四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏试井特征

杨 洋,祝明谦,欧家强,李 锐,梅子来

(1.中国石油集团西南油气田公司川中北部采气管理处,四川遂宁 629000;2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川成都 610051)

四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏属于典型的碳酸盐岩气藏,具有储量规模大、单井产能高等优势,但也存在诸多复杂情况,影响气藏的开发。受多层岩溶作用影响,储层空间复杂多样,整体以中小溶洞为主,其次为粒间(溶)孔[1-2],各储集空间连通性差,流体渗流规律复杂,气井产能差异较大[3-4]。试井作为气藏动态描述的一种手段,于20世纪40年代就已在国内外得到应用,相对于岩心分析、常规测井、声波测井等方法,试井的探测范围更大[5],通过试井可以获取气井的产能、储层的地层参数、储层渗流特征等[6],更真实地反映储层的渗流特征。碳酸盐岩气藏与常规气藏在渗流特征上存在较大的区别,碳酸盐岩气藏的非均质性强,储层类型多样[7],试井曲线也呈现多样化,多为多种储层类型的复合型;而常规气藏试井曲线多呈均质型、两区复合型、双孔隙型、裂缝型等特征。1994年L.G. Acosta 和 A.K. Ambastha[8]提出的多区复合模型为该类型气藏提供了一种解释方法,该方法仍存在一定局限性,不能完全反映气藏的渗流特征。虽然国内外试井已有丰富的理论基础,但针对碳酸盐岩的试井解释仍存在多解性[9-10]。

目前,运用试井手段在四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏获取了丰富的试井资料,通过对试井资料进行处理解释获取了压力恢复双对数曲线及储层参数解释结果,分析曲线特征并结合气井生产动态特征,对储层进行识别,以及对气井进行分类分级;同时,通过对比不同储层类型的生产动态参数,对不同储层气井的生产效果进行评价,从而制定气藏开发的技术对策,以实现气藏的高效开发。

1 概况

1.1 气藏地质特征

四川盆地磨溪区块台缘带灯四段碳酸盐岩气藏储层复杂多样,根据岩心、薄片、铸体薄片、电镜扫描资料,高石梯-磨溪区块灯四段储层的储集空间以溶洞、次生的粒间溶孔、晶间溶孔为主;灯四段沉积之后经历了漫长的成岩改造,发育不同成因且各具特色的裂缝和溶洞[11]。灯四段裂缝按成因分类,主要发育构造缝、压溶缝和构造溶蚀缝三类;溶洞多呈层状或沿裂缝、溶缝呈串珠状分布,也有围绕岩溶角砾分布[12]。

根据研究区岩心、成像和常规测井资料,地质上将储层分为缝洞型、孔洞型和孔隙型三类。

缝洞型储层指储集空间以裂缝和溶洞为主的储层,该类储层孔隙和溶蚀孔洞欠发育,裂缝和溶洞均可为储集空间和渗滤通道,岩心上溶洞和裂缝发育,面孔率大于4%。在电阻率成像图上表现为无图像或为均匀的黑色高导特征,有充填物时夹有较亮团块,且成层性差,同时暗色或黑色条带发育,指示溶洞和裂缝发育。在常规测井资料上表现为井眼明显“扩径”、声波时差和中子测井值明显增大(通常声波时差大于48 μs/ft、中子测井值大于4 pu),密度值和深浅双侧向和微侧向电阻率值明显降低(密度测井值小于2.7 g/cm3,电阻率小于4 000 Ω·m),且深浅双侧向有差异,一般为正差异。

孔洞型储层指储集空间以溶蚀孔洞为主、或以中小规模的裂缝和溶蚀孔洞组合为主的储层,该类储层孔隙和中大型溶洞不发育。在电阻率成像图上黑色斑块或团块发育,多呈串珠状或片状发育,可见暗色的条带或正弦波曲线,指示溶蚀孔洞发育,可见裂缝;岩心上溶蚀孔洞发育,面孔率大于2%,可见规模不大的裂缝较发育。在常规测井资料上表现为自然伽玛和无铀伽玛值低或较低,声波时差较大(一般为46～48 μs/ft ),中子值较大(一般为3.0～5.0 pu),密度值较小(一般为2.7～2.8 g/cm3),三孔隙度资料变化趋势不一致,自然电位和井径略增大或呈锯齿状,深浅电阻率降低,多呈正差异,电阻率值一般小于7 000 Ω·m。

孔隙型储层指储集空间以孔隙、或规模较小或连通性较差的溶蚀孔洞为主的储层,该类储层裂缝及中大型溶蚀孔洞和溶洞不发育,岩心上孔隙或溶孔发育,面孔率小于2%,在微电阻率扫描成像图上呈现黑色斑点或团块发育,指示孔隙或溶孔发育。在常规测井资料上表现为自然伽马值或无铀自然伽马值较低,声波时差较大(一般为45～48 μs/ft),中子测井值较大(一般为2.0～5.0 pu),密度值较低(一般为2.7～2.8 g/cm3),且三孔隙度资料变化趋势一致,深浅双侧向降低,自然电位和井径一般无明显增大或井径“缩径”。

1.2 气藏开发特征

四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏非均质性强,储层受微生物岩沉积和叠合岩溶双重控制,高渗通道受成岩缝和构造缝双重控制,为岩性-地层复合圈闭气藏[13],由于发育不同尺度孔、缝、洞储渗介质,导致气藏开发特征异常复杂,气井的生产动态也呈现多样性[14]。

目前,气井开井油压分布在8.82～41.98 MPa,平均27.65 MPa;日产气3.33×104～41.42×104m3,平均18.38×104m3/d;无阻流量分布在25.86×104～217.00×104m3/d,井均104.00×104m3/d;动态储量分布0.76×108～76.00×108m3。气井生产动态差异较大,稳产能力也存在较大差异。部分井投产初期无阻流量相对较高,投产后产量压力迅速递减,生产一段时间后以相对较低的产量稳定生产(图1中Ⅱ类曲线);部分井投产初期无阻流量相对较低,投产后以低压低产量稳定生产(图1中Ⅳ类曲线);部分井投产初期无阻流量相对较高,投产后以高产量、低生产压差长期稳定生产(图1中Ⅰ、Ⅲ类曲线),因此,本文通过分析压力恢复试井双对数曲线特征对气井进行分级分类。

图1 四川盆地磨溪区块台缘带灯四段碳酸盐岩气藏不同类型井采气曲线

2 不稳定试井曲线特征

通过试井手段获取了较为丰富的压力恢复试井资料,各井压力恢复双对数曲线形态各异,整体上可分为裂缝孔洞型储层双对数曲线和裂缝型储层双对数曲线,在试油过程中,气井受酸压措施、以及气藏缝洞发育非均质性强的影响,通过试井手段获取到的双对数曲线无单一均质储层特征。

2.1 裂缝、孔洞型储层

通过分析四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏压力恢复试井曲线特征发现,该区块不发育大型孔洞性储层,由于储层发育的不规律性和气井钻遇位置不同,裂缝孔洞型储层压力恢复双对数曲线呈多种形态,但整体上存在一定的规律性。依据曲线形态可将其分为三种类型:孔洞-裂缝型储层、裂缝-孔洞型储层、双洞穴型储层。

1)孔洞-裂缝型储层。气井钻遇孔洞性储层或气井井眼附近发育有孔洞性储层,远井区裂缝发育,该类型储层双对数曲线形态表现出内好外差的渗流特征,在关井初期具有一段井筒续流段,后导数曲线下凹,由于渗透性较好,附近孔洞向井筒供液;当压力传导到孔洞性储层边界,储层渗流条件变差,后表现为裂缝线性流,压力与压力导数曲线平行,特征曲线呈1/2斜率[15](图2),该类型储层的气井在投产前测试产量相对较高,由于远井区渗流条件较差,若投产前期以测试产量的1/5～1/6进行配产,气井无法保持稳定生产,且投产后产量递减较快,后期以低产量保持稳定生产。

图2 孔洞-裂缝型储层双对数曲线

2)裂缝-孔洞型储层。气井井眼附近裂缝发育,远井区发育有孔洞性储层[16],该类型储层双对数曲线储层渗流特征呈内差外好特征,双对数曲线在关井初期具有一段井筒续流段,之后表现为裂缝线性流,压力与压力导数曲线平行,压力导数曲线持续上升,特征曲线呈1/2斜率,裂缝线性流结束后为过渡流阶段,达到裂缝径向流后,压力导数曲线为定值,压力继续向外传导,远井区渗流条件变好,压力导数曲线下凹,后呈现拟稳定流,压力导数呈定值(图3)。该类型储层气井附近渗流通道主要为裂缝系统,产能受储层裂缝发育程度影响较大,裂缝发育则气井产能高,裂缝不发育则气井产能低,但该井外区供给能力较强,可保持长时间稳产。

图3 裂缝-孔洞型储层双对数曲线

2.2 双洞穴型储层

气井钻遇洞穴性储层或气井井眼附近发育有洞穴性储层,远井区也发育有洞穴性储层,该类型储层双对数曲线储层渗流特征呈双凹型特征,双对数曲线在关井初期具有一段井筒续流段,之后曲线下凹,井附近渗透性较好,附近洞穴向井筒供液,当压力传导到洞穴性储层边界后,储层渗流条件开始变差,当远井区洞穴开始向井筒供液时,压力导数曲线开始下凹,达到边界后压力导数曲线开始上升,最后达到整体拟稳定流(图4)。近井区和远井区洞穴型储层在双对数曲线图中压力导数曲线均表现出下凹特征,压力导数曲线的凹陷程度和凹陷宽度与弹性储容比有关,弹性储容比下凹深度越深、宽度越大。图版中弹性储容比为总系统流动段参数与洞穴性储层流动段参数的比值,弹性储容比越小,表明储层的后备储量越大,气井稳产能力越强。该类型储层供气能力相对较强,气井无阻流量相对较大,气井能保持长期稳产,气井初期配产相对较为准确。

图4 双洞穴性储层双对数曲线

2.3 裂缝型储层

气井钻遇裂缝发育型储层,压力恢复双对数曲线形态如图5所示,该类型储层双对数曲线早期井筒续流段结束后,压力曲线与压力导数曲线平行且以固定斜率呈上升趋势,之后出现裂缝段近似径向流,若远井区存在不渗透边界或渗流条件差,压力导数曲线则持续上翘,外边界渗流条件变好或存在定压边界压力导数曲线下掉(图6)。四川盆地磨溪区块台缘带灯四段气藏仅边部存在边水,内区储层无边水、底水侵入情况,因此不存在定压边界。裂缝型储层一般存在两种类型曲线,即有限导流裂缝型和无限导流裂缝型,当无量纲导流系数大于100时,认为裂缝为无限导流裂缝;反之,若无量纲导数系数较小,则为有限导流裂缝。这类储层渗透率相对较低,大多数气井为低产井,气井投产后,压力与产量迅速递减,并以较低产量缓慢递减,目前研究区大多数日产气量小于10×104m3/d的气井均属于裂缝型储层。

图5 裂缝型储层双对数曲线

图6 裂缝型储层水平井对应压力双对数曲线

(1)

式中:FCD为无量纲导流系数;Kf为裂缝渗透率,10-3μm2;W为裂缝宽度,m;Xf为裂缝半长,m;K为储层渗透率,10-3μm2。

3 试井解释情况分析

针对研究区试井曲线类型,优选相应的试井模型对气井进行解释,结果如表1所示,可以看出,近井区裂缝发育储层的渗透率比孔洞发育的小一个数量级;近井区裂缝型储层的渗透率比远井区裂缝型储层的大一个数量级;近井区孔洞型储层渗透率大于远井区孔洞型储层渗透率;远井区孔洞型储层渗透率比远井区裂缝型储层渗透率高两个数量级;产生该现象的原因主要为:大多气井在试油期间进行了酸化及酸压措施,沟通了井筒附近的天然裂缝或者孔洞,酸压还会增加人工裂缝,改善了井筒附近储层的渗流条件,改造后的储层渗透率比改造前的储层渗透率高。

表1 各类型储层试井解释结果

从表1中的表皮系数可以看出,大多数气井表皮系数小于零,表明大部分气井酸化后储层得到较好的改善;结合气井生产动态,小部分气井表皮系数大于零的主要原因为堵塞,而堵塞物主要是固体无机物,由井下腐蚀产物、入井液体和地层岩石反应残余物混合而成。

由井筒储集系数可知,各气井井筒储集系数相对较小,部分气井试井双对数曲线存在变井储现象,该现象主要是由于井筒可能存在的积液以及凝析水和返排水受重力分异引起的变井筒储集效应,由于变井储现象导致部分井试井双对数曲线异常[6],无法进行试井解释。

4 不同类型储层气井生产动态分析

结合研究区22口井的试井资料,并依据曲线特征对气井进行分类,其中孔洞-裂缝型储层6口井,裂缝-孔洞型储层6口气井,裂缝型储层8口气井,双洞穴型储层2口气井。通过统计并计算22口井的日产气量、投产一年后的产量递减率、投产一年后的地层压力(四川盆地磨溪区块台缘带灯四段碳酸盐岩气藏为统一压力系统)、初期地层压力年递减、初期无阻流量、目前无阻流量、无阻流量年递减率(无阻流量递减率除以生产年限)、动态储量等生产动态数据,对不同类型储层气井进行对比,进而分析气井稳产能力(表2)。上述各参数均反映出气井的生产能力,因此通过数学排序法对不同储层气井的不同类型的动态参数进行简单排序,最后进行综合分析对比,对比发现:裂缝-孔洞型气井、和裂缝型储层的日产气、初始无阻流量、目前无阻流量、动态储量相对较大,两种储层类型气井产能贡献优于其他类型储层气井;双洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层产量递减率、地层压力递减率相对较小,气井稳产能力优于其他类型气井(表3)。综合评判分析孔洞-裂缝型储层、裂缝空洞型储层生产效果明显优于其他两种类型储层。通过分析裂缝型储层气井的产量递减率、压力递减率、无阻流量递减率远大于其他类型储层气井,稳产能力较差,该类型气井需要重点监控和精细管理。双洞穴型气井井数较少且为直井,其中一口井储层存在底水,开采过程中对压力和产量进行精细控制,产能未得到释放,另外一口井发生规律性堵塞,两口井生产特征相差较大,不具备代表性。

表2 不同类型储层生产动态数据对比分析

表3 不同类型储层综合评判

5 结论

通过对四川盆地磨溪区块台缘带灯四段碳酸盐岩气藏试井资料处理分析,获取压力恢复双对数曲线及储层参数解释结果,结合气藏地质特征、生产动态特征进行归纳总结,并对储层进行识别及分类分级;通过对比不同储层类型的生产动态参数,对不同储层气井的生产效果进行评价,该方法能够进一步提高气井储层类型识别的准确性,由于试井的探测范围更大,更能反映储层的渗流特性,且试井手段可在气井生命史中定期开展,通过多次对比分析,对分类结果进行对比调整,因此该方法更具高效性和科学性。文章通过研究主要得到以下结论:

1)四川盆地磨溪区块台缘带灯四段碳酸盐岩气藏的试井曲线类型主要为裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型、双洞穴型、裂缝型,其中裂缝-孔洞型、双洞穴型、裂缝型三种储层类型气井稳产能力较强。

2)酸化酸压对近井地带储层有明显的改善效果,且对裂缝型储层改造效果明显优于孔洞型储层,但孔洞型储层渗流条件明显优于裂缝型储层。

3)裂缝-孔洞型储层气井、孔洞-裂缝型储层气井生产效果及稳产能力最好;孔洞-裂缝型储层、裂缝型储层无阻流量更稳定,该型类气井初期配产要依据气井实际生产情况进行精细调整,延长气井生产时间,进而提高气藏最终采收率。