松南氣田火成巖氣藏試井工藝應(yīng)用與分析

2012-11-08 04:45:33楊懷成劉兆躍

長江大學學報(自科版) 2012年1期

楊懷成，劉兆躍

闡述了松遼長嶺斷陷松南氣田火成巖氣藏的特點，分析了松南氣田火成巖氣藏試井測試難點，提出了針對性措施：測氣合理工作制度的選取；防止水合物的形成；建立產(chǎn)能方程、確定無阻流量，并在YS1井進行了完井測試、試采和第2次復試等相關(guān)工作。完井測試中采用常規(guī)回壓試井，在第2次復試中采用修正等時試井，2種產(chǎn)能試井工藝在該井均得到了很好的應(yīng)用，計算的無阻流量基本相同，試井資料解釋結(jié)果基本一致，求取的儲層參數(shù)可信，為該構(gòu)造的下1步勘探開發(fā)提供依據(jù)。

松南氣田；火成巖氣藏；常規(guī)回壓試井；修正等時試井

1 基本概況

松遼盆地南部長嶺斷陷松南氣田是一大型基底隆起的完整背斜構(gòu)造，該構(gòu)造主要含氣層組營城組的含氣面積為14.45km2，儲層巖性為火成巖。天然氣地質(zhì)儲量448.57×108m3，天然氣可采儲量224.28×108m3，可采儲量總豐度13.32×108m3/km2，屬深層、大型、高豐度、中～高產(chǎn)、水驅(qū)塊狀巖性～構(gòu)造氣藏。主要目的層營城組天然氣為干氣，天然氣以CH4為主，N2、CO2含量偏高，為酸性氣藏，不含硫。

1.1儲集層物性

由松南氣田營城組的儲集層巖心物性分析結(jié)果可知，巖心孔隙度普遍在15%以下，大多數(shù)分布在6%～13%區(qū)間范圍內(nèi)，平均值為10.45%，滲透率小于0.01×10-3μm2；孔喉半徑主要分布在0.025～0.63μm，其中半徑為0.16～0.40μm的孔喉對滲透率的貢獻最大。由此可見，該構(gòu)造巖心具有滲透率低、孔隙度低、孔喉半徑小的特點。

1.2地層流體性質(zhì)

1.3儲層巖石特性

營城組火成巖段巖屑錄井為灰白色流紋巖、紫灰色、深灰色、灰色凝灰?guī)r。動態(tài)泊松比主要分布在0.15～0.30，動態(tài)楊氏模量主要分布在35～75GPa，地層強度大，不易形變；井壁坍塌壓力梯度主要分布在0.003～0.0115MPa/m；井壁破裂壓力梯度主要分布在0.018～0.028MPa/m；地層孔隙壓力梯度約為0.011MPa/m；天然裂縫漏失壓力梯度主要分布在0.016～0.021MPa/m。鉆井和測井時的泥漿密度小于漏失壓力梯度，不會發(fā)生井漏。

2 試井難點分析

松南氣田主要目的層為營城組，儲層巖性為火成巖，目的層井段大致為3600～4300m，具有埋藏深、儲層巖性特殊、測試井段長的特點，測試的難點主要以下幾個方面：①松南氣田氣井完井方式存在多樣性。松南氣田氣井完井方式有裸眼、襯管和套管射孔3種，由于水平井增加了鉆井時間，所以水平井實際要比直井在近井區(qū)域污染更大些，同時由于不同水平井段的泥漿浸泡時間不同，也導致了一個錐形污染帶。一般來講，為了消除近井地帶污染，追求產(chǎn)能最大化，要求測試壓差適當放開，同時要保證一定測試時間。②試井時測氣合理工作制度的選取。測試壓差一要符合試氣規(guī)范，二要各工作制度下生產(chǎn)壓差及所求取的氣產(chǎn)量分散均勻，三要防止井筒形成天然氣水合物。③試井產(chǎn)能方程的建立及無阻流量的確定。本井試氣層裸眼井段長，縱向儲層物性差異大且具有多重孔隙結(jié)構(gòu)特征，一點法測試不能滿足測試評價，必須尋求多種試井方法，建立產(chǎn)能方程、確定無阻流量，并相互驗證，達到正確測試評價儲層目的。④特殊巖性儲層試井資料的解釋處理。儲層巖性為火成巖，尋求儲層流體達西流與非達西流界點，必須要獲得可靠的多重孔隙儲層特征參數(shù)。

3 解決方法

3.1測氣合理工作制度的選取

根據(jù)試油氣技術(shù)規(guī)范，試氣求產(chǎn)時井口壓力控制在最大關(guān)井壓力的75%～90%，誤差波動不大于5%。進行系統(tǒng)測試，選擇合理的工作制度是取全取準資料和測試順利完成的重要保證。具體方法如下：誘噴成功后，在井筒積液即將排凈的放噴后期，先后用2～4個直徑差別較大的油嘴輔助放噴，初步錄取井口壓力(套壓Pwh)，利用油嘴直徑d的對數(shù)和井口壓力Pwh呈直線關(guān)系的特征，通過繪制lgd～Pwh曲線，進行線性回歸設(shè)計出符合技術(shù)規(guī)范的油嘴參數(shù)，以保證測試求產(chǎn)的合理工作制度。當然在測試過程中根據(jù)實際情況對油嘴直徑可作適當修正。

3.2防止水合物的形成

水合物的形成需要具備2個主要條件：一是氣體必須處于水汽過飽和狀態(tài)或者有水存在，二是系統(tǒng)必須具有足夠高的壓力和足夠低的溫度。在給定壓力下，對于任何組分的天然氣都存在水合物形成溫度，低于這個溫度將形成水合物，若高于這個溫度則不形成水合物或已形成的水合物將發(fā)生分解；當壓力升高時，形成水合物的溫度也隨之升高。目前預測水合物的問題可分為2類，一類是給定體系的壓力，計算水合物生成溫度，另一類是給定溫度計算水合物的生成壓力。采用給定溫度計算水合物的生成壓力，主要方法有波諾馬列夫公式和不同相對密度下的P-T回歸圖公式。根據(jù)得出的水合物預測圖，當井筒和地面測試流程中溫度和壓力位于圖中曲線以上時，就可能形成水合物，位于圖中曲線以下時，不會形成水合物。

3.3建立產(chǎn)能方程、確定無阻流量

松南氣田試氣層井段長，縱向儲層物性差異大且具有多重孔隙結(jié)構(gòu)特征，一種試井方法獲取的產(chǎn)能方程和無阻流量可能存在一定的局限性，所得到的合理生產(chǎn)工作制度不能肯定確定其準確程度，必須尋求多種試井方法，對結(jié)果相互驗證，達到正確測試評價儲層目的。建議采用回壓法試井和修正等時試井2種方法。

4 YS1井試井

4.1工作制度選擇

圖1 lgd～Pwh關(guān)系曲線

該井為裸眼完井，清水頂替井筒泥漿誘噴成功后，采用井口針型閥控制放噴排泥漿和頂替水。待井筒積液基本排凈后，先后用?8mm和?4.76mm 2個油嘴放噴，錄取井口壓力(套壓)分別為19.2MPa和26.5MPa，并通過電子流量計實測瞬時產(chǎn)氣量，折算日產(chǎn)天然氣分別為18.43×104m3和4.76×104m3。根據(jù)油嘴直徑d的對數(shù)和井口壓力Pwh呈直線關(guān)系，故繪制lgd～Pwh曲線(見圖1)。由圖1可得到油嘴大小和井口壓力關(guān)系方程Pwh=-32.444lgd+48.497。

表1 油嘴控制的井口壓力預測值和實際值關(guān)系表

根據(jù)試油氣技術(shù)規(guī)范，試氣求產(chǎn)時井口壓力控制在最大關(guān)井壓力的75%～95%，誤差波動不大于5%。該井井口最大關(guān)井壓力為31.5MPa，依據(jù)現(xiàn)場油嘴的準備情況，選定了5個油嘴，并按得出的關(guān)系方程進行了井口壓力預測(見表1)。按照預測的結(jié)果，試氣求產(chǎn)時用選定的5個油嘴按由小到大順序，使用?20.5mm孔板，采用回壓法試井，獲得了不同工作制度下的產(chǎn)量和壓力資料，整個求產(chǎn)的壓降過程和流壓、流溫均連續(xù)記錄在同一張卡片上。現(xiàn)場應(yīng)用表明，各項資料錄取均符合試油氣技術(shù)規(guī)范，預測的工作制度與實際吻合程度較好。由表1可以看出，實際井口壓力均較預測壓力偏大1MPa左右，誤差不超過5%。究其原因，應(yīng)與試氣求產(chǎn)管線較放噴時增加了測氣孔板形成節(jié)流所致。

4.2水合物防治

圖2 2種預測水合物形成條件的臨界曲線

該井采用P-T回歸圖和波諾馬列夫2種方法預測(見圖2)。水合物是高壓低溫下形成的，因此曲線應(yīng)為形成水合物的臨界線，曲線的左邊應(yīng)為水合物形成區(qū)域，曲線的右邊為非形成水合物區(qū)域。2種方法計算的臨界曲線存在一定差距，且隨著溫度壓力的升高，差距愈來愈大。分析認為波諾馬列夫方法跨度較大，較為嚴格，當井口控制回壓較高、氣產(chǎn)量較小時，井口溫度亦較低，采用波諾列夫方法預測可能形成水合物，而P-T回歸圖預測尚未形成水合物，因此采用2種方法預測能形成水合物的最小產(chǎn)量不一樣，波諾列夫方法預測的產(chǎn)量要低于P-T圖回歸方法。采用P-T回歸圖時相對而言較為精確，波馬列夫方法設(shè)計測試參數(shù)，確保測試或生產(chǎn)時井筒不發(fā)生水合物堵塞。該井幾個工作制度下的壓力和溫度均在不可形成水合物區(qū)，無水合物形成。

4.3現(xiàn)場試氣、試采工藝技術(shù)

1)回壓法試井進行完井測試，采用常規(guī)回壓試井工藝和壓力恢復不穩(wěn)定試井,獲得地層產(chǎn)能方程與地層特征參數(shù)，測試地層壓力42.039MPa，地層溫度134.54℃，計算無阻流量為29.66×104m3。

圖3 修正等時試井測試原始卡片

2) 試采歷時166d進行試采，采用5.3mm油嘴、20.5mm孔板工作制度，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量10.2×104m3，井口油壓26.8MPa，套壓27.6MPa, 日產(chǎn)水1.0～1.3m3,水樣氯根18～404mg/L，為凝析水,試采階段累計產(chǎn)氣1144×104m3。

3)不穩(wěn)定試井和修正等時試井為進一步確定YS1井營城組火成巖氣藏的穩(wěn)定產(chǎn)量和無阻流量，修正原產(chǎn)能方程，進一步求取儲層參數(shù)，歷時21d進行了第2次復試，采用壓力恢復不穩(wěn)定試井和修正等時試井工藝(見圖3)獲得地層產(chǎn)能方程與地層特征參數(shù)，測試地層壓力42.015MPa，地層溫度135.78℃，計算無阻流量為30.02×104m3。

4)2次壓力恢復資料解釋結(jié)果對比與分析完井測試在常規(guī)回壓試井3d后關(guān)井測試壓力恢復，以及第1次試采166d后2次關(guān)井測壓力恢復，均運用Saphir試井解釋軟件進行處理解釋，2次壓力恢復資料解釋結(jié)果如表2所示。通過對比，地層滲透率等基本相同；表皮系數(shù)由5.49降至1.47，表明盡管近井地帶地層存在一定程度的污染，但與完井測試相比，近井地層污染程度明顯降低。