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大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术

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大庆 火山岩 开发 取得 认识 形成 配套 技术
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2009年128卷第5期 大庆石油地质与开发 2009 o.5 0.3969/J.000—3754.2009.05.025 大庆火山岩气藏开发取得的认识 与形成的配套技术 庞彦明 周学民 邵 锐 邱红枫舒 萍 于士泉 毕晓明 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712) 摘要:火山岩气藏是天然气开发的全新领域,储层埋藏深、致密、非均质性强、气水关系复杂,国内外可借鉴 的经验少,总体研究程度较低。通过徐深气田几年来的不断探索,在火山体和岩性岩相识别、储层预测、产能 评价、压裂增产等方面取得了一定的认识,初步形成了火山岩气藏开发技术。研究认为受火山机构及多期喷发 影响,火山岩储层错叠连片,岩性岩相复杂多变、非均质性强;单井产量较低、差异大,井控动态储量普遍较 低;主要储集空间为气孑L、溶蚀孑L,其渗流特征反映为低渗储层;以水平井和直井联合开发的方式,可实现I、 Ⅱ类储层的有效动用。 关键词:徐深气田;火山岩;岩性识别;储层预测;产能评价 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1000.3754(2009)057 ue—(U I 63712,is a in to of he he is by it to to 1 be by of 稿日期:20098 作者简介:庞彦明,男,1964年生,高级工程师,博士,从事石油地质研究。 E—148· 大庆石油地质与开发 2009拄 1形成了火山岩综合描述技术,揭示 了储层模式及空间变化规律 1.1形成了火山岩岩性、岩相描述技术、火山岩储 渗特征评价技术 火山岩岩性描述:通过露头与钻井取心观察鉴 定,采用分级分类,按岩石结构、化学成分、矿物 成分、特征结构、火山碎屑粒级及其比例确定具体 岩石类型,进行了火山岩岩性分类命名,建立了 “松辽盆地火山岩储层岩性鉴定标准”,涵盖“野 外露头标本一岩心手标本一镜下鉴定结果”,实现 了从野外露头一岩心标本一镜下描述定名标准的统 一化(表1),解决了徐深气田火山岩岩性分类命 名的矛盾,为火山岩相划分、测井岩性综合解释、 建立“野外一岩心一测井一地震火山岩相特征模 式”、有效储层的进一步划分等提供了基础。通过 对火山岩储层进行岩性综合命名,目前共识别火山 岩岩性2大类8亚类17种 。 。 表1松辽盆地深层火山岩分类 of in 山岩岩相描述:采用野外勘察与取心、录 井、测井、地震等多手段相结合的研究方法,形成 了火山岩岩相测井一地震识别模式,对松辽盆地火山 岩岩相进行了划分(表2),建立了29种测井、地 震岩相响应模式,为岩相纵向变化研究及平面预测 奠定了基础。研究表明火山岩发育有利储层岩相为 溢流相的上部亚相和爆发相的热碎屑流亚相;火山 岩岩相横向变化快,有利相带横向范围在200~800 m,纵向范围在2~60 1根据等时对比、分级控制的原则,依据岩性、 岩相、电性、喷发旋回、地震反射特征的可追踪对 比性,建立了“火山岩气藏气层层序划分标准”。 营三段火山岩储层存在4套相序组合,分为3个气 层组、4个层序,其中第一组分为2层,主产层为 第一组,营一段火山岩储层存在3套相序组合,5 个岩性变化段,分为3个气层组、5个层序,主产 层为第一组及第二组上部。 储渗特征评价:通过岩心、岩屑观测和显微结 构分析,搞清了火山岩储层的储集空间类型,主要 有6种,为气孔、溶蚀孔洞、裂缝的不同组合, 孑L、洞、缝之间的连通性较差,不同岩相与岩石类 型有着不同的组合。储集空间具有多成因性,以原 第28卷第5期 庞彦明等:大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术 ·149· 表2野外露头勘测火山岩相带特征 of 气孔和次生溶蚀孔为主,裂缝起沟通作用。 通过压汞、恒速压汞、磁检测、 相渗测试等多手段综合研究,揭示了火山岩储层的 渗流特征。火山岩储层具中孔.低渗透特性,孔隙度 普遍小于8%,渗透率小于1×10 孔隙大小 分布不均,储层非均质性严重;孔喉比较大,孔隙 中大孔隙被小喉道控制,渗流阻力大,启动压力 高,应力敏感性强;储层为亲水,束缚水饱和度 高;两相渗流范围小,气驱水效率低等特征。 参照国内相关储层分类标准,结合火山岩储层 特点,充分考虑储层宏观和微观特性与产能关系, 动静资料结合,建立了“火山岩储层分类标准” (表3)。 1.2形成了火山岩裂缝预测技术、储层预测技术、 地质建模技术 裂缝预测:多种手段开展裂缝描述和预测,揭 表3火山岩气藏储层分类评价 储层裂缝发育特征。通过野外露头观测与岩心观 察,运用古地磁、成像测井与常规测井、叠前与叠 后地震预测等方法,对裂缝的发育状况进行了综合 预测。火山岩储层裂缝普遍发育,受构造、火山机 构控制,以构造缝为主,受断裂带控制。一般在近 火山口区、构造断层变化异常处发育,与构造断裂 共生,呈共轭分布,火山机构附近发育规模小、方 向性不明显、大部分后期被充填。主要为北东东、 北西西、近东西、近南北方向。 储层预测:通过地震密度反演体,结合钻井、 测井、录井识别的气水界面,控制提取有利储层方 法,实现间接有效储层定量预测。工作流程及思路 如图1。 从野外露头、钻井、地震综合反映,火山岩储 层是由多期次多火山体错叠连片堆积形成火山机 构,呈大面积分布,火山岩亚相呈环带状分布,主 要岩相以溢流相和爆发相为主,有利储层分布范围 l I 垡 图1火山岩有效储层分类预测技术流程与思路 of of 火山岩相控制呈条带状断续分布。通过对储集性 能的分析,结合试气、试采资料,有利储层主要分 布在溢流相上、下亚相的球粒(气孔)流纹岩、 爆发相中热碎屑流亚相的晶屑(熔结)凝灰岩、 火山通道相中隐爆角砾岩亚相的角砾岩、火山通道 相中火山颈亚相的熔结角砾凝灰岩。500 网、井间地震解剖表明,有利储层岩相横向规模 一 ·15O· 大庆石油地质与开发 2009年 在200~800 m。储层非均质性强,平面上高孔渗 带断续分布,有利储层局部发育,纵向上高孑在火山头高部位,火山机构之间为低孔渗带,储 渗体分布不连续。 地质建模:综合运用构造地质学、储层沉积 学、高分辨率层序地层学和多元地质统计学等原 理,通过地震速度分析、古应力场分析、地层不整 合剥蚀量恢复、古水流模拟和地震属性分析等技术 手段,精细刻画断层和地层的空间组合及其配置关 系,精细表征微幅度构造特征与断层分布特征,建 立精细构造模型。在此基础上,通过采用属性叠加 算法建立了双孑渗透率模型,通过多个随 机模拟实现的不确定性分析建立了储层发育概率模 型,精细模拟储层及其内部属性参数的发育和分布 特征,精细刻画典型火山岩体的岩相特征和在三维 空间的变化规律,在此基础上表征储层平面和垂向 非均质性在三度空间分布。 精细解剖证明 ,徐深气田火山岩气藏储层 具有典型的三元结构特点,即高储渗体、岩石基质 和裂缝发育带。高储渗体井间呈断续状分布,空间 上高储渗体间被岩石基质阻隔,裂缝起沟通两者的 作用。岩石基质空问分布相对均质,连续性较强; 裂缝分布相对零散,各向异性较强。裂缝和高储渗 体决定了火山岩气藏储层的物性和开发井的产能。 2建立了适合火山岩气藏的产能评价 方法,搞清了气井产能和动态特征 2.1建立了修正等时、回压试井2种试采模式。确 保资料录取的系统、科学 由于火山岩属于低渗气藏,其产能具有时效 性,变化快,必须通过系统试采落实产能规模,为 此在广泛调研的基础上,建立了修正等时、回压试 井2种试采模式(图2),确保了系统科学地获取 各项动态资料¨ 。该模式主要包括:试采前测试 初始地层压力、产能测试、短期试采、压力恢复、 定产降压及定压降产等几个阶段。该模式也是对试 采井(层)压力、产能特征、储层规模及参数、 动态储量等各方面的科学评价的基础。 2.2确定了适合火山岩气藏的产能和井控动态储量 评价方法 已进行系统产能测试满足条件的井采用回压、 等时与修正等时方法进行产能评价。针对产量和压 力难以稳定的井,利用压力叠加原理,提出了变产 试采时间 (a)修正等时 试采时间 (b)回压试井 图2系统试采井试采模式示意图 of in 不稳定渗流条件下产能方程,评价其产能。气井 的变产量不稳定产能试井方法,类似于常规回压试 井方法,将生产过程分成/个工作 制度的产量稳定,流压不断变化。则利用压力叠加 原理,推导出以拟压力表示的变产量不稳定渗流条 件下产能方程 一 f=1) 其中 。= ( g K+o.卿7+o.875), 。 ——— I g +u· u +u· J’ 6= f(f)+ × ∑[(q 一q 一 )lg(t—t )] (2) 将式(2)改写为 Y= Wf+3) 其中 =∑[(q 一q 一 )lg(], 第28卷第5期 庞彦明等:大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术 ·151· Y 砂wr【fj,m 一— 一 针对未进行系统产能测试的井建立了3种产能 方程:一点法方程、不同类储层方程、全区产能方 程,分别对单点测试井、不同类储层未试气井、待 评价区块产量预测等提供评价方法。 一点法方程 (4) 。 =10.22 h (5) 1I、.79((6) 区块方程 + ; (7) 提出了现阶段适合于火山岩气藏井控动态储量 的评价方法。通过对动态储量评价方法的系统优 选,绝大多数方法要求气井进入或达到拟稳态,在 开发早期难以实现。压降法虽然受到采出程度、压 力恢复幅度等影响,但在开发早期是井控动态储量 评价的较可靠方法。 产量不稳定方法不用关井,可采用综合记录数 据结合压力点测试,对于具有较长期(一年以上) 开采历史的井较适用。但其同样受到资料品质、生 产时间的影响。 _m…t+b (8) ■■ a ca+a, 其中 。 ) s — 一。 m :J 气井的动态储量为 G:—. :0 (9) ( cg 中m;m ; 为地层压力P 对应 的拟压力,(s); 为井底流动压力 p 对应的拟压力,(s);q 为气井产 量,m /d;r 为井筒半径,m;数;;h; 为 气体平均压缩因子;五为气体平均黏度,s; 为气层孔隙度。 从整体评价结果看,单井控制的动态储量差异 大,从几千万到十几亿立方米不等,初期普遍较 低。部分井(层)初期动用以相对的高渗区为主, 随着试采时间的延长,压力下降,低渗区域得到动 用,井控动态储量会有所增加。 2.3建立了深层气井产能分类评价标准,为合理配 产及产能预测奠定基础 依据试采初期的产量、单位压降采气量、地层 系数等参数,结合其生产动态及稳产能力 '”J, 试采井总体可分为4种类型,建立了深层气井产能 分类评价标准,将气井分为4类,为正确认识气井 产能特征,进行合理配产及产能评价奠定了基础。 从早期评价看,各类井稳产能力差异大。各类 井初期表现的产量及稳产能力各不相同。5.0 X 10 m /d,稳产期10 a;11类井10.0× 10 d,稳产期8~10 a;Ⅲ类井7.0×10 m。/d, 稳产期3~4 a; 10 ~5 X 10 m。,稳产期 1 2.4建立了适合深层火山岩气藏低渗特点的、垂直 裂缝井的试井解释模型 采用现代试井解释技术进行了储层动态描述研 究,同时针对火山岩气藏低渗、需压裂改造,存在 启动压力梯度的特点,建立了低速非达西渗流垂直 裂缝井试井解释模型,解决了试井解释中的阻流边 界影响问题,确保了单井动态模型建立的科学合 理。当地层渗流存在非达西性时,其启动压力梯度 主要影响压力动态曲线的拟稳定期,即当存在启动 压力梯度时,压力以及压力导数曲线在拟径向流阶 段呈现上翘趋势,而对早期曲线无显著影响。通过 改变启动压力梯度的大小,可以得到不同启动压力 梯度条件下压力动态曲线,由图3可知,启动压力 梯度越大,压力及压力导数曲线上翘趋势就越明 显,而且上翘开始得就越早,代表启动压力梯度对 地层渗流的影响也就越严重。 2.5建立了开发早期单井合理产量与稳产能力的关 系图版 建立了以单井动态模型为主的开采动态预测方 式,为气井动态预测提供支持。在开发早期,储层 低渗特点导致不真实的递减,传统的预测方法难以 满足需要。采用不稳定试井解释结合动态历史拟 合,建立单井动态评价模型,预测产量或压力变化 走势。以单井预测结果为基础,建立了气井初期产 量图版,通过对试采井的系统评价,建立了不同类 型气井的产量与稳产期的关系图4、不同井控储量 下气井产量及稳产能力关系图5,为合理确定气井 产量提供依据。 ·152· 大庆石油地质与开发 2009正 D 图3不同启动压力梯度条件下垂直裂缝井压力典型曲线 \ {L 皿 稳产期/a 图4不同类型井产量与稳产时间关系 of of 控动态储~/(1o 1" 图5不同井控储量下气井产量及稳产能力 of 探索火山岩气藏开发技术,I、Ⅱ 类储层取得较好效果 在综合地质研究和储层分类评价的基础上,结 合气藏的动静态资料,考虑储层低渗且非均质特 点,结合试采井产能特征和出水特点,初步确定了 火山岩气藏开发的技术政策界限。 3.类储层为主,确定合理井网密度 与井距 针对火山岩储层发育特征,采用“优先动用 I、Ⅱ类储层为主,高渗开采低渗”的原则部署 开发井。合理井网密度和井距的大小主要取决于储 层渗透性、空间展布、裂缝发育方向、井网对火山 岩体的控制程度、经济效益、单井产量及产能规模 等因素。在合理的井网密度与井距研究中重点考虑 了储层的启动压力梯度和压裂裂缝半长等因素,同 时参考了不稳定试井以及经济极限法、类比法等来 综合确定井网密度及井距。 应用启动压力梯度,计算出单井最大泄气半 径,最大泄气半径的2倍即为合理的井距。根据地 层渗透率,确定启动压力梯度;根据井口外输条件 确定的最小井底流压确定启动压差;利用启动压力 梯度、启动压差确定泄气半径,进而可得最大极限 井距(图6)。 \ 毯 渗透率/(10~“m ) 图6最大极限井距与渗透率的关系 of 了使气井具有一定的控制范围,因此对于要 压裂投产的气田,其井网部署的最小井距至少应大 于裂缝半长的2倍。压裂井平均裂缝半长一般为 150 m,储层基质可动用的泄气半径一般为200 m, 因此在压裂情况下单井泄气半径为350 m,则比较 合适的井距在700 第28卷第5期 庞彦明等:大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术 ·153· 不稳定试井方法,根据压力恢复资料,试井解 释平均探测半径243 m,根据探测半径初步确定井 距为500 m。此外还考虑了经济极限、类比法等为 确定井距参考。综合研究认为:物性好、连通性好 的部位,合理井距的取值在1 000~1 200 m;物性 低、连通性差的部位,合理井距的取值在600~ 800 m。 3.2探索水平井开发技术,I、Ⅱ类储层取得较好 效果 由于火山岩气藏埋藏深,气藏底部普遍发育水 层,岩石类型复杂多样,岩性、岩相横向变化快, 储层横向连续性差、变化快,有利相带延伸范围有 限,属低渗透、低产储层。采用直井开发,气井需 压裂改造¨。‘”J,压后单井产量低、井控动态储量 小,压裂规模控制不当容易造成气层与底部水层沟 通,导致气井过早产地层水,整体开发效益较差, 部分井区采用直井难以有效动用。为了探索应用水 平井技术提高这类气藏气井产能、井控动态储量和 有效控制底水锥进的可行性,探讨气藏开发模式, 提高已探明区块的储量动用程度和整体开发效益, 于2005年针对火山岩气藏开展了水平井先导性开 发试验,通过开展气藏精细描述、三维地质建模、 储层地质条件适应性评价,地质、地震和气藏工程 等多学科优化设计论证,优选有利区带,针对各类 储层优化部署水平井,设计水平段长度600~1 000 m。已投产的水平井无阻流量是区内最好、邻近直 井的5.2倍,投产期间产量、压力基本稳定。 从大庆火山岩气藏水平井现阶段试验进展来 看,采用水平井技术开发水平井技术有望成为火山岩气藏的主体开发技术。 4结论及建议 (1)徐深气田通过几年来的不断探索,在火 山岩储层综合描述、气藏产能评价、开发设计等方 面摸索出了系列方法,初步形成了系列配套技术, 建立了相应的标准,为揭示火山岩储层模式及空间 变化规律,搞清产能和动态特征,提高储量动用程 度奠定了扎实的基础。 (2)火山岩储层错叠连片,岩性岩相复杂多 变,储层非均质性强;储层孔隙结构复杂,低渗特征 明显;储层具有高储渗体、基质和裂缝构成的典型的 三元结构特点,高储渗体呈断续状分布。气井间产 量及井控动态储量差异大,稳产能力高低不等。 (3)初步确定了火山岩气藏开发的技术政策 界限,以动用I、Ⅱ类储层为主,考虑了储层的启 动压力梯度、压裂裂缝半长等因素,同时参考了不 稳定试井以及经济极限法、类比法等来综合确定井 网密度及井距。同时探索水平井开发技术,水平井 及分段压裂技术有望成为火山岩储层提高单井产能 主体技术。 参考文献: [1]郑常青,王璞瑁,刘杰,等.松辽盆地白垩系火山岩类型与 鉴别特征[J].大庆石油地质与开发,2007,26(4):9[2]王璞琚,郑常青,舒萍,等.松辽盆地深层火山岩岩性分类 方案[J].大庆石油地质与开发,2007,26(4):17[3]邵英梅,冯子辉.徐家围子断陷营城组火山岩岩石学及地球化 学特征[J].大庆石油地质与开发,2007,26(4):27[4]付广,石巍.徐家围子地区深层天然气成藏机制及有利勘探 区预测[J].大庆石油地质与开发,2006,25(3):23[5]王建国,耿师江,庞彦明,等.火山岩岩性测井识别方法以 及对储层物性的控制作用[J].大庆石油地质与开发,2008, 27(2):136—139. 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