试井解释在高含CO2火山岩气藏中的应用

贾 英 黄 磊 石志良 李 健 成亚斌 郭艳东

(1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院， 北京 100083；2. 中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院， 北京 100083；3. 中国石油大港油田勘探开发研究院， 天津 300280)

试井解释在高含CO2火山岩气藏中的应用

贾 英1黄 磊2石志良1李 健3成亚斌3郭艳东1

(1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院， 北京 100083；2. 中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院， 北京 100083；3. 中国石油大港油田勘探开发研究院， 天津 300280)

针对松南火山岩气藏储层岩性岩相变化快、非均质性强，数据测试不规范，前期地质认识与动态跟踪存在出入等问题，分析了压力卡片原始数据，剖出杂点及干扰点，寻找真实反映火山岩储层的压力响应；多种方法结合，确定了合理的储层解释；测试与地质、动态相结合，从多角度验证试井模型的可靠性，为火山岩气层识别提供评价依据。

试井解释； 火山岩气藏； 高含CO2

试井解释在勘探开发的初期及开发中期都是重要的认识手段，特别在储层特征及渗流机理认识方面起到了重要的作用[1]。松南火山岩气藏通过近几年持续勘探开发，获得了较好的开发前景[2]。但在最近几年的动态跟踪中，发现部分井动态特征与前期的地质认识存在差异，仅依靠前期的地质分析难于得出合理的解释。此次研究结合地质认识、动态跟踪，以试井分析和解释作为主要手段，对重点井进行了深入的剖析，旨在得出合理的认识和结论，指导实际生产。

1 火山岩试井解释面临的主要问题

1.1难以寻求统一的解释模式以判断储层类型及驱动方式

火山岩储层是不同成分岩浆在高温条件下的产物，岩性、岩相变化复杂，难以寻求统一的模型进行解释。如果储层判断是弹性驱气藏，主要考虑采气速度与稳产期关系，在合适的条件下可以适当提高采气速度；如果是裂缝型储层，则可沿裂缝发育方向不均匀布井；如果是裂缝底水气藏，则需充分考虑裂缝 — 底水匹配关系，延缓底水上升速度。因此，储层特征和判别气藏驱动类型是动态跟踪方案调整的关键。

1.2测试不规范，双对数曲线出现异常

该气田5口井测试资料较差，部分井压力恢复前期测试数据不标准，压力恢复前为流压梯度测试，测点位置不固定，压力呈现不断上升趋势。

1.3前期地质认识与动态跟踪存在出入，难以得出合理解释

以YS101井为例，该井位于火山口附近，井区无边底水。YS101井岩心观察成像测井见图1。岩心分析认为该井发育气孔熔结凝灰角砾岩(浮岩)。成像测井透视了岩石内部结构，表明岩石内部孔隙发育，团块状、条带状组分经冷凝后保留了较多孔隙空间。YS101井发育的浮岩为最好储层。YS101井产气曲线见图2。该井产量递减迅速，日产气量及压力均难以稳定。产气规律与地质认识相悖。

2 试井解释火山岩气藏思路

针对上述问题，通过试井解释方法探索，开展火山岩气藏测试参数解释：(1)分析测试原始数据，剖出杂点及干扰点，寻找真实反映火山岩储层的压力响应；(2)重新审视储层试井解释原理的本质含义，从原理出发，多种方法结合，确定合理的储层解释；(3)研究测试与地质、动态之间的内在关系，从多角度验证试井模型的正确性，分析储层物性，为火山岩气层识别提供评价依据。

图1 YS101井岩心观察成像测井

图2 YS101井产气曲线

2.1整理筛选原始数据，确保数据真实可靠

(1) 针对测试方法不规范，探索尝试录入生产段压力数据，对不能解释的资料重新进行解释。以YS101井为例，该井开展2次测试，第1次测试后关井压力恢复119 h。第2次测试为该井生产9个月后开展的压力恢复试井。第2次压力恢复前期仅做了4 h流压测试，时间非常短。如果只加载流压数据，YS101井第2次压恢曲线(仅流压测试数据)如图3所示。常规观点认为，该测试资料不可用，不能解释。

通过分析测试及生产数据发现，第2次压恢之前，该井生产了9个月。载入恢复前生产数据，并根据井口压力测算井底流压，重新录入流量史。YS101井第2次压恢曲线(重新载入生产数据)如图4所示。

(2) 结合PPD方法进行诊断，排除测试干扰。松南火山岩气藏测试数据获得的双对数曲线部分点比较杂乱，需要寻求新方法筛出杂点，确保数据真实可靠。

图3 YS101井第2次压恢曲线(仅流压测试数据)

图4 YS101井第2次压恢曲线(重新载入生产数据)

如YP7井，该井钻遇气水界面，井筒中存在气水两相流动。其双对数曲线见图5。从测试压力史图(图6)可以看出，测试恢复段有明显驼峰，认为井筒中气液相重新分布，井底压力增加，形成驼峰。因此，应用Mattar提出的PPD方法分辨数据点。PPD方法认为计算压力导数随时间增加单调递减的数值为反应储层物性的数据。应用PPD诊断，认为YP7井前期及后期出现杂乱数据点，随时间增加而增加，该段数据并非反映储层特征。

2.2分析变井储特征及井中积液问题

(1) 原始测试卡片分析。在气井生产过程中，如果井底积液未能及时发现，液体会在井筒或近井地带积聚，可能会对气井造成伤害。从测试的原始数据分析入手，结合试井分析，判断井底积液情况。

图6 YP7井第二次压力恢复历史曲线

以YS101井为例，第1次测试井放置了3个压力计，上、中、下压力计的位置分别为3 797.5、3 800.5、3 801.0 m。YS101井压力计卡片分析对比图(第1次测试)见图7。初期测静压时井筒内流体为气、水混合物，3个压力计测得压力差为气、水混合物的重力。关井后流体产生重力分离，重质的液体成分向井筒下部滑落，产生积水。开井后，随着井筒中液体的排出，井流物的密度随开井时间不断延长而增加，上部压力计测得的压力下降增加，上、下压力计压差不断增加。关井后液体回落，积液。开井时井底积液被气流携带向上运移，并带出井口。漏失到地层中的工作液随开井时间的延长而不断排出。因此认为该井第1次测试时存在积液影响。

图7 YS101井压力计卡片分析对比图(第1次测试)

YS101井第2次测试时放置了2个压力计，2个压力计相距2 m。从压力计压力记录数据对比分析可以看出，开井及关井过程中无明显的气液相分离现象。表明该井生产后，井底不存在积液。

(2) YS101井双对数曲线诊断。从测试的双对数曲线可以看出，第1次压力恢复测试前期30 min反映的变井储特征，呈现“驼峰”型曲线，第2次压力恢复呈现“台阶”型。第2次压力恢复测试的井储比第1次测试时更大。

根据Fair模型，Fair变井储指数式方程如下[3-4]：

式中：pφD—— 无因次相变压力(表示井筒积液引起的最大压力变化)；

tD—— 无因次时间；

CD—— 无因次井储系数；

CφD—— 无因次井筒积液井储系数；

t—— 时间，h；

αD—— 无因次井筒积液引起的最大压力变化时间；

K—— 地层渗透率，μm2；

α—— 井筒积液引起的最大压力降为原来的63%时的时间，h；

φ—— 地层孔隙度；

μ—— 流体黏度，mPa·s；

Ct—— 地层及其中流体综合压缩系数，MPa-1；

rw—— 井径，m。

利用该模型可以较好地拟合类似“驼峰”现象的实测数据压力和压力导数曲线。由于井储反映井筒内流体的压缩性，因此，相对于第1次测试，第2次井筒内流体压缩性增大，也就意味着井筒内的液体(水)的含量减小。

(3) 矿化度及产水曲线分析。不同阶段水样矿化度分析表明，初期矿化度较高(40 000 mg/L)，后期逐渐降低。通过参考该区采集地层水样的矿化度(地层水总矿化度在32 693～39 367 mg/L)认为，YS101井矿化度前期较高，后期逐渐降低。排除后期产地层水的可能性。

结合YS101原始测试卡片分析、双对数曲线诊断及动态分析认为，YS101井第2次测试积液不明显，排除该井生产过程中积液导致产量递减。

2.3产能、动态验证模型的合理性

(1) 试井解释结果与产能相匹配。绘制5口井13口井次的无阻流量、地层系数柱状图(见图8)，可见地层系数与无阻流量呈对应关系，表明储层物性解释结果与产能相匹配。

(2) 试井解释结果与动态相匹配。应用Saphir软件对YS101井开展不稳定试井解释，2次测试均采用“井储+表皮+河道边界”模型，双对数曲线拟合较好，YS101井不稳定试井解释结果见表1。

图8 无阻流量、地层系数柱状图

井储∕(m3·MPa-1)压力∕MPa渗透率∕(10-3μm2)高渗带∕m不稳定边界∕m第1次测试0.71342.231.25S:72.29N:147.09E:180.00W:15.57第2次测试10.80035.800.23S:76.50N:142.00E:164.00W:30.00

2次解释结果表明，第2次测试井井储较大。同一口井不同井储表明井筒内流体不同。第2次测试井储较大，说明第2次测试中井筒内以气相为主，进一步证实第2次测试中井筒内无井底积液。对比渗透率发现，该井第2次测试渗透率较大，为1.25×10-3μm2，第2次解释渗透率下降至0.23×10-3μm2，渗透率严重降低。

解释均选用“井储+表皮+河道边界”模型，从解释结果看YS101井处于不到200 m宽的河道中，井控范围小，井控储量有限。因此，通过试井解释认为井控范围有限是该井压力产量递减迅速的主导原因。

(3) 产能及动态分析。YS101井生产1年来产量、压力下降迅速，生产动态分析见图9。产量从14.25×104m3/d降到0.20×104m3/d；无阻流量由初期的31.00×104m3/d降到2.00×104m3/d。应用 Topaze软件分析，解释选用“井储+表皮+河道边界”模型，拟合测试产量历史、双对数曲线、Blasingame模版等[5-8]。拟合结果表明：随着生产的开展，YS101井物性逐渐变差(渗透率由1.25×10-3μm2降到0.20×10-3μm2)，可能是受储层中压敏效应的影响，气相有效渗透率严重降低。该结论与试井解释结果一致。

图9 YS101井生产动态分析图

3 结 语

对松南火山岩气藏试井，采用“定性诊断与定量解释相互结合、生产地质相互验证”的评价原则，完成了松南火山岩气藏8口井16井次试井分析。在此主要用阻流边界/复合、双重介质和窄条带3种模型进行解释，反应出储层存在裂缝及平面非均质性强的特点。8口井中，有2口井试井解释外围物性变化，反映出储层非均质性强；储层部分区域裂缝发育，4口井试井解释表现出双孔介质特征。下一步研究时应从以下几个方面考虑：

(1) 规范测试方法，气井关井测试前应保持连续稳定生产，产量变化幅度不超过10%。测试从关井时刻开始，记录关井时间以及关井前流动状态和关井后的压力、温度变化数据。根据试井设计方案和试井实时诊断图判定是否结束压力恢复试井。

(2) 气井(尤其含酸性气井)试井时，工作制度的选择和井筒水合物的防治非常关键，是试井顺利进行和资料合格的重要保证。实际现场应用时要相互兼顾，统一考虑，才能确保测试成功。

(3) 通过对YS101井2次测试解释分析，YS101井处于不到200 m的窄条带中，井控范围小，井控储量小；压力下降幅度较大，储层压力下降了6.4 MPa；第2次压力恢复解释渗透率下降，可能是储层中压敏效应等的影响，使气相有效渗透率严重降低，但具体原因有待进一步研究。建议该井开展压裂改造以提高产能。

[1] 刘能强.实用现代试井解释方法[M].北京：石油工业出版社，2003:1-3.

[2] 袁士义，冉启全，徐正顺，等.火山岩气藏高效开发策略研究[[J].石油学报，2007,28(1):73-77.

[3] FAIR WALTER B J. Pressure Build-up Analysis With Well Bore Phase Redistribution[J]. Society of Petroleum Engineers Journal, 1981, 21(2):259-270.

[4] 林加恩，孙贺东.Fair变井筒储存模型的压力曲线响应特征认识[J].油气井测试，2006,15(4):1-4.

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[6] BLASINGAME T A, JOHNSON J L , LEE W J. Type-Curve Pressure Analysis Using the Integral Method[G]. SPE 18799, 1989.

[7] PALACIO J C, BLASINGAME T A. Decline-Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Gas Well Production Data[G]. SPE 25909, 1993.

[8] AGARWAL R G, GARDNER D C, KLEINSTEIBER S W, et al. Analyzing Well Production Data Using Combined Type Curve and Decline Curve Concepts[G]. SPE 49222, 1998.

Abstract:Songnan volcanic gas reservoir is characterized by quick change lithology and lithofacies, and strong heterogeneity; the pressure transient data were not tested with standard; reasonable explanations were hard drawn because of differences between geological understanding and dynamic analysis. The original test data were analyzed and noise points were moved in order to find the true pressure response of volcanic reservoir. Then, the reasonable reservoir interpretations were determined from the principle and the combination of various methods. Finally, the correctness of well test models was verified from analyzing the relationships among tests, geology and dynamics systematically, which laid the foundation for the identification of volcanic gas reservoir.

Keywords:well test; volcanic gas reservoir; high CO2content

ApplicationofWellTestintheAnalysisofHighCO2ContentVolcanicGasReservoir

JIA Ying1HUANG Lei2SHI Zhiliang1LI Jian3CHENG Yabin3GUO Yandong1

(1.Petroleum Exploitation & Production Research Institute, Sinopec, Beijing 100083, China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China;3.Exploration and Development Research Institute, Dagang Oil Field, Tianjin 300280, China)

TE353

A

1673-1980(2017)05-0040-05

2017-04-20

国家科技重大专项“鄂北致密气藏注气开发优化设计技术研究”(2016ZX05048003-004)；中国石油化工股份有限公司科技部项目“注CO2提高凝析气藏采收率机理研究”(P15031)；中国石油化工股份有限公司科技部基础前瞻项目“大牛地气田CO2驱提高采收率可行性评价”(G5800-14-ZS-KJB033-5)

贾英(1980 — )，女，博士，高级工程师，研究方向为特殊气田开发及注气提高采收率。