测试资料在火山岩气藏评价中的应用——以徐深气田为例

王晓蔷

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江大庆 163712）

火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边水、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。可以利用岩心分析、测井解释、地质和地震等方面的测试资料进行产能试井、压力与深度关系分析、储量计算等，因此，测试资料分析在火山岩气藏勘探开发的各阶段发挥着重要作用。

1 测试资料应用效果

1.1 气藏（井）动态描述

松辽盆地北部深层储层是以火山岩为主体的中低孔、低渗储层，80%以上的井需要压裂改造。气井产能特征复杂，区块间及区块内各井产能高低不等，试采井动态特征差异大，产量与压力稳定性各不相同，试采井总体上以中低产井居多。主要受到裂缝勾通的影响，部分井在试采中见地层水。

利用不稳定试井技术可以分析井控范围内相关参数，如压裂缝特征（半长、导流能力）、地层物性、边界距离。动静结合描述井控区域储渗结构特征，搞清气井产能及动态特征的主要影响因素。井控区域储渗结构评价技术流程包括储集空间类型与分布、各类储集空间产能特征、井控区域储渗结构形式。徐深气田火山岩气藏储层有效储集空间具有典型三元结构特征，即基质（低孔渗）、高孔渗和天然裂缝，要在三元结构特征的基础上，进一步深化储渗结构特征的认识（图1）。

气井开采效果评价与预测需要建立满意的试井解释模型，开展长期生产历史追踪，分析开发现状，预测未来走势。其中，需要进行压力预测、产量预测，预测不同产量下的稳产时间及稳产期末采出程度，预测开采末期的可采储量与废弃地层压力等。

气井储层连通性评价需要判断原始压力系统及储层开采过程中压降单元，例如区块地层压力和深度的关系、区块 CO2含量和深度的关系、区块静压测试和时间的关系。随着开发深入，平面上初步确定了多个压降区域，例如，徐深气田A区块构造高部位剩余地层压力低，构造低部位剩余地层压力高，同一区域内，井间压力差异依然明显。试井解释表明，部分井探测半径之和大于对应井距，井间存在连通性。在500 m井距密井网进行了试验，压裂改造后，存在井间干扰现象；关井测压时，由于受邻井生产的影响，部分井监测到地层压力下降。例如A3井投产前关井地层压力连续下降，A1、A2井开井后A3井压力变缓；A4井投产前进行2次井底静压力测试，第一次测试A1井开井生产，井底压力基本稳定；第二次测试A5井投产后，井底静压力下降。

1.2 出水特征分析

1.2.1 应用水性分析资料判断气井是否出水

图1 徐深气田火山岩储层不同储渗结构概念模型

根据获取的水分析样品，分析矿化度和氯离子含量变化，选择对出水反应比较敏感的矿化度和氯离子，通过与区域地层水对比，确定出水井的矿化度和氯离子含量界限，判断气井是否出地层水。徐深气田出水井矿化度含量多数为8 200～22 000 mg/L，氯离子含量为400～2 000 mg/L，4口未出水井矿化度含量为880～ 8 800 mg/L，氯离子含量为19～107 mg/L（图2）。通过对比徐深气田18口出水井和4口未出水井矿化度和氯离子含量可知，当产出液体矿化度大于8 000 mg/L、氯离子含量大于800 mg/L时，多数气井出水，而且，出水井的矿化度含量总体比较稳定，但对应的氯离子含量波动较大。

图2 徐深气田18口出水井与4口未出水井水性统计

1.2.2 应用静压力测试资料确定气水界面深度

通过气藏整体关井测压资料及历年单井测压资料分析，根据气层和水层压力与深度交会点，绘制各自的梯度线，交点即为气水界面。B区块气层和水层压力梯度线交会点深度-2 840 m，与其它方法得到的气水界面深度一致（图3）。

1.2.3 应用静压力测试资料分析气井出水对生产压差、产能影响情况

气井出水对气井的影响主要表现在两个方面：一是生产压差增大，二是降低了气井产能。B区块出水井出水前和出水后以及未出水井投产初期和目前的生产压差变化对比表明（图4），出水井出水前后生产压差增大2.4 MPa～10.8 MPa，未出水井目前生产压差与初期相比只增加了 0.2 MPa～1.2 MPa。气井出水对气井产能的影响可以通过该区块出水井和未出水井无阻流量变化的对比来说明（图5），出水井无阻流量降幅高达 24%～85%，未出水井无阻流量降幅为5%～20%。

图3 B区块原始压力-深度关系

图4 B区块出水井与未出水井生产压差变化对比

图5 B区块出水井与未出水井无阻流量变化对比

图6 B区块压降曲线

1.2.4 应用关井测压资料判断气藏水侵

B区块随着开采时间延长，气藏压降曲线已经开始偏离线性关系, 出现“上翘”现象（图6），考虑地质上该气藏存在大面积底水的情况, 即可定性识别该气藏存在水侵。

1.2.5 应用压力恢复试井资料判断气藏水侵和产能影响[1-5]

对C1和C2井出水前后的2次关井压力恢复试井解释结果表明，气井出水可使井周围储层形成气水两相流，导致气相渗透率下降，储层渗流能力变差。其中，C1井在短期试采未出水前，进行了一次压力恢复测试，解释地层系数为176×10-3μm2·m；短期试采出水后，又进行了一次压力恢复测试，解释地层系数为36×10-3μm2·m；2007年，对C2井未出水前进行了一次压力恢复测试，解释地层系数为855×10-3μm2·m，2008年出水后又进行了一次压力恢复测试，解释地层系数为298×10-3μm2· m。

1.2.6 应用压力梯度和油套压资料判断气井积液

试采前静压梯度测试曲线一般为一条，如果有明显的转折点，则在该转折点以下气井存在井筒积液。如果气井油套压差高于8 MPa，且气井产量低于临界携液产量，表明开井生产过程中井底存在积液。

2 水平井测试资料分析

根据产能试井测试资料，落实了气井初始产能，为确定气井合理工作制度提供了依据。目前，徐深气田火山岩气藏已完成10口水平井试气，主要采用回压试井的方法，压力计全部位于直井段，产能计算所用的流压及地层压力均为折算值。地层压力对水平气井产能的影响较大，初始地层压力越高，水平井的产能越大，且随着地层压力的降低，气井产能降低程度越来越缓，当地层压力降至2 MPa左右时，气井几乎停产。

徐深气田火山岩气藏钻遇Ⅰ类水平井储层的钻遇率高，物性相对较好，初期可保持较高产量下压力稳定；钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层水平井，经压裂可获高产。9口水平井获得工业气流，无阻流量为（13.9～278.5）×104m3/d。

根据不稳定试井测试资料，初步落实了储层地层系数等参数，从动态方面评价储层特征。分别采用均质储层模型以及多裂缝水平井模型，初步确定了各井的地层系数、表皮系数以及裂缝长度等参数。由于某些参数存在多解性，尤其是裂缝参数需要进行裂缝监测来互相验证，以确定裂缝长度等参数。对于无限大地层，表皮系数的大小仅对水平井生产前期产能存在影响，表皮系数S越大，流量越低，而对生产中后期影响较小；对于封闭储层，表皮系数同样仅对水平井生产前期产能的影响较大，表皮系数S越大，流量越低，对生产中后期的气井产量影响较小；当气井进入边界反映阶段后，表皮系数对气井产量几乎没有影响。对于无限大地层，裂缝半长越长，压裂水平井的产能越大，但在生产后期，气体流动进入拟径向流阶段，裂缝半长对产能的影响不大。针对封闭储层，裂缝半长同样对生产早期及中期产能影响较大，压裂水平井产能随着裂缝半长增大而越大，而当气井进入边界反应阶段，裂缝半长越长，压力波越容易传播到边界[6-12]。

通过生产动态监测测试资料分析，确定气井生产动态特征，给出水平井合理工作制度。通过采用采气指示曲线法等确定合理产量, 按照试采井测试结果评价，单井初期稳定产量与试气瞬时的无阻流量对比，压裂井初期稳定产量为试气无阻流量的1/6～1/10；自然产能试采井初期稳定产量为试气无阻流量的1/4～1/2，依此概算单井合理产量。为了避免计算动态储量以及地层压力产生误差，需要分析水性资料数据波动变化，进行关井测压，判断压力计是否能下到水平段[13]。

3 结论及建议

（1）井筒内、地层中流体分布复杂，多只压力计形成的压力曲线形态各异、出现驼峰、明显拐点等问题，需要判断测试过程中工艺、仪器的影响；除了试气阶段压力测试外，生产过程中也要进行不稳定试井等压力测试，确定不同生产阶段储层物性变化以及边界等情况，为水平井的动态分析奠定基础。建议开展水平井压裂裂缝监测，通过开展水平井压力裂缝监测，可以较为精确掌握压裂裂缝的方位、长度、高度等参数，为水平井产能评价、动态分析等工作提供依据。

（2）水性分析是判断气井出水最有力的证据，但其有一定的波动范围，水层压力测试资料少，无法连续跟踪水层压力变化情况。建议适当开展一些水层压力的测试，针对油套压差比较大、且有积液可能的气井，建议多开展流压梯度测试，及早判明气井是否存在积液；选择定点井开展连续液面探测测试，掌握井底积液与地层水侵入情况；开展水平井生产剖面测试，清楚了解水平井是否积液以及实际液面深度；对于出水井，可以判断出水的具体位置，以利于开展水平井动态预测、出水治理以及开发调整。

（3）新钻井建议下入永置式压力计或者光纤，在试气和生产阶段进行压力测试；老井采用硬电缆将压力计尽量下入造斜段，通过在水平段位置下入高精度永置式压力计或者光纤，可以连续不断地全程监测并录取井底压力资料，包括试气以及生产阶段流压和静压，避免由于折算等带来的误差。

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