呼探1井井口压力波动特征及成因机理

王泉，王彬，闫利恒，汪洋，罗建新，杜果

（1.中国石油 新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.采气一厂，新疆 克拉玛依 834000；2.西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500）

呼探1 井获天然气勘探重大发现，最大日产气量为61×104m3，最大日产油量为106.3 m3，展现了准噶尔盆地南缘油气勘探的潜力[1]。呼探1 井产气目的层为超深层、异常高压、超高温、裂缝发育的白垩系清水河组致密储集层，地质条件复杂，开发难度大[2]。该井试采阶段井口压力出现大幅波动，影响安全生产、储集层参数确定和产能评价，亟待开展井口压力波动特征及成因分析，为后期高效开发提供依据。

1 呼探1井概况

呼探1井完钻井深为7 601 m，目的层白垩系清水河组储集层主要为灰色荧光细砂岩，储集空间主要为剩余粒间孔，平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为0.046 mD。成像测井显示，目的层发育多条斜交裂缝，裂缝开度为0.1～0.5 mm，部分充填。原始地层压力为146 MPa，地层温度为158.63 ℃，压力系数为2.02，露点压力为54 MPa，地露压差达92 MPa，气藏类型为超深层异常高压凝析气藏[3-4]。2021 年2 月4 日，采用6.5 mm 油嘴试采，为防止生产压差过大造成出砂，2 月17 日调整至6.0 mm 油嘴试采，日产气量约31.7×104m3，井口压力约70 MPa；试采174 d，累计产气量为5 458×104m3，累计产油量为8 532 m3，累计产水量为436 m3。试采过程中，井口压力出现非周期性大幅波动，振幅最大为13 MPa（图1）。

2 井口压力波动特征

将压力变化不超过1 MPa 的波动视为井筒正常压力波动，统计得出呼探1 井井口压力波动幅度大于6 MPa的有18次，压力波动幅度为3～6 MPa的有74次，随着开发时间增长，压力波动幅度逐渐减小，稳定在3 MPa左右。每次发生压力波动的时长为36～43 min，平均时长为40 min。利用MultiFlash 井筒模拟分析，当日产气量超过32×104m3时，流体从井底流至井口所需时间为46 min[5]，与井口压力波动时长相近，说明压力波动主要发生在近井地带。

3 井口压力波动成因分析

3.1 井口压力波动影响因素分析

呼探1井井筒不积液且未结垢，目的层不产黑油，且未出骨架砂。累计进入目的层的作业液量为562.3 m3，其中钻井液230.0 m3，压井液332.3 m3，试采返排率仅为7.6%，储集层近井地带可能存在污染[5-6]，作业液中固相颗粒在储集层渗流通道中运移和堆积，会造成流体产量和压力波动。

3.2 井口压力波动成因机理分析

呼探1 井井口返出物包括游离砂、胶皮、作业液中重金石粉等颗粒，成像测井显示，近井地带发育5条斜交裂缝，平均裂缝开度为0.1～0.5 mm。依据裂缝内颗粒三分之一架桥原理[5]，颗粒粒径不小于裂缝开度的三分之一时，颗粒可以在地层孔喉处架桥，造成堵塞。当游离砂、重金石粉等颗粒经过狭窄裂缝及喉道时，较大颗粒率先堆叠架桥，阻碍较小颗粒运移，加重裂缝内堵塞，导致同等产量下生产压差增大，井口压力减小。当生产压差增大到一定程度，架桥堵塞颗粒垮塌解堵，同等产量下生产压差减小，井口压力增大。因此，裂缝中颗粒的循环堵塞—解堵，会导致井口压力波动。

3.3 井口压力波动动态表征

（1）产量与压力 呼探1 井试采前期井口压力与产量波动幅度大，且呈周期性波动特征，表明前期裂缝循环堵塞—解堵，其后产量与压力波动趋缓，表明裂缝堵塞减弱。

（2）表皮系数 表皮系数是评价油气井近井地带污染程度及储集层伤害的重要指标，污染越严重，表皮系数越大，反之越小。随着呼探1 井试采时长增加，表皮系数整体呈减小趋势，由试采第50 天的7.2减小至第170 天的4.2，说明裂缝中的颗粒虽处于循环堵塞—解堵，但整体趋势是从裂缝中不断排出，近井地带渗流能力提高（图2）。

（3）采气指数 采气指数是指气井单位生产压差的日产气量，表征气井生产能力，可根据产量、地层压力及折算流压计算气井视采气指数[7-9]。固相颗粒在储集层裂缝中循环堵塞—解堵，造成呼探1 井井底压力波动，产气能力不稳定。随着近井地带颗粒不断堵塞储集层，采气指数呈减小趋势；堵塞解除后，采气指数增大；其后采气指数较为稳定，表明裂缝循环堵塞—解堵趋于稳定，气井整体产气能力趋于稳定（图2）。

综上所述，呼探1 井井口压力波动主要原因是颗粒在裂缝中循环堵塞—解堵，在生产压差下裂缝堵塞不断解除，表皮系数不断减小，采气指数趋于稳定。

4 井口压力波动数值模拟

4.1 双重介质渗流机理模型建立

建立裂缝网络流体流动双重介质渗流机理模型[10]，模拟不同规模天然裂缝气藏生产时的压力响应。根据成像测井解释结果，将气藏中的天然裂缝分为一级裂缝、二级裂缝和三级裂缝3个级别，其开度分别为0.5 mm、0.3 mm 和0.1 mm，采用Roberto Aguilera方法折算裂缝渗透率。模型沿最大主应力方向南北向设置一级裂缝，在一级裂缝上随机形成分布于不同位置不同长度的二级裂缝，基于二级裂缝延伸出三级裂缝，重复以上步骤形成裂缝几何模型（图3），将裂缝几何模型转换为网格内裂缝网络流体流动双重介质渗流机理模型[11-12]。

4.2 压力拟合分析

依据分形系统自相似性原理，认为不同级别裂缝的渗透率应具有一定比例关系[13-17]。通过设置裂缝开度、渗透率等参数，模拟储集层中裂缝的堵塞—解堵过程，根据试采动态资料进行参数反演，研究裂缝堵塞—解堵机理。首先，设定各级裂缝占比，根据呼探1井试采产量和压力数据，为各级裂缝的开度和渗透率赋值，采用定产降压的方式模拟生产，反复迭代，修正各级裂缝的渗透率和占比，最终得到呼探1 井裂缝网络井底流压拟合曲线。通过压力历史拟合分析可知，当一级裂缝、二级裂缝和三级裂缝占比分别为55%、30%和15%，渗透率分别为18 000 mD、6 000 mD 和3 600 mD时，压力拟合度超87.7%（图4）。

4.3 裂缝参数对压力波动影响

由于储集层和井筒内均未出现反凝析现象，且气井未产出地层水，同时井口压力与井底流压的变化规律基本一致，因此，采用数值模拟分析近井地带的渗流规律及井底流压降幅，以研究井口压力波动情况。假设各级裂缝与井筒距离一致，均为300 m，一级裂缝、二级裂缝和三级裂缝发生堵塞时，井底流压降幅依次减小，即开度较大的裂缝堵塞—解堵过程中，易导致压力较大幅度波动，裂缝开度越小，对压力影响越小（图5）。

在渗透率相同的条件下，通过调整同级裂缝堵塞位置，对比分析井底流压变化幅度。选取开度均为0.3 mm 的二级裂缝，远端裂缝（距离井筒500 m）、中端裂缝（距离井筒300 m）和近端裂缝（距离井筒100 m）堵塞后，井底流压下降幅度依次增大，即近井地带裂缝的堵塞—解堵，更易导致压力大幅波动（图6）。

综上所述，在裂缝循环堵塞—解堵过程中，裂缝开度越大，井底流压波动幅度越大；同一裂缝开度，堵塞和解堵位置距离井筒越近，压力波动幅度越大。呼探1 井试采过程中，颗粒在不同位置、不同级别裂缝中循环堵塞—解堵，井底流压差异性波动，导致井口压力持续波动。随着颗粒不断排出，压力波动幅度逐渐减小。

5 结论

（1）呼探1 井压力波动主要成因是颗粒在裂缝中循环堵塞—解堵，随着在生产压差作用下裂缝堵塞不断解除，表皮系数不断减小，采气指数趋于稳定。

（2）在循环堵塞—解堵的过程中，同一位置裂缝，开度越大，压力波动幅度越大；同一级别裂缝，堵塞和解堵位置距离井越近，压力波动幅度越大，可见近井大开度裂缝堵塞是造成压力大幅波动的主要原因。