准噶尔盆地西北缘K82井区佳木河组气藏生产特征及其影响因素

王 韬，宋元林，李 婷，朱清澄，陆 璐

（1. 中石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000； 2. 中石油新疆油田分公司采气一厂，新疆 克拉玛依 834000）

K82井区佳木河组气藏1999年上报探明储量，2005年投入开发，历经十余年滚动勘探与开发，仍具丰富的剩余储量。现今，井间生产差异大、产能主控因素不明成为制约气藏稳产和新井部署的主要问题，分析其生产特征及影响因素，有利于丰富规律性认识进而对气藏今后的平稳生产和有效开发产生积极作用。

1 地质背景

准噶尔盆地西北缘断裂带下盘斜坡区下二叠统佳木河组天然气整体资源量较大[1-2]。K82井区距克拉玛依市约37 km，位于克—百断裂带西段主断裂下盘、中拐凸起东翼，周缘以断裂为界或以斜坡形式向凹陷区过渡，总体呈向南东倾伏的单斜，面积约30 km2（图1）。气藏产气层主要分布在佳木河组中上段，属扇三角洲沉积，并受火山作用影响，物性较差，为典型的低孔低渗气藏[3]。

2 生产特征

1998年K82井获工业气流标志气藏发现，2005年气藏正式投入开发，2012年底随着新井陆续投产气藏开始规模开发。

2.1 气藏整体生产特征

根据开发程度和生产井数，划分单井生产阶段（2005.12 ～2012.11）和多井生产阶段（2012.11-至今，以2016.5.31代表现今）。

单井生产阶段，完钻井4口，由于钻遇水层或产量甚微，仅K82一口井投产。阶段初，气藏日产气水平超过5.0×104m3，单井平均油压超过9.0 MPa；阶段末，气藏日产气水平降至1.0×104m3，单井平均油压降至1.0 MPa，阶段累产气0.29×108m3、累产水19.4 m3。

图1 K82井区佳木河组气藏构造位置图

多井生产阶段，完钻井7口，老井侧钻1口，投产6口。2014年新井集中投产时，气藏日产气水平超过15.0×104m3，单井平均油压超过35.0 MPa；现今，气藏日产气水平降至6.0×104m3，单井平均油压降至5.0 MPa，阶段累产气0.63×108m3、累产水 2 717 m3。

气藏开发至今，总累产气0.92×108m3、总累产水2 736.4 m3，整体生产特征为：新井投产初期高产、高压、无水采气，但产量、压力下降快；低产、低压时携液采气，但产量、压力较为平稳（图2）。

图2 K82井区佳木河组气藏月度生产曲线图

2.2 单井生产特征

气藏开发至今，相继有6口直井、1口侧钻井投入生产，2014年K82井、k82008侧钻井为配合新井投产关停，现今尚有4口井常开、1口井间开。

2.2.1 产气量变化特征

生产初期（开井后 1个月），单井日均产气（1.4～8）×104m3，5口井超过 5.0×104m3；生产末期（关停前 1个月）或现今，单井日均产气降至（0.2～1.5）×104m3，6 口井不高于 1.0×104m3。

2.2.2 产水量变化特征

生产初期，k82008侧钻井、k82010井连续携液日均产水分别为3.74 m3和7.4 m3，其余井均无水采气；生产中，除K82井，其余井陆续见水，初期（见水后1个月）连续携液日均产水2.66～4.03 m3；生产末期，K82井仍未见水，k82008侧钻井、k82010井日均产水分别降至0.77 m3和2.24 m3，现今，其余井由连续携液转为间断携液日均产水降至0.96～3.54 m3。

2.2.3 油压变化特征

生产初期，单井平均油压2.5～40.0 MPa，2014年后投产的5口井均超过10.0 MPa，其中4口井超过25.0 MPa；生产末期，K82井、k82008侧钻井平均油压分别降至1 MPa和0.76 MPa，现今，5口井油压降至4.5～5.0 MPa。

2.2.4 产量递减规律

以中石油《天然气开发管理纲要》规定产量下降20%为限，各井稳产时间仅24～47天；单井产气量符合指数递减规律，月递减率5.96%～15.83%，折算年递减率高达52.16%～87.36%；产水量、油压与产气量变化趋势一致；与同为低孔低渗条件的苏里格气田Ⅰ类井初期日配产（3.0～6.0）×104m3，稳产1.2年；Ⅱ类井初期日配产（1.0～3.0）×104m3，稳产 0.5～1.1年[4-5]相比，本气藏单井初期产量较高、递减过快、高产能力差、低产较稳定。

3 生产影响因素

3.1 构造条件对生产不具显著影响

由于重力分异作用，通常构造高部位利于油气产出。但实践表明，高部位k82003井（气层底界海拔-3 662.7 m）产量甚微，k82005井（气层底界海拔-3 757.37 m）构造位置优于K82井（气层底界海拔-3 806.4 m）但产量递减高于后者，加之气藏构造简单、断裂不发育，所以构造条件不是影响生产的主要因素。

3.2 储层条件与生产密切相关

相比之下，表征储层条件的岩心、孔隙结构、厚度、孔隙度、渗透率等与生产的关系更加密切。

3.2.1 岩性影响天然气赋存

由于二叠纪中拐地区火山作用强烈，佳木河组中上部是由正常碎屑岩体系和火山—火山碎屑岩体系构成的复合体系[6-7]，火山喷发形成的原地火山岩破碎后经过搬运二次沉积形成火山沉积岩，孔隙空间更加发育、储集性能更加优越，因而受火山作用影响的凝灰质砂砾岩和正常陆源碎屑沉积的砂砾岩成为主要的含气岩性。

3.2.2 孔隙结构影响天然气生产趋势

准噶尔盆地西北缘佳木河组沉积相、岩相变化快，成岩作用多样，储层孔隙结构中差异大，储层级别多样[8]。根据 K82井佳木河组铸体薄片观察，储层主要孔隙类型为微裂缝、粒内溶孔、粒间溶孔，孔隙类型较差，压汞曲线坡度高、斜率大，反映孔喉分选较差，非均质程度较高，细小孔喉比例高（图4）。

研究表明，这类储层结构中，孔隙连通性差，有效孔隙度低，烃类缺少高渗通道，生产中地层条件的变化极易引发烃水分布状态变化，从而导致高配产高生产压差下稳产能力差，但小产量生产时却能长期稳产的生产现象[9-10]。

图4 K82井佳木河组储层孔隙类型与压汞曲线图

3.2.3 厚度与物性影响井间生产差异

储层厚度与反映储层物性的孔隙度、渗透率与体现井间生产差异的单井初期产气量、产量月递减率具有良好相关性（图5）。井周围天然气的富集程度和其向井筒的流动能力是影响生产的两大根本要素[11]。天然气富集程度取决于储层可容空间，由孔隙度、面积、厚度决定；气体流动能力依赖于储层孔渗性，控制着气井某一时期的影响半径进而控制真实汲气面积；井间生产特征差异较大又反映气藏储层均质性较差；因此储层条件成为影响生产的主要因素。

图5 K82井区佳木河组气藏储层条件与生产特征关系图

3.3 低产时携液困难不利于平稳生产

一定地质条件和管柱条件下，气井具有某一临界携液流量，当气层含水，若产气量高于临界携液流量，气水同出，当产气量下降时单井携液能力下降产水量降低，若产气量低于临界携液流量，气层中水无法完全排除造成井底积液。K82气藏气层具层间水，现今，积液成为困扰生产的现实问题，以k82004井为例（图6），产气量较高时，连续携液，气水波动幅度相似；

图6 k82004井日度生产曲线图

产气量降低后，断续携液，水量波动幅度加大；产气量更低时，携液困难，间隔较长时间后突然出水，出水时产气量短时间巨幅上升。可见，低产时积液加重，突然出水引起气量强烈波动，气量下降后又产生积液，恶性循环，最终可能导致气井停产。

4 结论与建议

（1）K82井区佳木河组气藏具有以下生产特征：初期高压高产，但递减迅速；产量降低后，携液生产；至低压低产时生产较稳定，但携液困难。

（2）构造条件对生产影响不大，储层条件是影响生产的主要因素：天然气主要赋存于储集性能相对较好的凝灰质砂砾岩和砂砾岩中；缺乏大孔隙、大裂缝的孔隙结构决定了天然气高产能力差、低产较稳定的生产趋势；厚度与物性是引起井间生产差异的主要原因。建议若部署新井，应加强精细地层对比、沉积微相、单砂体识别、储层非均质性、储层物性等方面的研究。

（3）低产期携液能力差，导致积液与积液突然产出，引发产气量剧烈波动不利于稳产。建议进行连续油管作业提高携液能力[12-13]，减轻积液程度；加密监测，摸清出水规律，提前布置外排，缓解产量剧烈波动；老井中考虑将“水多气少”井转为排水井[14]，“控排结合”综合治水；新井中可试验井下节流等新工艺[15-16]，降低初期生产压差，减缓压降，延长无水采气时间。

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