一高孔渗带储层连续，属于中孔中渗储层，是松南产建的主要目的层。通过研究压力波及范围与各井区动用状况，认为目前主要动用第一高孔渗带储量，低孔渗带储量未动用或动用较少。

(2) 腰深1火山机构第一低孔渗带凝灰岩储层平面上连续分布，纵向厚度以YS1井(41 m)为中心向南北两翼厚度逐渐增加，南翼YS101井和北翼YS102井厚度均达到80 m，展布面积达7.5 km2，估算地质储量65×108m3。通过类比松南登娄库组碎屑岩气藏、金山基底花岗岩气藏和大庆徐深火山岩气藏，储层物性和含气饱和度整体略优于其他三个气藏、开发方式可参照松南碎屑岩和徐深火山岩气藏通过水平井分段压裂实现有效动用[6](图2)。

(3)腰深1火山机构第二高孔渗带和第二、第三低孔渗带流纹岩储层平面展布范围主要局限于YS1井附近，纵向厚度以YS1井(116 m)为中心向南北两翼厚度逐渐减少，受构造和气柱高度限制[7]，南翼YS101井和北翼YS102井储层处于气水界面之下，按照不同孔渗带物性和含气饱和度对储量进行估算，整体储量约25×108m3。根据生产情况分析，气藏水气比逐渐升高，部分井产地层水，气藏呈现出气水界面整体不均匀抬升现象，同时储层距离气水界面近，储层相对致密后期改造需要大规模压裂，纵向缝高不易控制，裂缝发育易沟通水层形成水淹[8]，造成下部储量有效动用难度大。

3.2第一低孔渗带储层的储量通过压裂改造可以有效动用

YS101井2010年7月对营城组火山岩第一高孔渗带流纹岩储层3 745.5～3 764.5 m射孔测试，截至2011年11月累产气1 430×108m3，日产气0.15×104m3，井口油压接近外输压力，能量供给不足，产量和地层压力下降快，被迫关井。2013年10月准备对营城组3 745.5～3 764.5 m井段进行压裂，原射孔井段(3 745.5～3 764.5 m)由于井筒遇阻位置在3 754 m，射孔厚度减少10 m，口袋不够，防止压后出现砂埋，补射上部凝灰岩低孔渗带储层3 734.95 m～3 744.95 m，整体大规模合压，加砂70 m3，纵向沟通上部第一低孔渗带凝灰岩储层和下部第一高孔渗带流纹岩储层，压后恢复生产稳定日产气8×108m3，稳定油压18.5 MPa，水气比2.1，压裂改造效果明显，初步判断上部第一低孔渗带凝灰岩储层对产量大幅度提升起到重要贡献作用。

图2　松南气田爆发相凝灰岩与其他气藏储层物性对比

3.3碎屑岩气藏YD1HF井的生产状况证明压裂沟通了下部第一低孔渗带储层

2012年11月YD1HF井水平段998 m，分11段压裂，累计加砂545 m3，平均单段55 m3，是登娄库水平井压裂规模最大的一口井，投产后生产稳定，日产气量14×104m3，油压基本维持在19 MPa，投产效果好，但是CO2含量高达13.4%，远高于登娄库气藏CO2平均水平(2.4%)，通过对比所有井水平段各压裂点垂深和下部火山岩顶面距离(图3)，YD1HF井水平段距离下部火山岩顶面距离最小，平均距离44 m，由于压裂规模大，存在压裂沟通营城组火山岩第一低孔渗带储层的可能，假设上下两套气藏CO2含量是稳定的，按照所含CO2比例计算下部营城组火山岩储层对该井产量的贡献率，大概要占到51%。

图3　松南登娄库各气井CO2含量、稳定气量与下部火山岩顶面距离之间的关系

4松南火山岩气藏下步开发策略

4.1对第一低孔渗带未动用储量，采用两种方式开发，最大限度提高储量动用率

(1)通过开展火山岩气藏致密储层潜力评价研究，重点分析优质储量未井控区、小火山机构储量规模、层间低渗致密储层动用状况等问题。针对第一低孔渗带凝灰岩储层，落实未动用储量的规模、储层平面展布范围和纵向储层厚度，结合上部碎屑岩和下部火山岩水平井平面控制范围和纵向动用程度，以“少投入、多产出”，提高气田整体开发效益为主要部署原则，采用不规则水平井井网，通过水平井分段适度压裂改造实现未动用储量经济有效动用。

(2)利用夏季用气低峰期，对产水井进行动态监测，包括采气剖面测试、井底流压流温梯度测试落实主力产气层段、产水深度和井底积液状况，结合不同火山机构水侵程度和气藏不同区块气水界面，对腰平7火山机构YP7井和YP11井尾端出水段进行封堵，抑制边底水锥进，同时对水平段A靶上部火山岩储层进行压裂改造提高单井产量；对腰深1火山机构水平井A靶上部钻遇的第一低孔渗带凝灰岩储层进行压裂改造提高单井产量。

4.2通过降低峰谷差，控制含水上升速率，提高最终采出程度

通过松南火山岩气藏动态数值模拟，对比冬夏调峰生产和平稳生产两种状态，从模拟的结果看，调峰生产状态下稳产年限低，由稳产6年下降到5年，累积动态储量采出程度明显降低，由平稳生产的54.66%下降到48.72%，预测采出量减少7.24×108m3。

4.3研究和储备提高气藏采收率技术

(1)控水采气技术：考虑松南气田边底水的影响，根据不同区块边底水推进速度优化不同区块采气速度，对同一区块不同构造部位气井进行差异配产控制水侵对气井的伤害，提高气藏采收率。

(2)排水采气技术：开展适应本区水平井的排水采气工艺研究，延长产水气井稳产期，防止气井过早水淹，提高气藏采收率。

(3)增压采气技术：气井井口油压降至外输压力时，通过增压采气，降低气藏废气压力，提高气藏采收率。

参考文献

[1]陈克勇，阮宝涛，李忠诚，等.长岭气田火山岩储层三维孔隙度建模方法[J].石油地质与工程,2010,24(6):38-41.

[2]刘启,舒萍,李松光.松辽盆地北部深层火山岩气藏综合描述技术[J].大庆石油地质与开发,2005,24(3):128-132.

[3]李辉，李媛，谢伟.辽河油田东部凹陷中段火山岩油气藏成藏特征[J].石油地质与工程,2011,25(6):5-8.

[4]庞彦明,毕晓明,邵锐,等.火山岩气藏早期开发特征及其控制因素[J].石油学报,2009,30(6):882-886.

[5]单衍胜，张林炎.松辽盆地南部长深气田深层火山岩储集层特征及有利区预测[J].石油地质与工程,2008,22(5):33-40.

[6]Le Maitre R W.A classification of igneous rocks and glossary of terms,recommendation of the IUGS subcommission on the systematic of igneous rocks[M].London:Blackwell Scientific Publication,1989.

[7]王璞珺,迟元林,刘万珠,等.松辽盆地火山岩相、类型、特征和储层意义[J].吉林大学学报(地球科学版),2003,33(4):449-456.

[8]王明磊，张遂安，关辉,等.致密油储层特点与压裂液伤害的关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段为例[J].石油与天然气地质，2015，36(5)：848-854.

编辑：吴官生

文章编号：1673-8217(2016)01-0091-04

收稿日期：2015-10-26

作者简介：钟高明，工程师，硕士，1984年生，2009年毕业于中国地质大学(北京)石油地质专业，现从事油气田开发工作。

中图分类号：TE313.3

文献标识码：A